Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1987
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 4.06 км²
Бepeгoвoe мecтopoждeниe
B aдминиcтpaтивнoм oтнoшeнии Бepeгoвoe мecтopoждeниe pacпoлoжeнo в Cocнoгopcкoм paйoнe, цeнтpaльнoй чacти Pecпублики Koми, в 140 км к вocтoку oт г. Уxты и 100 км к югo-вocтoку oт п. Hижний Oдec, на левом берегу р. Печоры.
Ближайший нaceлeнный пункт - paбoчий пoceлoк Heфтeпeчopcк, pacпoлoжeн нa пpaвoм бepeгу p.Пeчopы в ceвepo-вocтoчнoй чacти Пaшнинcкoгo мecтopoждeния, зaпacы кoтopoгo утвepждeны в ГK3. B пoceлкe бaзиpуютcя пpoизвoдcтвeнныe cлужбы ОAO Tэбукнeфть, кoтopoe вeдeт paзpaбoтку дaннoгo мecтopoждeния, a тaкжe cлужбы Hижнe-Oдeccкoгo УБP и cтpoитeльныx opгaнизaций. 3aвoз мaтepиaлoв и oбopудoвaния из пoc.Hижний Oдec нa мecтopoждeниe пpoизвoдитcя пo acфaльтнo-гpaвийнoй дopoгe, пpoтяжeннocтью 95 км. Плoщaдь мecтopoждeния мecтaми пoкpытa xвoйными лecaми c пpимecью лиcтвeнныx пopoд и cильнo зaбoлoчeнa.
B paзpeзe Бepeгoвoгo мecтopoждeния зaлeжи нeфти выявлeны в oтлoжeнияx cpeднeгo и вepxнeгo дeвoнa, нижнeй и вepxнeй пepми.
B oпытнo-пpoмышлeнную экcплуaтaцию мecтopoждeниe ввeдeнo в 1989 гoду нa ocнoвaнии пpoeктa пpoбнoй экcплуaтaции, cocтaвлeннoгo инcтитутoм Пeчopнипинeфть (тeмa 166/89) пo дeвoнcким и нижнeпepмcким пpoдуктивным плacтaм.
Дaльнeйшaя дopaзвeдкa Бepeгoвoгo мecтopoждeния ocущecтвлялacь АO Kоминефть кaк в пpoцecce экcплуaтaциoннoгo, тaк и пoиcкoвo-paзвeдoчнoгo буpeния.
Стратиграфия
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится на основе корреляции и стратиграфии по соседней Пашнинской площади, приведенной в работе "Пересчет запасов нефти и газа Пашнинского месторождения", Ухта, 1987 г.
Верхний протерозой - PR 2
Глубоким бурением вскрыты породы фундамента на глубине 4448 м и представлены изверженными породами типа гранодиоритов и габбро, возраст их датируется верхним рифеем - вендом.
На эродированной поверхности фундамента залегают отложения осадочного чехла, представленного в объеме ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя, которые перекрыты юрско-четвер-тичными образованиями.
Палеозой – Pz
Ордовикская система - О
В разрезе по литологическим особенностям и каротажной характеристике снизу вверх прослеживаются красноцветная терригенно-карбонатная, сульфатно-доломитовая и пестроцветная терригенно-сульфатная пачки (индексация ТПО ВНИГРИ).
Терригенно-карбонатная пачка (мощностью > 200 м) характеризуется пониженными значениями КС, изрезанными кривыми на каротажных диаграммах кавернометрии и повышенными значениями ГК. В основании этой пачки глинисто-алевролитовая толща с переслаиванием песчаников, аргиллитов, известняков.
Сульфатно-карбонатная пачка (мощностью около 140 м) на диаграммах отмечается повышенными показаниями КС и НГК. В нижней части пачка сложена доломитами и известняками, участками сильно сульфатизарованными, верхняя часть пачки сложена ангидритами, доломитами, также сульфатизированными.
Пестроцветная терригенно-сульфатная пачка (около 63 м) завершает разрез ордовикских отложений и является надежным каротажным репером осадочного чехла в додевонской толще. Толще на каротажных диаграммах соответствуют пониженные значения кривых КС и НГК, повышенные НГК. Разрез представлен переслаиванием пестроцветных аргиллитов, доломитов и домеритов со значительной примесью терригенного материала.
Силурийская система - S
Силурийские отложения представлены в объеме нижнего и верхнего отделов.
Нижний отдел - S1
В разрезе нижнего отдела преимущественное развитие имеют вторичные доломиты и доломитизированные известняки прослоями пористые и кавернозные, сильно сульфатизарованные, прослоями неравномерно-глинистые (мощностью ~ 526 м).
Верхний отдел - S 2
Рассматривается в объеме лудловского (S2 ld) и пржидольского (S2 p) ярусов. Мощностью 272 м.
Лудловский ярус (S2ld) сложен известняками темно-серыми, неравномерно-глинистыми с прослоями мергелей и глин, участками пористые и кавернозные. Мощность яруса 103 м.
Пржидольский ярус (S 2p) - мощностью 170 м сложен известняками темно-серыми, плотными, крепкими, неравномерно-глинистыми, с маломощными прослоями мергелей и алевролитов.
Девонская система - D
Девонские отложения в районе месторождения присутствуют в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов. Мощность системы 830-855 м.
Нижний отдел - D 1
Нижний отдел представлен толщей глинисто-алевролитовых пород с прослоями и линзами кварцевых песчаников, мощностью 25-30 м. На диаграммах характеризуется низкими значениями КС и изрезанностью кривой кавернометрии.
Средний отдел - D2
Рассматривается в объеме эйфельского и живетского ярусов.
Эйфельский ярус - D2ef
В составе эйфельского яруса выделяются нижний и верхний подъярусы. Нижнеэйфельский подъярус (D2ef1) состоит:
- койвенский горизонт (D2kv), представленный пачкой песчаников (III) разделяемых на два пласта (IIIв и IIIб) глинисто-алевролитовой пачкой (толщиной 7-13 м). По составу песчаники кварцевые, серые и темно-серые, разнозернистые, пористые, нефтегазонасыщенные. Его общая мощность 27-41 м;
- бийский горизонт (D2bs), кровля и подошва которого - это переслаивание кварцевых алевролитов и темно-коричневых глин с редкими прослоями известняков, в средней части разреза высокоомная песчано-алевролитовая пачка. Песчаники кварцевые, тонкозернистые, пористые, газонасыщенные. Мощность отложений горизонта 22-27 м.
Верхнеэйфельский подъярус (D2ef2) по новой стратиграфической схеме ТПП выделен в объеме следующих горизонтов:
- кедровский горизонт (D2kd) сложен известняками неравномерно-глинистыми с прослоями мергелей и глин, мощностью 46-55 м;
- омринский горизонт (D2om) сложен известняками сильно глинистыми, мергелями и глинами зеленовато-серыми, красно-бурыми и шоколадно-коричневыми, мощностью 34-37 м;
- колвинский горизонт (D2kl), завершает эйфельский цикл и представлен песчано-алевролитовыми породами.
По ранее существовавшей стратиграфической схеме перечисленные отложения относились к афонинскому горизонту живетского яруса, в настоящее время это датируется эйфельским комплексом.
Живетский ярус - D2zv
Отложения яруса представлены старооскольским горизонтом (D2st) по нефтепромысловой номенклатуре в объеме основной толщи пласта Iв. В толще мощностью до 350 м и выделяются две пачки с различной литологической и каротажной характеристикой.
Основная толща мощностью 180-260 м, представлена переслаиванием кварцевых песчаников и алевролитов. Песчаники светло-серые, серые, коричнево-серые, тонко- и мелкозернистые, пористые, нефтенасыщенные, с цементом уплотнения кварцевым регенерационным, мощность достигает до 40 м. Алевролиты кварцевые, светло-серые, глинистые, участками слюдистые, местами со сферолитами сидерита. Глины алевритистые, плитчатые, местами скорлуповатые.
Верхний отдел - D3
В разрезе верхнего отдела присутствуют отложения франского и фаменского ярусов.
Франский ярус - D3f
Представлен в объеме нижне- и верхнефранского подъярусов и характеризуется различными по литологии породами общей мощностью 200-230 м.
Нижнефранский подъярус - D3f1
В подъярусе выделены пять горизонтов снизу вверх: яранский (D3jr), джьерский (D3dzr), тиманский (D3tm), саргаевский (D3sr), семилукский (D3sm).
Яранский горизонт (D3jr), сложенный пачками проницаемых песчаников (В-1 и В-2) близких по литологии и каротажной характеристике, разделенные низкоомными глинистыми прослоями мощностью 2-10 м.
Литологически песчаники серые и светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, пористые, нефтенасыщенные с поровым, глинистым и карбонатным цементом, местами регенерационным, кварцевым. Алевролиты темно-серые, серые, неравномерноглинистые и песчанистые. Глины темно-зеленые, неравномерноалевритистые, комковатые и плитчатые, с вкраплением сидеритов.
Джьерский горизонт D3dzr - в его основании получили развитие пласты-коллекторы в пачках В-3 и В-4 имеющие линзовидно-полосовой характер с весьма извилистыми границами, также разделены глинистыми пачками. Выше по разрезу выделяются высокоомные пачки песчано-алевролитовых пород Iа и Iб, разделенные непроницаемой толщей глинисто-алевролитовых пород мощностью 5-10 м.
Пласт Iб cложен песчаниками светло-серыми и серыми, кварцевыми, мелко- и тонкозернистыми, пористыми, нефтенасыщенными с прослоями кварцевых алевролитов и темно-серых глин, местами ожелезненных. Мощностью 10-18 м.
Пласт Iа более мощный (29-30 м), сложен в нижней части преимущественно песчаниками кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, большей частью хорошо отсортированными пористыми нефтенасыщенными. В верхней части алевролиты хлорито-кварцевые, кварцево-слюдистые, неравномерно-песчанистые и глинистые.
По существовавшей ранее номенклатуре яранский (D3jr) и джьерский (D3dzr) горизонты относились к пашийскому (D3ps) и верхней части старооскольского горизонтов, а тиманский (D3tm), к кыновскому (D3kn) горизонту.
Отложения тиманского + саргаевского горизонтов мощностью 67-105 м сложены глинами темно-серыми до черных и серо-зелеными, плитчатыми, аргиллитоподобными. В толще глин прослеживается высокоомный пласт глинистых известняков мощностью 5-10 м (репер А). Вышележащая часть разреза (саргаевская) толща известняков, скрытокристаллических, серокоричневых, глинистых. В целом тиманско-саргаевская толща является региональной покрышкой на территории Тимано-Печорской провинции.
Доманиковая свита (D3dm) семилукского горизонта (D3sm) завершает толщу нижнефранского подъяруса, мощность ее от 35 до 50 м, сложена известняками темно-серыми до черных, глинистыми и битуминозными, с прослоями мергелей и глинистых сланцев. Верхняя граница свиты на каротажных диаграммах принята по спаду кривой КС, приуроченной к подошве пачки глинистых известняков, отнесенных уже к верхнефранской толще.
Верхнефранский подъярус - D3f2
Разрез представлен отложениями известняков темно-серых, неравномерноглинистых, битуминозных, местами окремненных с прослоями мергелей и глинистых сланцев мощностью 44-78 м.
Фаменский ярус - D3fm
Отложения яруса представлены в объеме нижне, средне и верхнефаменского подъярусов.
Нижнефаменский подъярус - D3fm1
В шельфовых разрезах Ижма-Печорской впадины в нижнефаменской толще прослеживаются маркирующие карбонатные пачки Фо (задонский горизонт D3zd), пачки Ф-1, Ф-2, Ф-3, Ф-4 (елецкий горизонт D3el).
Пачка Фо на Береговой площади представлена неравномерно-глинистыми известняками, прослоями битуминозными, мощность которых уменьшается с севера на юг от 20 до 7 и. Глины верхнезадонского горизонта (репер Г), перекрывают пласт Фо.
Пачки Ф-1, Ф-2, Ф-3, Ф-4 представлены практически деприссионными фациями - глинистыми известняками, мощность их изменяется от 95 до 150 м, исключение пачка Ф-3, мощность которой колеблется от 10 до 15 м. В областях верхних перегибов карбонатных пачек, то есть в верхних прибортовых частях палеопрогибов, с увеличением мощности отмечается улучшение его фильтрационно-емкостной характеристики и нефтегазоносности.
Среднефаменский подъярус - D 3 fm 2
Разрез представлен Усть-Печорским горизонтом (D3up), где по литологическим особенностям и каротажной характеристике прослежены карбонатные пачки I, II, III (снизу вверх), общей мощностью 150-260 м.
Пачка I сложена известняками серыми в различной степени доломитизированными, пористыми, мощностью 60-70 м.
Пачка II представлена преимущественно доломитами мелкокристаллическими, неравномерно глинистыми, с прослоями глин и ангидритов. Мощность пачки 72-80 м.
Пачка III сложена известняками неравномернодоломитизированными до перехода в доломиты, мелкокристаллическими, серыми и желтовато-серыми, пористыми, кавернозными, нефтенасыщенными в верхней части разреза. Мощность пачки 70-85 м.
Верхнефаменский подъярус - D3fm 3
Выделен в объеме двух горизонтов: зеленецкого (D3zl), к которому приурочена IV пачка (ранее относимая к среднефаменскому подъярусу) и нюмылгского горизонта (D3 nm).
Зеленецкий горизонт (D3zl) - пачка IV по каротажной характеристике и литологическим особенностям подразделяется на нижнюю и верхнюю толщи.
Нижняя толща представлена неравномерноглинистыми известняками с прослоями глин. Мощность ее от 10 до 20 м.
Верхняя толща сложена известняками органогенно-детритовыми, пористыми и кавернозными, трещиноватыми, нефтенасыщенными со стиллолитами различного типа. По материалам ГИС эта толща выделяется отрицательной аномалией. Мощность ее от 28 до 50 м.
Нюмылгский горизонт (D3nm) представлен переслаиванием известняков серых и темно-серых, неравномерно-глинистых, и глин темно-серых в различной степени известковистых, местами битуминозных. Мощность его 40-65 м.
Каменноугольная система – С
Отложения представлены в объеме нижнего и среднего отделов.
Нижний отдел - C 1
В нижнекаменноугольной системе прослеживаются отложения турнейского (C1t) и визейского (C1v) ярусов.
Турнейский ярус - C1t
Отложения яруса в объеме чернышинского (C1сn) надгоризонта сложены известняками светло-серыми и серыми, буровато-коричневыми, мелкокристаллическими, участками органогенными, с примазками зеленовато-серых глин. Верхняя граница отложений турнейского яруса принята в подошве глинистой пачки с визейским комплексом фауны (алексинский горизонт - D3al).
Визейский ярус - C1v
Отложения окского надгоризонта (C1ok), слагающие разрез данного яруса представлены в подошве толщей красно-бурых глин мощностью 7-11 м, а выше пачка зеленовато-серых глин. Завершает надгоризонт пачка доломитизированных известняков и доломитов прослоями пористых и кавернозных, участками сульфатизированных. Граница между визейским и серпуховским ярусами не установлена.
Серпуховский ярус - C1s
Отложения яруса сложены доломитами и доломитизированными известняками с включениями ангидрита и кальцита. Общая мощность двух ярусов колеблется от 100 до 219 м.
Средний отдел - C 2
Отложения нижнекаменноугольного возраста перекрыты толщей низкоомных карбонатов башкирского (C2b) и московского (C2) ярусов.
Башкирский ярус - (C2b)
Башкирские отложения фаунистически не обоснованы, поэтому к ним относят толщу доломитизированных известняков, прослоями фораминиферо-водорослевых и органогенно-детритовых, местами глинистых. Мощностью 33-50 м.
Московский ярус - (C2m)
Ярус сложен известняками неравномерноглинистыми, перекристаллизованными и окремненными с прослоями зеленовато-серых и темно-серых глин, датируемых на основании фаунистических определений, как нижнемосковский подъярус, мощностью 28-70 м.
Пермская система - Р
Пермские отложения представлены в объеме нижнего и верхнего отделов, общей мощностью 430-552 м.
Нижний отдел - P1
В разрезе нижнего отдела прослеживаются отложения ассельского + сакмарского (P1a+s), артинского (P1a) и кунгурского (P1k) ярусов.
Ассельский + сакмарский ярусы - P1 a+s
Разрез представлен известняками серыми и светло-серыми, органогенно-детритовыми и водорослевыми, пористыми и кавернозными, доломитизированнымии в нижней части разреза; серыми, неравномерноглинистыми, преимущественно плотными карбонатными образованиями в верхней его части. Мощностью 80-100 м
Артинский ярус - P1 a
Отложения яруса представлены известняками органогенно-обломочными в нижней части доломитами и доломитизированными известняками, пористыми в верхней части. Мощность составляет порядка 50 м.
Кунгурский ярус - P1 k
В разврезе выделяются отложения филипповского (P1fl) и иреньского (P1ir) горизонтов, имеющих различную литологическую характеристику. Общая толщина кунгурских отложений 75-80 м.
Филипповский горизонт представлен сильнодоломитизированными известняками и доломитами с прослоями глин, гипсов, ангидритов и песчаников. Пласты-коллекторы, приуроченные к доломитам и доломитизированным известнякам, имеют линзовидный характер и присутствуют в основном по второму снизу пласту (2 п - P1fl), а пласты 1 и 3 представлены плотными породами. Мощность горизонта порядка 40 м.
Иреньский горизонт сложен преимущественно глинами, алевролитами и песчаниками в различной степени известковистыми. В разрезе наблюдаются пласты гипсов, ангидритов и реже доломитов, с которыми связаны продуктивные пласты-коллекторы. Мощность горизонта 35-40 м.
Верхний отдел - P2
В верхнепермской части разреза (уфимский ярус P2u), представленной мощной толщей аллювиально-проллювиальных, преимущественно красноцветных глинисто-алевролитовых отложений с подчиненным развитием песчаников, толщиной 850-980, выделены два песчаных пласта (Р2 - 18, P2 - 14+15). Песчаники полимиктовые, серые, зеленовато-серые, пористые, имеют полосовидный и линзовидный характер развития. Глины красно-бурые, зеленовато-серые, бурые, известковистые, алевритистые.
Четвертичная система - Q
Отложениия сложены моренными и покровными суглинками, флювиогляциальными и аллювиальными гравийно-песчаными породами, а также озеро-болотными отложениями со средней мощностью порядка 70 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Береговое месторождение приурочено к южной части Мичаю-Пашнинского вала и расположено по поддоманиковым отложениям в пределах приподнятого тектонического блока на северной переклинали Пашнинской антиклинальной структуры.
В современном структурном плане Мичаю-Пашнинский вал представляет собой цепочку кулисообразно расположенных средних размеров (6-12 * 3-7 км) брахиантиклинальных складок север-северо-западного простирания общей протяженностью 160 км, ограничивающую с востока Ижма-Печорскую впадину Печорской синеклизы от Верхнепечорской впадины Предуральского прогиба. С севера на юг в пределах вала выявлены различного морфогенетического типа структуры, расположенные на разных гипсометрических уровнях: Исаковская, Мичаюская – на севере, Северо-Савиноборская, Восточно-Савиноборская, Пашнинская - на юге. Южная часть вала характеризуется резко асимметричным строением: западные крылья структуры переходят в крупную флексуру (возможно, флексурно-разрывную зону) в осадочном чехле, приуроченную к зоне Илыч-Чикшинского глубинного разлома, восточные - значительно положе. Амплитуды поднятий по кровле карбонатов перми 40-160 м и с глубиной возрастают.
Мичаю-Пашнинский вал да начала перми являлся типичной единой инверсионной структурой, характеризующейся заложением грабенообразного прогиба с начала позднеордовикского до начала визейского времени и притерпевшей обратные движения к началу перми. Центральная часть грабена и инверсионной структуры располагались в пределах Восточно-Савиноборской площади. Такой разнонаправленный характер тектонических движений, как явствует из анализа изменения мощностей отложений от подошвы доманика до начала перми, привел к образованию уже к доманиковому времени локальной структуры в пределах Пашнинской площади. Дальнейшее обособление локальных складок в пределах вала началось с кунгурского времени и завершилось, по-видимому, в триасе, на что указывает увеличение мощностей этих отложений на погружениях складок.
Следует отметить весьма значительное влияние разрывной тектоники в формировании локальных структурных форм, особенно южной части вала, приведшей, как показали последние исследования, к образованию в поддоманиковом осадочном чехле тектонически экранированных ловушек и тектонически обособленных участков даже в пределах отдельных локальных площадей. Примером тому может служить Пашнинская площадь. Выделенный здесь западный флексурообразный уступ соответствует положение зоны глубинных разломов (т. н. Илыч –Чикшинских) и, по-видимому, сопровождается нарушением сплошности пород по поддоманиковой части осадочного чехла.
Пашнинская структура является наиболее крупной и высоко амплитудной брахиантиклинальной складкой в пределах вала, имеет северо-западное простирание в южной части и дугообразно загибается на север в северной части.
По кровле карбонатов перми по замкнутой изогипсе минус 950 м структура имеет размеры 12*3,6 км, амплитуду 120 м, падение слоев на крыльях: восточном – 2,8 о, западном – 6,8 о, на периклиналях: северной – 1,1 о, южной – около 3 о.
По кровле отложений тиманского (пашийского) горизонта верхнего девона по замкнутой изогипсе минус 2640 м и структура имеет размеры 11,2*4,6 км, амплитуду 260 м.
По результатам разбуривания площади Пашнинского месторождения отмечается хорошая сходимость представлений о геологическом ее строении на разведочном и эксплуатационном этапах изучения. Помимо уточнения отдельных деталей, естественных при увелечении плотности разбуривания, выявлены существенные расхождения касающиеся геологической модели поддоманиковых залежей.
При анализе геологического материала по всем разведочным и эксплуатационным скважинам в пределах площади месторождения выявлен ряд разрывных нарушений сбросового типа, не установленных на разведочном этапе. Нарушения фиксируются в скважинах «выпадением» различных интервалов мощностью, соответствующей амплитудам нарушений, классифицируются как сбросы, имеющие субмеридиональное простирание, параллельное Илыч-Чикшинской зоне, и разделяют грабены и горсты шириной от 250 м до 2 км.
Нарушения были прослежены в поддоманиковой части разреза, начиная от саргаевских до эйфельских (афонинских) отложений. Выше по разрезу нарушения затухают, из-за изменчивости разреза проследить их затруднительно.
Приподнятый блок Берегового месторождения ограничен с юго-запада от основной структуры сбросом северо-западного простирания, амплитудой порядка 140-150 м. Размеры блока в пределах изогипсы минус 2680 м по кровле пласта Iа составляют 6,0*2,5 км. Углы падения на северо-восточном крыле и северной переклинали 2-3 о, на северо-западном крыле возможно круче, по аналогии с собственно Пашнинской структурой. На начальной стадии поисково-разведочных работ и проведенных по редкой сети сейсморазведочных работ строение блока представлялось относительно простым (прил. 26). Однако при эксплуатационном разбуривании выявилось его более сложное тектоническое строение. Блок раздроблен рядом тектонических нарушенийтипа сбросов амплитудой 20-40 м северо-восточного и северо-западного простирания.
Сброс северо-западного простирания проходит параллельно основному нарушению, имеет амплитуду 40 м и подсекается скв. 40. Нарушения северо-восточного простирания протягиваются по результатам эксплуатационного разбуривания Пашнинского месторождения имеют амплитуду от 20 до 40 м и ограничивают грабены. Одно из них на площади месторождения подсекается скв. 3 и 7, имеет амплитуду 40 м. Тектонические нарушения делят площадь Берегового месторождения на шесть блоков (нумерация с севера на юг: I-IV и на северо-востоке –V, VI).
НЕФТЕНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Береговое месторождение расположено в южном нефтедобывающем районе на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, в непосредственной близости с разрабатываемым Пашнинским месторождением, расположенным к югу, а на севере от него расположено Восточно-Савиноборское месторождение. Основная добыча нефти на этих месторождениях производится из залежей приуроченных к терригенным отложениям среднедевонско-нижнефранскому комплексу и в меньшей степени из карбонатных отложений верхнедевонского и нижнепермского карбонатного и терригенного верхнепермcкого комплексов.
Непосредственно на Береговом месторождении, открытом в 1987 году, промышленная нефтеносность связана с отложениями:
1) песчаников яранского (В-1) и джьерского (В-3, В-4, Iа, Iб) горизонтов нижнефранского подъяруса;
2) известняков и доломитов филипповского горизонта кунгурского яруса (пласт 2) нижней перми;
3) песчаников уфимского яруса (пачка Р2 - 18) верхней перми.
В процессе разведочного и эксплуатационного разбуривания месторождения нефтепроявления различного характера отмечались при опробовании фаменских отложений.
Характеристика залежей
Залежи нефти нижнефранского подъяруса верхнего девона (пласты В-1, В- 2, В-4, Iа, Iб).
Данные залежи нефти приурочены к песчанным поровым коллекторам яранского и джьерского горизонтов верхнего девона. По типу природного резервуара залежи - пластовые. По виду ловушек залежи нефти относятся к литологически ограниченным и тектонически экранированным. С запада залежи ограничены основным флексурообразным прогибом, который сопровождается нарушением сплошности пород по поддоманиковой части осадочного чехла. В свою очередь площади всех залежей разделены серией тектонических нарушений сбросового характера на шесть блоков. В сочетании с литологической невыдержанностью пластов это предопределило очень сложное строение залежей.
Средняя глубина залегания залежей от 2706 м до 2903 м. Высота залежей колеблется от 27 м до 97 м. Общая толщина продуктивных пластов изменяется от 18.7 м (В-4) до 23.7 м (В-1). Максимальные эффективные толщины сосредоточены в первом блоке 17.2 м (cкв.41), 23.2 м (скв.39) и уменьшаются до 0 в юго-восточном направлении. При корреляции песчанных прослоев прослеживаются постоянное наличие двух, но встречены скважины с пятью прослоями (скв.35, 38).
В пределах продуктивной толщи прослои песчаников разделены пачками алев-ролитов и глин, толщина которых в зависимости от залежи колеблется от 0.8 до 11.6 м.
Залежь нефти пласта В-1 яранского горизонта верхнего девона продуктивна в пределах I блока, на площади 1.0*1.75 км, имеет этаж нефтеносности 27 м (прил. 22). С севера и юго-востока залежи ограничены водонефтяным контактом принятым на отметке минус 2677 м и подтвержденным опробованием в скв.35 и 3 (прил. 16).
Средняя глубина залегания пласта от 2786 м до 2903 м. Общая толщина колеблется от 32 м (cкв.39) до 16 м (скв.2), в среднем составляет 24.5 м. Максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины приурочены к блоку I, изменяются от 25.6 м (cкв.39) до 0 на контуре нефтеносности. Водонефтяная зона шириной до 0.5 км протянулась на северо-западе по всей площади блока, в пределах III блока нефтеносность пласта предполагается по структурным построениям. Доля водонефтяной зоны в объеме залежи составляет 49 %. Залежь характеризуется выдержанностью коллекторов, среднее число прослоев продуктивных песчаников составляет 2. Максимальное число прослоев - 4 встречено в скв.5, 8, 38, минимальное - один прослой (скв.1, 41), в скважине 40 такой прослой достигает 24.4 м.
Пласт В-2 яранского горизонта верхнего девона продуктивен на площади размером 0.75*2.4 км, в пределах I, II и V блоков, предполагается в блоке III (прил. 23). Высота залежи 37 м, средняя глубина залегания от 2757 м до 2881 м, общая толщина изменяется от 18 м (cкв. 5) до 33 м (скв.39). В I блоке пласт литологически и тектонически экранирован, в блоках II, V и III принят водонефтяной контакт на абсолютной отметке минус 2677 м, так как по нарушениям стыкуется с пластом В-1 (прил. 22, 23).
Особенностью геологического строения залежи является невыдерженность продуктивных прослоев песчаников. Единичны скважины, где присутствует только нижний прослой, в одной скважине отмечено наличие только верхнего прослоя, но в большинстве скважин присутствуют и нижний, и верхний. Cредняя эффективная толщина пласта составляет 5.4 м, максимальное значение 17.2 м (cкв.41), минимальное - 1.2 м (скв.2). Cредняя нефтенасыщенная толщина - 7.9 м, в том числе в нефтяной зоне максимальная - 17.2 м (cкв.41). Доля водонефтяной зоны в объеме залежи составляет 7 %. Число песчаных прослоев в среднем составляет два, максимальное - 5 (скв.39).
Пласт В-4 яранского горизонта верхнего девона продуктивен в пределах I, II, IV блоков и, предположительно в блоке III (прил. 24), на площади размером 0.75*3.5 км, которая в основном протянулась полосой до 1.5 км вдоль основного тектонического нарушения. Продуктивность пласта ограничена тектоническими нарушениями и литологическими замещениями, и лишь в пределах верхнего прослоя блока I условно ограничена. ВНК на отметке минус 2677 м по аналогии с пластом В-1.
Глубина залегания залежи от 2706 м до 2874 м, высота ее 97 м (скв.35). Как и нижележащая залежь пласта В-2, характеризуется невыдержанностью песчаников. В среднем по скважине присутствуют либо верхний, либо нижний песчаный прослой, лишь в двух скважинах первого блока - 4 и 35, и в одной - второго блока (скв.8), отмечается наличие двух прослоев одновременно (прил. 4, 5). Доля водонефтяной зоны в обьеме всей залежи составляет 8 %.
Общая толщина в среднем по залежи достигает 19.5 м (максимальная 24 м (cкв.34,39), минимальная - 12 м (скв.2). Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины равно 4 м (максимальная - 9.2 м по скв.8). Число прослоев в среднем составляет 2, максимальное значение - 3.
Пласт Iб джьерского горизонта верхнего девона продуктивен в первом блоке, на площади 0.88*1.6 км, с севера принят условный контур нефтеносности пласта В-1. На северо-востоке, в пределах пятого блока (район скв.38) на небольшом участке (размером 0.15*1.3 км) расположена линза, которая с севера ограничена уровнем подсчета (на абсол. отметке 2638 м), с востока и запада – тектоническим нарушением, с юга – границей замещения проницаемых песчаников (прил. 25).
Средняя глубина залегания пласта изменяется от 2681 м до 2855 м, высота залежи 120 м. Доля водонефтяной зоны в обьеме всей залежи составляет 7 %, ширина ее колеблется от 0 до 30 м. Общая толщина изменяется от 9 м (скв.2, 41) до 3 м (скв.39), при среднем ее значении 6,33 м.
Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 5.6 м (скв. 33), в среднем составляет -2.58 м. Число прослоев в среднем составляет 2, максимальное их число 3 (скв.4, 35).
Пласт Iа джьерского горизонта верхнего девона продуктивен на большей площади по сравнению с вышеперечисленными пластами в пределах шести блоках, на площади 1.5*3.1 км (прил. 26). Залежь в I блоке ограничена с севера водонефтяным контактом, принятым по аналогии с пластом В-1, с востока - границей замещения продуктивных песчаников, на западе – основным тектоническим нарушением. Средняя глубина залегания залежи от 2662 м до 2922 м. Высота залежи достигает 139 м. Общая толщина в среднем составляет 19.5м, максимальная толщина 27 м (скв.3). Наибольшее значение нефтенасыщенной толщины 12.9 м - скв.4, в центральной части первого блока. Максимальное число прослоев достигает 5 (скв.3, 39), при среднем значении 2. Доля водонефтяной зоны в объеме всей залежи составляет 8 %, ширина ее на севере достигает 20 м.
На северо-востоке, в пределах пятого блока (район скв. 38, 40) пласт продуктивен на площади размером 0.62*0.7, с севера ограничен уровнем подсчета по аналогии с пластом Iб (на абсол. отметке 2638 м), на остальной площади – тектоническим нарушением. В пределах шестого блока расположена линза, меньшей площади, чем по пятому блоку, которая ограничена с северо-запада – тектоническим нарушением, на остальной площади – границей замещения проницаемых песчаников.
Залежи нефти нижней и верхней перми, пласты (Р1 пласт 2, Р2 пласт 18)
Залежь нефти филипповского горизонта кунгурского яруса нижней перми (пласт 2) классифицируется как пластовая, сводовая, литологически экранированная, приуроченная к пласту проницаемых слабодоломитизированных, тонко-мелкозернистых, мелко-кавернозных известняков. Залежь продуктивна на площади 2.5*2.8 км, ограничена по всем направлениям водонефтяным контактом, принятым на абсолютной отметке минус 959 м, что соответствует нижнему проницаемому нефтенасыщенному прослою в скв. 32 (по данным ГИС) для категории С2 и принятым на абсолютной отметке минус 933 м по данным ГИС скв.10 для категории С1. Высота залежи 35 м, средняя глубина залегания изменяется от 1015 м до 1112 м (прил. 27). Общая толщина в среднем составляет 10.7 м, максимальная толщина 15 м (скв.40). Наибольшее значение нефтенасыщенной толщины 6.6 м (скв.3), при среднем значении 5.0 м. Максимальное число прослоев достигает 2 (скв. 10), при среднем значении 1. Доля водонефтяной зоны в объеме всей залежи составляет 23%, ширина ее колеблется от 150 до 300 м.
Залежь нефти в отложениях уфимского яруса, верхней перми (пласт Р2-18) связана с двумя линзами песчаников размерами: северная (I) - 0.75*2.75 км и южная (II) - 0.75*2.12 км (прил. 28). Уровень подсчета по каждой из линз принят на разных отметках. По северной линзе уровень подсчета на отметке минус 714 м, по результататам опробования пласта Р2-18 в скв.6, где в интервале 808.4-823 м получен приток нефти. Высота залежи составляет 18 м. По южной линзе уровень подсчета принят по материалам ГИС, где на отметке минус 652 м, отмечается нижний нефтенасыщенный прослой пласта Р2-18. Высота залежи составляет 27 м. Средняя глубина залегания от 730 м до 822 м, общая толщина пласта изменяется от 5 м до 18 м. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 7 м (максимальная 14.2 м в скв.6). Число прослоев колеблется от 1 до 2.
Источник: Уточнение геологического строения, балансовых запасов и разработка ТЭО КИН по залежам Берегового месторождения.Договор № 88/00. Носов А.П., Шебеста Л.Г., Линок Н.Г., и др. 2000
Следующее Месторождение: Карабулак-Ачалуки