Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1974
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 37.68 км²
Чураковское месторождение
В административном отношении Чураковское месторождение расположено на территории Ординского и Уинского районов Пермского края, в тектоническом приурочено к южной части Веслянской валообразной зоны, осложняющей Бымско-Кунгурскую впадину.
Чураковское месторождение открыто в 1974 г. по результатам поисково-разведочного бурения. В этом же году запасы нефти впервые были поставлены на государственный учет (протокол ЦКЗ МНП №19 от 12.03.1975 г.).
По состоянию на 01.01.2020 на государственном балансе всего по Чураковскому месторождению числятся запасы:
нефти в количестве (геологические/извлекаемые):
- по категории А+В1 составили 34139/14894 тыс.т,
- по категории В2 3634/1514 тыс.т,
растворенного газа в количестве (геологические/извлекаемые):
- по категории А+В1 – 3022/1301 млн.м3;
- по категории В2 331/135 млн.м3.
В том числе в пределах лицензии ПЕМ 12493 НЭ:
· запасы нефти (геологические/извлекаемые):
- по категории А+В1 – 32999/14435 тыс. т,
- по категории В2 – 3312/1377 тыс. т,
· запасы растворенного газа (геологические/извлекаемые):
- по категории А+В1 – 2933/1266 млн. м3,
- по категории В2 – 298/121 млн. м3.
В пределах лицензии ПЕМ 12500 НР:
· запасы нефти (геологические/извлекаемые):
- по категории В1 - 1045/417 тыс. т.
· запасы растворенного газа (геологические/извлекаемые):
- по категории В1 составляют 80/31 млн.м3.
В нераспределенном фонде:
· запасы нефти (геологические/извлекаемые):
- по категории В1 – 95/42 тыс. т;
- по категории В2 –322/137 тыс. т,
· запасы растворенного газа (геологические/извлекаемые):
- по категории В1 – 9/4 – 4 млн.м3;
- по категории В2 – 33/14 млн.м3.
Чураковское месторождение нефти и газа в административном отношении расположено в Ординском и Уинском районах Пермского края, в 100 км к юго-востоку от краевого центра г. Перми.
Связь краевого центра с г. Кунгуром осуществляется по шоссейной дороге, затем после с. Орда по дороге с гравийным покрытием. Густая сеть грунтовых дорог на площади Чураковского месторождения пригодна для транспорта в сухое время года.
Село Орда находится в 15 км к северо-востоку от месторождения, ближайшая железнодорожная станция – г. Кунгур - в 25 км севернее села Орда. Вблизи месторождения расположены более мелкие населённые пункты: Опачёвка, Грызаны, Усановка, Кр. Ясыл (Рис. 1.).
Рис.1 Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
Чураковское месторождение входит в состав Кунгурского нефтегазоносного района Пермского края, с севера оно граничит с Кокуйским газонефтяным месторождением (10 км), крупнейшим в этом районе. Другими ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются: Сосновское (18 км западнее), Чайкинское (8 км южнее). В экономическом отношении Ординский и Уинский районы, в основном, сельскохозяйственные. Сельхозугодия занимают более 50% всей площади. Часть населения занята в лесной, нефтяной, лёгкой промышленности, есть карьеры по разработке гипсов и доломитов.
В орографическом отношении район работ находится на территории Предуральской равнины между Сылвенским кряжем и Тулвинской возвышенностью. Наиболее высокие отметки рельефа 240-260 м, наименьшие - 120-140 м. Район изрезан многочисленными сухими оврагами. Густота овражно-балочной сети 0,02 - 0,04 км на 1 кв. км, суммарная расчлененность рельефа 0,1 - 0,14 км на 1 кв. км, крутизна склонов от 5 - 7 до 10 градусов. Характерной особенностью района является развитие на поверхности иренских отложений, значительная часть которых сложена гипсами и ангидритами. С ними связано широкое развитие карстовых форм рельефа: воронки, провалы. Амплитуда новейших тектонических движений +250 +200 м.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Чураковского месторождения изучен по материалам структурных, поисковых и разведочных скважин от вендских до четвертичных отложений.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 года, каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 году. Выделение стратиграфических подразделений проводилось по электрокаротажному материалу с учётом исследований керна и палеонтологических характеристик пород на основании сопоставления разрезов скважин Чураковского месторождения.
Геологический разрез Чураковского месторождения вскрыт на максимальную глубину 2440 м (скважина 133) и представлен породами девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми отложениями четвертичного возраста.
Протерозойская группа -PR
Вендский комплекс-V
В додевонское время в результате регионального подъема территории породы вендского комплекса были значительно размыты.
Разрез представлен зеленовато-серыми сланцеватыми алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина отложений составляет 83 м в скв. 133.
Палеозойская группа - PZ
Девонская система - D
Отложения системы залегают на породах вендского комплекса со стратиграфическим несогласием, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
Живетский ярус – D2zv
Отложения яруса представлены алевролитами с маломощными прослоями песчаников коричневато-серой окраски, встречаются высокоглинистые песчаники с небольшим содержанием доломитов, в нижней части – аргиллиты темно-серые, слабоглинистые, что характерно для склонового типа разреза. Толщина отложений изменяется от 1 до 11 м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами. Франско-фаменское время характеризовалось распространением мелкого теплого моря, с богатой фауной, что благоприятствовало процессам рифообразования. На площади месторождения развит рифовый тип разреза глубоководного шельфа, характерный для бортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов.
Франский ярус – D3f
Разрез франского яруса включает терригенные отложения пашийского и тиманского горизонтов, а также толщу карбонатных осадков, выделяемую в объеме саргаевского, доманикового горизонтов и толщу верхнефранского подъяруса.
Пашийский горизонт – D3p
Породы горизонта сложены песчаниками кварцевыми, светло-серыми и алевролитами неравномерно глинистыми, темно-серыми. Толщина изменяется от 4 до 13 м.
Тиманский горизонт – D3tm
Тиманский горизонт представлен алевролитами, аргиллитами, песчаником и глинистым песчаником. Алевролиты глинистые, темно-серые. Аргиллиты темно-серые, участками песчанистые. Проницаемые разности песчаника нефтенасыщены (пласт Д0). В верхней части тиманского горизонта – карбонатные породы толщиной 4-6м. Общая толщина горизонта колеблется в пределах от 9 до 15 м.
Саргаевский горизонт – D3sr
Отложения представлены слабоглинистыми, слабо окремненными и доломитизированными известняками. Толщина изменяется от 5 до 14 м.
Доманиковый горизонт – D3dm
По литологическому составу отложения доманикового горизонта представлены слабоглинистыми доломитами, окремненными и доломитизированными известняками, известковистыми и окремненными доломитами (по описанию литоплотностного каротажа). Толщина горизонта изменяется от 15 до 110 м.
Верхний подъярус – D3f3
Разрез представлен карбонатными породами. В нижней части доломитизированные известняки и битуминозные доломиты. В верхней известняки серые, темно-серые, неравномерно глинистые, зернистые, битуминозные.
Отложения мендымского горизонта по описанию литоплотностного каротажа представлены в различной степени глинистыми доломитами, местами окремненными, с неравномерным содержанием органического материала (керогена). Толщина изменяется от 239 до 376 м.
Фаменский ярус – D3fm
Породы фаменского возраста представляют собой нерасчлененную карбонатную толщу, сложенную органогенными известняками, битуминозными с подчиненным содержанием доломитов. К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласты Фм1, Фм3). Толщина фаменских образований по площади колеблется в пределах от 114 до 226 м.
Каменноугольная система – C
Каменноугольная система включает нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел карбона подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы. Верхневизейский и серпуховский ярусы не подлежат расчленению.
Турнейский ярус - C1t
Ярус сложен известняками серыми и светло-серыми, накапливавшимися в условиях мелководья, о чём свидетельствует керн с фауной кораллов (скв. 137). К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласты Т1, Т2, Т3). Толщина изменяется от 88 до 121 м.
Визейский ярус - C1v
Породы визейского возраста несогласно залегают на турнейских отложениях, и представлены кожимским и окским надгоризонтами. Для комплекса характерна ритмичность отложения осадков, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами и полосовое распространение песчаных тел увеличенной толщины, связанное с особенностями осадконакопления. По данным бурения выделены зоны увеличенных толщин коллекторовтульского, бобриковского и радаевского возраста.
Кожимский надгоризонт C1kzh
Включает в себя радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт - C1rd
Породы горизонта сложены алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Отложения радаевского горизонта характеризуются литологической неоднородностью. Проницаемые разности радаевского горизонта промышленно нефтеносны (пласты Мл1, Мл2). Толщина колеблется от 7 до 18 м.
Бобриковский горизонт - C1bb
Обмеление моря в начале бобриковского времени привело к образованию терригенных песчано-глинистых осадков прибрежно-морского и лагунно-морского происхождения. Территория Пермского Прикамья в ранне-средневизейское время представляла собой обширную аллювиально-делювиальную равнину с максимальной площадью в бобриковское время. В связи с этим можно предположить, что песчаные тела увеличенной толщины имеют аллювиальную природу. Песчаники и алевролиты кварцевые, мелко- и реже среднезернистые. К проницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласты Бб1, Бб2, Бб3). Отложения, залегающие между песчаниками и представленные переслаивающимися глинистыми алевролитами аргиллитами с пропластками каменных углей, относятся к фациям озёр и болот, лагун и прибрежных участков моря. Аргиллиты темно-серые, почти черные, тонкослоистые с частыми обуглившимися остатками флоры. Толщина отложений изменяется от 23 до 35 м, увеличиваясь в восточном направлении.
Окский надгоризонт - C1ok
Разрез сложен нижней терригенной и верхней карбонатной пачками тульского горизонта.
Тульский горизонт - C1tl
В раннетульское время территория имела унаследованные прибрежно-морские условия образования осадков. Начавшаяся в тульское время трансгрессия привела к накоплению песчано-глинистых осадков морского типа. Дальнейшее погружение территории привело к смене в позднетульское время терригенных осадков карбонатными, в результате этого породы тульского горизонта делятся на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Для терригенной пачки характерно частое литологическое чередование пород с преобладанием песчаных образований субширотного направления. Аллювиальные песчаники, выполняющие речные долины, образуют мощные пачки и отличаются латеральной выдержанностью. К поницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласты Тл2-а, Тл2-б). Толщина терригенной части тульских отложений изменяется от 23 до 37 м.
Карбонатная пачка сложена известняками и доломитами с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Известняки неравномерно-глинистые, плотные, крепкие с частой одиночной и колониальной фауной кораллов. Доломиты неравномерно-известковистые, серые, иногда трещиноватые. Проницаемые разности пород насыщены нефтью (пласт Тл1). Толщина карбонатной пачки изменяется от 12 до 17 м.
Верхневизейский - C1v2 + Серпуховский ярусы - C1s
Породы представлены известняками и доломитами, местами ангидритизированными и окремнелыми, с включениями гипса. Толщина изменяется от 246 до 290 м.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
Между отложениями серпуховского и башкирского ярусов наблюдается перерыв в осадконакоплении в связи с общим обмелением и регрессией моря. Разрез представлен светло-серыми и коричневато-серыми известняки с маломощными прослоями доломитов и известковых конгломерато-брекчий, отражающих перерывы в осадконакоплении. К трещиноватым и пористым разностям известняков приурочены промышленные скопления нефти (пласт Бш). Толщина башкирских отложений колеблется от 53 – 75 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт – C2vr
Верейский горизонт представлен известняками неравномерно глинистыми и аргиллитами, переслаивающимися с редкими маломощными прослоями доломитов. Толщина колеблется в пределах от 57 до 61 м.
Каширский горизонт - C2ks
Горизонт сложен светло-серыми доломитизированными известняками с редкими прослоями доломитов, с включениями ангидрита. Толщина изменяется от 47 до 54 м.
Подольский горизонт - C2pd
Отложения представлены известняками с подчиненными прослоями доломитов, с включениями гипса, ангидрита и кремния. Толщина изменяется от 91 до 102 м.
Мячковский горизонт - C2mc
Известняки и доломиты серые и светло-серые, местами с коричневатым оттенком. Толщина изменяется от 63 до 131 м.
Верхний отдел – С3
Породы отдела сложены доломитами и доломитизированными известняками. Доломиты светло-серые, мелкозернистые, слабо известковистые, переслаивающиеся со светло-серыми, участками окремнелыми известняками. Толщина изменяется от 130 до 226 м.
Пермская система – P
В начале раннепермского этапа происходил усиленный горообразовательный процесс в Уральской геосинклинали. Отложения пермского возраста представлены нижним отделом, которому соответствуют: ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Представлены известняками светло-серыми с прослоями доломитов с включениями гипса и ангидрита, которые накапливались в лагунно-морской обстановке, в бассейне с повышенной соленостью. Толщина ассельско-сакмарских образований изменяется от 276 до 408 м.
Артинский ярус – P1ar
Ярус сложен светло-серыми доломитизированными известняками, окремнелыми с прослоями доломитов. Толщина изменяется от 266 до 379 м.
Кунгурский ярус – P1k
Породы кунгурского яруса размыты в верхней части. Представлены ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, плотными, с подчиненными прослоями доломитов, реже известняков – в это время была сформирована региональная карбонатно-сульфатная толща. Общая толщина пород кунгурского яруса изменяется от 102 до 190 м.
С позднепермского времени наступил преимущественно континентальный режим развития, который завершился общим подъемом территории и размывом ранее отложившихся образований.
Кайнозойская эратема - KZ
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения распространены повсеместно и покрывают более древние нижележащие породы, залегая на них с большим стратиграфическим несогласием. Представлены суглинками, глинами и песками красновато-серого цвета с галькой уральских пород. Толщина отложений достигает 20 м.
Таким образом, геологический разрез Чураковского месторождения является типичным для месторождений Веслянского вала. В течение всего палеозойского периода неоднократно возникали благоприятные условия для накопления мощных терригенных толщ, содержащих как глинистые, так и песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород являются наиболее благоприятными для нефтегазообразования, а наличие выдержанных по площади песчаных коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъёму пластов.
Тектоническое строение
Чураковское нефтяное месторождение в тектоническом плане приурочено к южной части Веслянской валообразной зоны, осложняющей Бымско-Кунгурскую впадину. Купальный купол расположен в 2,15 км к юго-востоку от Чураковского месторождения (Рис.2.).
Рис.2 Выкопировка из тектонической схемы Пермского края по состоянию на 01.01.2020г.
Веслянский вал образован системой позднедевонских рифовых сооружений краевого типа, окаймляющей с востока Камско-Кинельский прогиб, имеет субмеридиональное простирание с некоторым смещением на восток в северной части и прослежен на расстоянии более 100 км при ширине 6-8 км. В его пределах выделены купола (в направлении с севера на юг): Комарихинский, Елкинский, Ожгинский, Кыласовский, Ергачинский, Кокуйский, Чураковский, Иренский, Чайкинский, Елесеевский, Купальный. Все они по генетическому типу относятся к прибортовым структурам облекания, в основании которых залегают крупные рифогенные тела верхнефранско-фаменского возраста. Конфигурация вала сохраняется по всем маркирующим горизонтам, отмечается лишь выполаживание рельефа от нижележащих горизонтов к вышележащим.
Строение вала по кровле терригенного девона изучено недостаточно. По данным сейсморазведки подрифовые горизонты палеозоя залегают в соответствии с общим тектоническим строением, характерным для юго-восточной части Пермского края, то есть ступенчато погружаются в северо-восточном направлении. Тектонические ступени осложнены малоамплитудными (до 10-12 м) локальными куполами на участках Кокуйского, Иренского и Чайкинского куполов.
В саргаевское и последующее время восточный край платформы испытывал погружение, что явилось причиной разделения морского бассейна на области с различными глубинами (период образования Камско-Кинельской системы прогибов). Вдоль границы мелководного и глубоководного палеошельфов сформировалась цепочка биогермных сооружений, представляющих собой барьерные гряды. В результате на территории Веслянского вала сформировался палеорельеф, состоявший из чередовавшихся валов и прогибов, простиравшихся с северо-запада на юго-восток.
Для локальных структур облекания биогермных сооружений характерна асимметричность. Крылья структур, обращенные к осевой зоне ККСП значительно более крутые. Такое явление наблюдается на территории всего Веслянского вала. Структуры облекания, образовавшиеся над рифовыми телами, являются основными ловушками для нефти и газа нижне- и среднекаменноугольных продуктивных горизонтов.
Активизация тектонической деятельности на рубеже турнейского и визейского веков привела к подъему территории. На фоне общей крупной регрессии происходило чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий, обусловивших циклическое строение терригенных отложений. Существовавшие в визейском веке речные потоки выразились в современном плане в виде рукавообразных форм увеличенных толщины. Таким образом, процессы седиментации были направлены на сглаживание рельефа.
Поздневизейское, серпуховское и башкирское время характеризуются дальнейшим понижением территории и распространением морской обстановки осадконакопления.
Геологические преобразования территории в среднекаменноугольную эпоху существенно изменили ее региональный наклон. Началось формирование Урала и Предуральского прогиба. Нефтематеринские свиты девона и нижнего карбона, вовлеченные в глубокое погружение, продуцировали нефть и газ. Тектонические движения альпийского цикла подняли восточный край платформы и привели к изменению гипсометрического положения сформированных ранее залежей.
Изучение тектонического строения Чураковского месторождения было выполнено по результатам бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин и материалам сейсморазведки. В 2011 году на Иренской площади проведена сейсморазведка по технологии 3D.В результате выявлены Елесеевская и Купальная структуры, и в 2011-2012 году подготовлены к поисково-оценочному бурению.
В 2014 году на Елесеевской структуре пробурена поисково-оценочная скважина 261, в 2017 году на Купальной - скважина 268.
Седиментационно-тектоническая структура,картируется по горизонтам протерозоя (R-V), в виде протяженной брахиантиклинали, северо-западного простирания, восточное крыло которой осложнено разрывным нарушением сбросового типа. Амплитуда поднятия закономерно уменьшается вверх по разрезу, составляя по реперу НГК всего 4 м. От поверхности тиманских терригенных отложений вверх по разрезу происходит разделение структуры на два купола, которые в результате особенностей распределения толщин отличаются друг от друга гипсометрией и амплитудой.
Так, южный купол, вследствие более интенсивного прогибания южной части площади, практически нивелируется уже в поверхности визейских терригенных отложений, выделяясь только в виде структурного носа.
Геологическая история развития территории Иренской площади к концу башкирского века, а именно региональный размыв территории, обусловил особенности строения Купального поднятия по ОГ IП. Сложная конфигурация структуры, сочетающая в себе глубокие заливы и более округлые купола, объясняется широким развитием эрозионно-карстовых форм в склоновых и присводовых частях поднятия. Кроме того, по ОГ IП обособляется дополнительная вершина, которая прослеживается и выше по разрезу в поверхности ОГ IК.
Отмечается соответствие структурных планов нижнего и среднего отделов каменноугольной системы (ОГ IК, IIК , IIП ) и несоответствие их структурному плану кровли девонских терригенных отложений.
По девонским терригенным и додевонским отложениям восточное крыло поднятия осложнено тектоническим нарушением сбросового типа
СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Чураковское месторождение расположено в южной части Веслянской валообразной зоны, осложняющей Бымско-Кунгурскую впадину. Месторождение включает в себя пять куполов: Чураковский, Иренский, Западно-Иренский, Елесеевский и Купальный.
Месторождение открыто в 1974 году по результатам поисково-разведочного бурения. В этом же году запасы нефти впервые были поставлены на государственный учет (протокол ЦКЗ МНП №19 от 12.03.1975 г.).
В 2011 году проведено детальное изучение геологического строения Иренской площади с помощью пространственной сейсморазведки 3D. Площадь работ охватила Иренский и Западно-Иренский купола.
По результатам интерпретации сейсмики 3D в 2013 году выполнен оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Чураковского месторождения по состоянию на 1.01.2013г. (протокол ФАН №18/710-пр от 11.12.2013 г.).
В 2014 году филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми составлен действующий проектный документ – «Технологический проект разработки Чураковского месторождения» (протокол ЦКР № 6089 от 11.12.2014).
В 2011 году подготовлена Елесеевская структура, в 2015 году по результатам бурения поисково-оценочной скважины 261 на Елесеевском куполе выполнен оперативный подсчет запасов (протокол ФАН №03-18/438-пр от 12.08.2015 г.).
В 2012 году по результатам сейсморазведки 3D в комплексе со структурным бурением подготовлена к поисково-оценочному бурению Купальная структура. В 2017 году пробурена поисково-оценочная скважина 268 на Купальном куполе. В этом же году выполнен подсчет запасов УВС Купального купола, так же в работе, в связи с низкой обеспеченностью, пересчитаны запасы нефти и растворенного газа по залежам турнейских отложений Западно-Иренского купола (протокол ФАН № 03-18/676-пр от 26.10.2017 г.).
В 2019 году в северной части месторождения проведены сейсморазведочные работы 3D, результаты которых использовались в настоящем отчете.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Чураковском месторождении промышленно-нефтеносны: верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш, Тл1), визейский терригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Бб3, Мл1, Мл2), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Т1, Т2, Т3, Фм3) и девонский терригенный (пласт Д0).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводилась, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с привлечением кавернометрии (ДС), с учетом результатов испытаний скважин и исследований керна.
В настоящей работе собран весь имеющийся материал Чураковского месторождения, а также при построении геологической модели учтено:
· На Чураковском куполе после последнего подсчета запасов 2005 г. выполнены СР 3D и бурение боковых стволов: 97_2, 117_2, 301_2, 335_2 и 704_2.
· На Иренском куполе после последнего подсчета запасов 2013г. пробурены боковые стволы: 221_2 (с отбором керна), 224_2 (с отбором керна), 266_2, 281_2, 282_2, 520_2. Проведена корректировка геологической модели замещения коллектора плотными породами.
· На Западно-Иренском куполе в продуктивных пластах Мл2 и Бб1 использованы данные по скв. 1002_2, которая в 2017 году учтена только в отложениях турнейского яруса.
· Елесеевский и Купальный купола оставлены без изменения в связи с отсутствием новой информации.
Обоснование положений водонефтяных контактов (ВНК) и условных подсчетных уровней (УПУ) проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин (Табл. 6.1, Граф. прил. 26-30).
При построении структурных карт за основу принимались карты по отражающим горизонтам Iп, IIк, IIп и III.
Следует отметить, что при выбранной сетке моделирования геологической модели некоторые скважины попадают в одну ячейку, в следствии чего исключены скважины:
· 88, 93, 117_2, 224, 302 и 403 – в отложениях башкирского яруса;
· 610, 295_2 – в отложениях визейского яруса;
· 68 – турнейского яруса.
Нижнепермский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
На Чураковском месторождении в отложениях данного комплекса нефтепроявлений по разрезу не наблюдалось, опробование не проводилось. На близлежащих месторождениях промышленная нефтеносность комплекса не установлена.
Каширско-гжельский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
При испытании в процессе бурения каширских (совместно с верейскими) отложений в скважинах 124, 128, 129, 130, 132, 137, 138, 139, 151, 154, 155, 156, 1001 притока не получено; в скважинах 131, 133 – получен приток газа, в скважине 150- приток пластовой воды. На близлежащих месторождениях промышленная нефтеносность комплекса установлена на Кокуйском месторождении.
Верейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
При испытании в процессе бурения верейских (совместно с каширскими) отложений в скважинах 124, 128, 129, 130, 132, 137, 138, 139, 151, 154, 155, 156 притока не получено; в скважинах 131, 133 – получен приток газа, в скважине 150- приток пластовой воды. К отложениям верейского горизонта приурочены промышленные залежи нефти и газа на соседнем Кокуйском месторождении.
Верхневизейско-башкирский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет породы башкирского, серпуховского и визейского ярусов.
Башкирский ярус
На Чураковском месторождении в отложениях башкирского яруса в предыдущем подсчете запасов 2005 и 2013 гг. выделялось два промышленно нефтеносных пласта Бш1 и Бш2. Учитывая малую толщину перемычки между пластами и единого принятого водонефтяного контакта в настоящем отчете предлагается объединить пласты в единый подсчетный объект Бш.
На Западно-Иренском куполе по данным ГИС в скважине 1001 выделяется маломощная нефтяная залежь толщиной 2.2 м до абс. отм. -1077.2 м, однако при испытании в процессе бурения притока не получено. В скв. 1002 и 1003 коллектора по данным ГИС водонасыщены.
По промыслово-геофизическим исследованиям на Купальном куполе пласт Бш водонасыщен. При опробовании башкирских отложений пластоиспытателем в интервале абсолютных отметок -1070.3 -1078.5 м за 64 минуты получен ФБР в объеме 0.047 м3.
По промыслово-геофизическим исследованиям на Елесеевском куполе пласт Бш нефтенасыщен до абс.отм. -1069.6 м. При опробовании башкирских отложений пластоиспытателем в интервале абс. отм. -1061.3 -1080.5 м за 43 минуты получено 1.12 м3 слабогазированной смеси нефти с ФБР и пластовой водой.
Отложения башкирского яруса продуктивны на соседних Кокуйском, Чайкинском и Софроницком месторождениях. Разработка башкирских отложений Чураковского купола начата в мае 1978 года, Иренского – в 1990 году.
Пласт Бш
К пласту Бш приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском и Иренском куполах.
Чураковский купол. В контуре залежи находятся 203 скважины. Нефтенасыщенная часть пласта представлена известняками с редкими прослоями доломитов.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1077 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 16, 22, 125, 129, 703 и др., выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважин 124, 125, 700, 701, 723, 736, 738, 746.
Эффективная толщина изменяется от 1.6 до 15.6 м, в среднем составляет 10.0м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.6 до 10.4м, в среднем составляет 4.2м. Коэффициент песчанистости равен 0.338 д.ед., коэффициент расчлененности – 12.2 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 7.3´4.4 км, этаж нефтеносности – 26.4 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 490 тыс.т, растворенного газа – 61 млн.м3.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 86 скважин.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1077 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 131, 264, 265, 268, 291, 583, 815, 864, 884, 891, выделенного по данным ГИС и кровли водонасыщенного коллектора в скважинах 264, 165, 268, 272, 291, 583, 815, 864, с учетом результатов испытания скважин 131, 815, 864, 884, 891.
Эффективная толщина изменяется от 6.4 до 16.5 м, в среднем составляет 10,4м, эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 1,2м до 16,5м, в среднем составляет 5,0м. Коэффициент песчанистости равен 0,513 д.ед., коэффициент расчлененности – 12.6 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 5.8´2.9 км, этаж нефтеносности – 28.3 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 159 тыс.т, растворенного газа – 30 млн.м3.
Визейский ярус
Тульский горизонт, карбонатная часть
Пласт Тл1
К карбонатному пласту Тл1 приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском, Иренском и Елесеевском куполах. Нефтенасыщенная часть пласта представлена известняками сгустково-детритовыми, детритово-сгустковыми, детритовыми, комковато-детритовыми, реже детритово-биоморфными, неравномерно пористыми, неравномерно нефтенасыщенными, с волнистыми глинистыми прожилками.
Чураковский купол. В контуре залежи находятся 169 скважин.
Отметка флюидального контакта (УПУ) оставлена без изменений, принятая усреднено на абс. отметке -1410 м по результатам испытаний и опробования скважин 25, 126, 129, 137, 600, 308, 623, 631, по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 25, 32, 82, 126, и кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 82, 137 выделенного по данным ГИС. В связи с тем, что испытаний ниже установленного контакта не проводилось, данную отметку контакта предлагается рассматривать как условный подчетный уровень.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 0.6 до 5.6 м, в среднем составляют 2.8м. Доля коллектора составляет 0.192 ед., коэффициент расчлененности – 2.9 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, размеры в пределах ВНК составляют 6.4 ´ 4.4 км, этаж нефтеносности – 54.2 м.
Залежь разрабатывается с 1979 года, по состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 247 тыс.т, растворенного газа – 29 млн.м3.
Иренский купол. В контуре залежи находится 80 скважин.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1410 м по подошве нижнего нефтенасыщенных прослоев в скважинах 219, 227, 265, 285, 287, и по кровле водонасыщенных коллекторов в скважинах 219, 272, 285, 287, 288, 451, выделенных по данным ГИС с учетом результатов испытания скважин 156, 265, 285, 287, 288, 291. В скважине 288, испытанной в интервале -1409.9 -1413.9м, получен приток пластовой воды с пленкой нефти.
Эффективная толщина изменяется от 2.0 до 7.0 м, в среднем составляет 4.6 м, нефтенасыщенная – от 0.6 до 6.8 м, в среднем составляет 4.4 м. Коэффициент песчанистости равен 0.299 д.ед., коэффициент расчлененности – 3.9 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК - 5.4 ´ 2.6 км, этаж нефтеносности – 45.5 м.
Залежь разрабатывается с 1987 года, по состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 457 тыс.т, растворенного газа – 48 млн.м3.
Елесеевский купол. В контуре залежи находится одна поисковая скважина 261. В процессе бурения при совместном испытании пластов Тл1 и Тл2-а в интервале глубин 1615.4-1639.0 м (-1392.6-1415.8 м) получен приток газированной смеси нефти с ФБР в объеме 1.63 м3.
Промышленная нефтеносность пласта Тл1 доказана результатами опробования через колонну совместно с пластом Тл2-а. При опробовании из интервалов перфорации 1622.5-1623.5 м (-1399.6-1400.6 м), 1269.0-1634.0 м (-1406.0-1410.9 м), получен нефонтанный приток нефти дебитом 22.88 т/сут (дебит рассчитан по кривой притока).
Условный подсчетный уровень по залежи (УПУ) – принят на абс. отметке -1410 м, по аналогии с Иренским куполом, с учетом коэффициента заполнения ловушки. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина составляют 3.5 м. Коэффициент песчанистости – 0.212 д.ед, коэффициент расчлененности – 3.0 ед. Залежь пластово-сводового типа. Размеры в пределах УПУ 1.8 × 1.1 км, высота – 10.5 м.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса.
В результате проведенной детальной корреляции выделены пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Бб3, Мл1 и Мл2. На Иренском и Чураковском куполах в отложениях визейского яруса выделены промышленно нефтеносные пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Бб3 и Мл2. На Западно-Иренском куполе в отложениях визейского яруса выделены два промышленно нефтеносных пласта Бб1 и Мл2.
Промышленное значения на Купальном куполе имеет залежь пласта Бб3. По данным ГИС пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл1 и Мл2 – водонасыщенные. При опробовании тульских отложений пластов Тл1+Тл2-а пластоиспытателем в интервале абс. отм. -1410.0 -1425.4 м за 43 минуты получена вода с фильтратом бурового раствора в объеме 1.586 м3.
Промышленное значение на Елесеевском куполе имеют лишь два: пласты Тл1 и Тл2-а, по данным ГИС пласты Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл1 и Мл2 – водонасыщенные. В результате опробования пласта Бб3 испытателем MDT в интервале глубин 1673.0-1674.0 м получен приток нефти с водой. По данным геофизических исследований в пласте Бб3 выделено два нефтеводонасыщенных пропластка 0.6 м и 1.6 м (УЭС = 5.3 Ом*м). Промышленного значения залежь пласта Бб3 не имеет (малые размеры и запасы УВС).
Отложения визейского комплекса промышленно нефтеносны на соседних месторождениях – Кокуйском, Светлогорском, Солдатовском и Софьинском.
Тульский горизонт, терригенная часть
По данным ГИС выделяются пласты Тл2-а и Тл2-б. По результатам бурения выделены зоны увеличенных толщин терригенных коллекторов тульского возраста (пласт Тл2-б). Расположение этих зон в плане свидетельствует о существовавших в это время речных потоков, что в современном плане отразилось в виде рукавообразных форм увеличенных толщин субширотного направления на Чураковском куполе и северо-западного направления на Иренском куполе.
Разработка тульских терригенных отложений Чураковского купола начата в октябре 1975 года, Иренского – в марте 1987года.
Пласт Тл2-а
К пласту Тл2-а приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском, Иренском и Елесеевском куполах .
Чураковский купол. В предыдущем подсчете запасов 2005 года на Чураковском куполе выделялась две залежи, собственно на Чураковском куполе и в районе скважины 1000, расположенной южнее основного купола. После проведенных сейсморазведочных работ 3D залежи объединяются с единым ВНК -1413 м.
В контуре залежи находятся 166 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, пористыми, нефтенасыщенными.
Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания скважин, дебит изменяется от 0,2 до 104.5 т/сут.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1413 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 25, 32, 76, 80, 335, 401, 608, 631. Кровля водонасыщенных коллекторов вскрыта в скважинах 25, 82, 335, 401, 613 с абс. отметок -1300.0м, выделенных по данным ГИС. Испытания скважины 1000 проведены в интервалах 1601.5 – 1603.0м (-1404.5 -1406.0м), 1615.0 – 1617.5м (-1418.0 -1420.5 м) совместно с пластом Тл2-б, получен приток нефти и пластовой воды (Он = 11.6 т/сут, Ов = 1.2 м3/сут, содержание воды – 8.1%).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются в пределах от 0.6 до 12.8 м, в среднем составляют: эффективная толщина - 3.4м, нефтенасыщенная – 3.3м. Коэффициент песчанистости равен 0,317 д.ед., коэффициент расчлененности – 2,3 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная с востока, размеры в пределах ВНК составляют 6.7´3.6 км, этаж нефтеносности – 47.5 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 943 тыс.т, растворенного газа – 95 млн.м3.
Иренский купол. В контуре залежи находится 72 скважины. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, пористыми, нефтенасыщенными
В процессе бурения скважины 156 при испытании в интервале 1579.0-1605.0м (-1389.9 -1415.9м) за 51 мин получен приток газированной нефти объёмом 0.6 м3.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1415 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 131, 133, 265, 289, 291, 522, 554, 594, и кровле водонасыщеннного коллектора в скважинах 156, 219, 265, 272, 285, 288, 289, 291, 554, 594, выделенного по данным ГИС. Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания скважин 223, 289 и 292. При испытании скважины 223 в интервалах 1703.0–1709.0м (-1403.1 -1409.0 м) получен приток нефти дебитом 1.3 т/сут; в скважине 292 совместно с пластами Тл1, Тл2-б - приток нефти и пластовой воды (Qн = 3.8 т/сут, Qв = 7.8 м3/сут). В скважине 289 при совместном испытании с пластом Тл1 получен приток нефти Qн = 2.7 т/сут, приток пластовой воды незначительный, Qв = 0.1 м3/сут, составляет 2.3%.
Эффективная толщина изменяется от 0.5 до 8.8 м, в среднем составляет 3.1 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.5 до 6.9 м, среднем - 3.0 м. Коэффициент песчанистости равен 0.319 д.ед., коэффициент расчлененности – 2.5 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 5.2 ´ 2.3 км, этаж нефтеносности – 35.7 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 26 тыс.т, растворенного газа – 3 млн.м3.
Елесеевский купол. В контуре залежи находится одна скважина - 261. Общая толщина пласта составляет 10.3 м. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, алевритистыми, пористыми, нефтенасыщенными.
В процессе бурения скважины 261 при совместном испытании пластов Тл1 и Тл2-а в интервале глубин 1615,4-1639,0 м (-1392.6-1415.8 м) получен приток газированной смеси нефти с фильтратом бурового раствора объемом 1.6 м3.
Промышленная нефтеносность пласта Тл2-а доказана результатами опробования через колонну в скважине 261, совместно с пластом Тл1. При опробовании из интервалов перфорации получен нефонтанный приток нефти дебитом 22.88 т/сут (КП), дебит при оптимальном режиме – 15.8 т/сут. По потокометрическим исследованиям, выполненным после компрессирования, приток жидкости в скважину отмечается из пласта Тл2-а, пласт Тл1 не работает.
Условный подсчетный уровень по залежи (УПУ) принят на абс. отметке -1415 м, по аналогии с Иренским куполом, с учетом коэффициента заполнения ловушки.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина – 3.4 м. Коэффициент песчанистости – 0.330, коэффициент расчлененности - 3. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах УПУ 1.7 × 1.0 км, высота – 8.7 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Пласт Тл2-б
К пласту Тл2-б приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском, Иренском и Елесеевском куполах.
Чураковский купол. В пласте Тл2-б установлены залежи собственно на Чураковском куполе и в районе скважины 1000, расположенной южнее основного купола.
Основная залежь. В контуре залежи находятся 145 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелко и среднезернистыми, алевритистыми, слабо глинистыми, алевропесчаником и алевролитом песчаным глинистым.
В процессе бурения скважины 124
при испытании в интервале глубин 1605.0 –
1633.0 м (-1401.6 -1429.6 м) за 15 минут получен приток смеси глинистого
раствора с газированной нефтью.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1413 м по соотношению нефтенасыщенных и водонасыщенных прослоев многих скважин. В некоторых скважинах отмечено аномально низкое положение ВНК, полный список скважин с подобными аномалиями представлен в таблице 6.3. Расположение этих скважин в плане соответствует зонам развития русловых песчаников, что подтверждается данными сейсморазведки, также увеличенные толщины отчетливо выделяются на кривых ГИС. Объём нефтенасыщенных пород по ним учтён в общем объёме залежи.
Эффективная толщина изменяется от 2.0 до 26.3 м, в среднем - 10.4м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.6 до 23.5 м, в среднем - 8.2 м. Коэффициент песчанистости равен 0.528 д.ед., коэффициент расчлененности – 5.1 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 7.8´2.1 км, этаж нефтеносности – 65.9 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 1430 тыс.т, растворенного газа – 144 млн.м3.
Район скважины 1000. В контуре залежи находится одна скважина - 1000. Общая толщина пласта составляет 13.2 м.
В процессе бурения скважины 1000 при испытании отложений пластов Тл1, Тл2-а и Тл2-б в интервале глубин 1596.5-1616.0 м (-1399.5 -1419.0 м) за 24 минуты получена смесь ФБР с газированной нефтью
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят округленно, как и в предыдущем подсчете запасов 2005г., на абсолютной отметке -1420 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 1000, выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания. Испытания в скважине проведены в интервалах 1601.5 – 1603.0 м (-1404.5 -1406.0м), 1615.0-1617.5 м (-1418.0 -1420.5 м) совместно с пластом Тл2-б, получен приток нефти и воды (Qн = 11.6 т/сут, Qв = 1.2 м3/сут, содержание воды – 8.1%).
Эффективная толщина равна 5.0 м, эффективная нефтенасыщенная - 1.2 м. Коэффициент песчанистости – 0.379 д.ед., коэффициент расчлененности – 5 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры составляют 1.6´0.3 км, этаж нефтеносности – 2.2 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 20 тыс.т, растворенного газа – 2 млн.м3.
Иренский купол. В контуре залежи находится 40 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелко и среднезернистыми, алевритистыми, слабо глинистыми, алевропесчаником и алевролитом песчаным глинистым.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1415 м. Скважины – 273, 277, 278, 279, 283, 292, 482, 499, 534, 585 с аномально низкими отметками нефтенасыщенных прослоев тяготеют к зонам развития русловых песчаников.
Эффективная толщина изменяется от 1.7 до 19.3 м, в среднем – 11.0м эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0.5 до 14.4 м, в среднем – 6.8 м. Коэффициент песчанистости равен 0.665 д.ед., коэффициент расчлененности – 4.3 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 3.8 ´ 1.0 км, этаж нефтеносности – 21.3 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 800 тыс.т, растворенного газа – 72 млн.м3.
Бобриковский горизонт
В бобриковских отложениях выделяется три продуктивных пласта – Бб1, Бб2, Бб3.
Разработка бобриковских терригенных отложений на Чураковском куполе начата в сентябре 1975 года, на Иренском – в мае 1987года.
Пласт Бб1
К пласту Бб1 приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском, Западно-Иренском и Иренском куполах.
Чураковский купол. В пласте Бб1 установлены залежи в районе скважин 350 и 611.
Район скважины 350. В контуре залежи находятся 10 скважин. Общая толщина пласта изменяется от 1.2 до 3.9 м, в среднем – 2.5 м. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками алевритовыми.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1410 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 113, 114 и 333, и кровле водонасыщенного коллектора в скважине 331, выделенного по данным ГИС (Табл. 6.1) с учетом результатов испытания скважины 113. При испытании пласта Бб1 совместно с пластами Бб2 и Бб3 получен приток нефти с водой (Qн=3.7 т/сут, Qв=14.4 м3/сут).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 0.5 до 2.6 м, в среднем составляют 1.2м. Коэффициент песчанистости равен 0.494 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.1 ед. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры в пределах ВНК составляют 1.0 ´ 0.8 км, этаж нефтеносности – 15.3 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Район скважины 611. В контуре залежи находятся 42 скважины. Нефтенасыщенная часть пласта представлена алевролитом песчанистым, глинистым.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1418.5 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скв. 57, 77, 307, 310, 345, 616, 620, и кровли водонасыщенного коллектора в скв. 58, 66, 75, 90, 97, 136, 313, 360, 9057, выделенного по данным. Также при обосновании водонефтяного контакта учитывались результаты перфорации скважин 69 и 345. В скважине 69 при совместном испытании с пластом Бб2 получен приток нефти с водой (Qн=3 т/сут, Qв=2.0 м3/сут). В скважине 345 получен приток нефти дебитом 4.9 т/сут, содержание воды - 2.2% (Qв=0.1 м3/сут).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 0.6 до 3.2 м, в среднем – 1.7м. Коэффициент песчанистости равен 0.563 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.5 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 2.8 ´ 0.7 км, этаж нефтеносности – 16.2 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Западно-Иренский купол. В контуре залежи находятся 2 скважины – 1001 и 1002. Вновь пробуренная скважина 1002_2 уточнила геологическое строение залежи, сократив с юго-восточной части. Общая толщина пласта изменяется от 2.0 до 3.0 м, в среднем составляет 2.5 м. Скважины пройдены без отбора керна.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1446 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 1002, выделенного по данным ГИС и кровли водонасыщенного коллектора в скважине 1003.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 1 до 1.2 м, в среднем составляют 1.1 м. Коэффициент песчанистости равен 0,466 д.ед., коэффициент расчлененности – 1 ед. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры составляют 0.9 ´ 0.9 км, этаж нефтеносности – 6.6 м.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 13 скважин. Общая толщина пласта изменяется от 1.8 до 8.5м. в среднем составляет 5.2м. Нефтенасыщенная часть пласта представлена алевролитом песчанистым, глинистым.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1427 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 271, 275, 482, 499, 585, и кровле водонасыщенного колектора в скважинах 277, 279, 480, 512, выделенного по данным ГИС с учетом испытания скважины 585. При перфорации скважины 585 из интервала -1435.4 -1451.4м (ниже принятой отметки ВНК) получен приток пластовой воды.
Эффективная толщина изменяется от 0,8 до 5 м, в среднем – 3,1м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0.4 до 5 м, в среднем составляет 2.8м. Коэффициент песчанистости равен 0,551 д.ед., коэффициент расчлененности – 1 ед. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры в пределах ВНК составляют 1.1 ´ 0.8 км, этаж нефтеносности – 6.6 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Пласт Бб2
К пласту Бб2 приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском и Иренском куполах.
Чураковский купол. В контуре залежи находятся 111 скважин. Нефтяная часть пласта представлена песчаником мелкозернистым, алевритистым, слабо глинистым, известковистым.
Промышленная нефтеносность доказана по результатам испытания многих скважин, дебит нефти меняется от 0.1 до 116.2 т/сут.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1432 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скв. 1, 21, 29, 55, 64, 66, 85, 88, 306, 310, 312, 344, 360, и кровли водонасыщенного коллектора в скв. 15, 55, 62, 77, 78, 86, 93, 117, 303, 310, 311, 312, 344, 360, 613, 617, 622, выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважин (Табл. 6.1). В скважине 18 по результатам перфорации получен приток пластовой воды выше принятой отметки ВНК, это можно объяснить высоким процентом обводненности объекта разработки (92.5%) на момент перфорации, в скважине 356 выявлен заколонный переток флюида, позже был ликвидирован установкой цементного моста. В пласте Бб2 Чураковского купола также прослеживаются увеличенные толщины, которые связаны с русловыми отложениями.
Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 15,8 м, в среднем составляет 4,1м эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.6 до 9.3 м, в среднем составляет 3.4м. Коэффициент песчанистости равен 0,422 д.ед., коэффициент расчлененности – 2.4 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 4.3 ´ 1.6 км, этаж нефтеносности – 33.3 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 879 тыс.т, растворенного газа – 65 млн.м3.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 8 скважин. Нефтяная часть пласта представлена песчаником мелкозернистым, алевритистым, слабо глинистым, известковистым.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абс. отметке -1432 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скв. 271, 454, 482, и водонасыщенного коллектора в скважинах 222, 275, 499, 585, выделенного по данным ГИС .
Эффективная толщина изменяется от 0.8 до 8.4 м, в среднем составляет 2.7м эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.8 до 2.7 м, в среднем составляет 1.9м. Коэффициент песчанистости равен 0,346 д.ед., коэффициент расчлененности – 2,1 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, размеры в пределах ВНК составляют 1.3 ´ 0.7 км, этаж нефтеносности – 6.5 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Пласт Бб3
К пласту Бб3 приурочены промышленные залежи нефти на Чураковском, Иренском и Купальном куполах.
Чураковский купол. В контуре залежи находятся 68 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками средне-мелкозернистыми, алевритистыми и алевритовыми, слабо глинистыми, с включениями карбонатов.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1432 м по подошве нефтенасыщенных прослоев в скважинах 8, 10, 13, 42, 61, 71, 91, 96, 309, 611, и кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 10, 13, 18, 42, 61, 66, 67, 91, 96,136, 307, 345, 346, 354, 356, 609, 611, выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважин.
Эффективная толщина изменяется от 1.2 до 12 м, в среднем - 6.4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0.8 до 10.7 м, в среднем - 4.9 м. Коэффициент песчанистости равен 0.670 д.ед., коэффициент расчлененности – 2.3. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 3.6 ´ 1.2 км, этаж нефтеносности – 24.1д.ед.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 1207 тыс.т, растворенного газа – 100 млн.м3.
Иренский купол. В пласте Бб3 установлены залежи в районе скважин 292 и 481.
Район скважины 292. В контуре залежи находятся 8 скважин. Общая толщина пласта изменяется от 7.4 до 12.6м, в среднем составляет 9.9 м. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками средне-мелкозернистыми, алевритистыми и алевритовыми, слабо глинистыми.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абс. отметке -1444 м по данным ГИС по скважинам 278, 292, 295, 534 с учетом результатов испытания скважин 292, 295. По результатам перфорации дебит нефти составляет 6.4 и 3.5 т/сут соответственно.
Эффективная толщина изменяется от 1.0 до 4.0 м, в среднем составляет 2.5м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 1.0 до 2.8 м, в среднем составляет 1.9м. Коэффициент песчанистости равен 0.244 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.9 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 1.0 ´ 0.4 км, этаж нефтеносности – 5.1 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 15 тыс.т, растворенного газа – 1 млн.м3.
Район скважины 481. В контуре залежи находятся 6 скважин. Общая толщина пласта изменяется от 8.8 до 11.6м, в среднем составляет 10.7 м. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками средне-мелкозернистыми, алевритистыми и алевритовыми, слабо глинистыми, с включениями карбонатов.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1432 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 274, 276, 481, и кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 274, 276, 454, 585, выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважины 481.
Эффективная толщина изменяется от 1.8 до 4.7 м, в среднем составляет 2,8м эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0.9 до 2.2 м, в среднем – 1.7м. Коэффициент песчанистости равен 0.266 д.ед., коэффициент расчлененности – 3.3 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 0.4 ´ 0.5 км, этаж нефтеносности – 6.1 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 4 тыс.т, растворенного газа – 1 млн.м3.
Купальный купол. В контуре залежи находятся одна скважина 268. Эффективную нефтенасыщенную часть пласта составляют песчаники мелкозернистые, слабоглинистые, нефтенасыщенные. Общая толщина пласта – 8.9 м.
Промышленная нефтеносность пласта Бб3 доказана результатами опробования через колонну, при опробовании скважины из интервалов перфорации 1725.0-1727.5 м (-1462.5 -1465.0 м), 1731.0-1732.5 м (-1468.4 -1469.9 м), получен приток нефти, дебитом 19.1 т/сут.
Условный подсчетный уровень (УПУ) по залежи принят на абс. отметке -1471,2 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 268, с учетом результатов опробования.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 4.4 м. Коэффициент песчанистости - 0.494, коэффициент расчлененности - 3. Залежь пластово-сводовая. Размеры в пределах УПУ 1.2 ´ 0.8 км, высота – 8.7 м.
Радаевский горизонт
В радаевских отложениях выделяется два продуктивных пласта – Мл1, Мл2. Залежи на Чураковском куполе разрабатывается совместно с бобриковскми отложениями с сентября 1975 года, на Иренском - с сентября 1991 года.
Пласт Мл1
Промышленная нефтеносность установлена только на Чураковском куполе, пласт Мл1 литологически не выдержан по площади. На Иренском куполе в пласте Мл1 в подсчете запасов 2005 года выявлена небольшая залежь нефти, запасы которой не приняты в ГКЗ.
Чураковский купол. Выделяется две залежи: в районе скважин 116 и 400. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми.
Район скважины 116. В контуре залежи находятся 4 скважины. Общая толщина пласта изменяется от 2 до 4.6м, в среднем составляет 3,1м.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1461 м по результатам опробования скважины 116 и по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 116, 338, и кровле водонасыщенного коллектора в скважине 335, выделенного по данным ГИС. По результатам перфорации скважины 116 в интервалах -1454.8 -1460.8 м получен приток нефти дебитом 3.0 т/сут.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.0 до 2.4 м, в среднем – 1.7 м. Коэффициент песчанистости - 0.561 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.3 ед. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры в пределах ВНК 0.8 ´ 0.5 км, высота – 36.4 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 18 тыс.т, растворенного газа – 1 млн.м3.
Район скважины 400. В контуре залежи находятся 57 скважин.
Промышленная нефтеносность установлена по результатам перфорации, дебит составляет 0,04 – 15,6 т/сут.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят по нижележащему пласту Мл2 на абсолютной отметке -1454 м по данным ГИС в скважинах 15, 313, 372, 602 с учетом результатов испытания скважин 131, 815, 864, 884, 891.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 4.6 м, в среднем составляют 1.6 м. Коэффициент песчанистости - 0,577 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.1 ед. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размерами 2.5 ´ 1.9 км, высота – 26.8м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 10 тыс.т.
Пласт Мл2
Промышленная нефтеносность установлена на Чураковском, Иренском и Западно-Иренском куполах (Граф. прил. 55). На Чураковском куполе в районе скважины 341 в предыдущем ПЗ выделялась маломощная залежь нефти с извлекаемыми запасами 7 тыс.т. В настоящем подсчете предлагается залежь списать как непромышленную.
Чураковский купол. Выделяется две промышленные залежи: в районе скважин 383 и 400, разделенные между собой плотными породами.
Район скважины 383. В контуре залежи находятся 26 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, иногда со среднепесчаной примесью, неравномерно алевритистыми, слабо глинистыми.
Промышленная нефтеносность доказана результатами перфорации скважин 18, 383 (совместно с пластом Мл1) и 77. В скважине 18 получен приток нефти и воды (Qн =53.1 т/сут, Qв = 4.9 м3/сут), В скважинах 383 и 77 приток безводной нефти равен 3.7 и 20.3 т/сут соответственно.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абсолютной отметке -1465 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 22, 30, 86, 77, и кровле водонасыщеного коллектора в скважинах 78, 79, 621, 622 выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважины 77.. В скважине 404 при испытании пласта в интервале -1453.7 -1457.7м (пласт Тл2-б) получен приток пластовой воды.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 0.4 до 2.9 м, в среднем составляют 1,3м. Коэффициент песчанистости равен 0,483 д.ед., коэффициент расчлененности - 1.0 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, размерами 1.8 ´ 1.1 км, высота – 39.8 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 10 тыс.т, растворенного газа – 2 млн.м3.
Район скважины 400. В контуре залежи находятся 31 скважина. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, иногда со среднепесчаной примесью, неравномерно алевритистыми, слабо глинистыми.
Промышленная нефтеносность установлена по результатам перфорации скважин 332, 400 и 402, где получен приток нефти дебитом 2.7 - 6.0 т/сут, в скважине 92 получена нефть с водой.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят усреднено на абс. отметке -1454 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 42, 55, 330, 603, 605, и по кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 1, 303, 330, 404 выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважин 92, 332, 400, 402. В скважине 404 при испытании пласта в интервале -1453.7-1457.7м получен приток пластовой воды.
Эффективная толщина изменяется от 1.0 до 7.2 м, в среднем составляет 3.1м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 0.8 до 7.2 м, в среднем - 3.1м. Коэффициент песчанистости равен 0.607 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.8 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, размерами 2.0 ´ 1.0 км, высота – 25.8 м (Табл. 6.2).
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 70 тыс.т, растворенного газа – 6 млн.м3.
Западно-Иренский купол. В контуре залежи находятся 2 скважины – 1002 и 1002_2. Вновь пробуренная скважина 1002_2 уточнила геологическое строение залежи. Общая толщина пласта изменяется от 4.4 до 6.2м, в среднем составляет 5.3 м. Скважины пройдены без отбора керна.
Промышленная нефтеносность пласта установлена по результату перфорации скважины 1002, где из интервала 1734.0-1738.0 (-1478.9-1482.9) получен безводный приток нефти дебитом 8.4 т/сут.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят округленно на абс. отметке -1483 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважине 1002, выделенного по данным ГИС с учетом результатов перфорации. По результатам перфорации в скважине 1002 получен приток нефти дебитом 8.4 т/сут при штуцере 3мм из интервала 1734-1738.0 м (-1478.9 -14852.9 м).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 1.5 до 3.2 м, в среднем составляет 2.4 м. Коэффициент песчанистости равен 0.428 д.ед., коэффициент расчлененности – 3.5 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, размерами 1.0 ´ 0.5 км, высота –14.1 м.
Залежь разрабатывалась с июля 2001 до 2013 гг., накопленная добыча нефти составляет 4 тыс.т.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 56 скважин. Нефтенасыщенная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, иногда со среднепесчаной примесью, неравномерно алевритистыми, слабо глинистыми.
Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания в скважинах 131, 133, 156, 463, 465, где приток нефти составляет от 1.2 до 27.8 т/сут, вода получена в скважине 131 (Qв = 7.2 м3/сут).
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1476 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 131, 291, 467, 522, и кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 131, 281, 285, 287, 291. выделенного по данным ГИС с учетом результатов испытания скважин 131, 133, 156, 463, 465.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 0.6 до 3.4м, в среднем - 1.5м. Коэффициент песчанистости составляет 0.545 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.1 ед. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, размерами 5.0 ´ 2.4 км, высота –34.3 м.
Залежь разрабатывалась с июля сентября 1991 до 2003 гг., по состоянию на 01.01.2019 г. накопленная добыча нефти составляет 7 тыс. т, растворенного газа –1 млн.м3.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов.
В результате проведенной детальной корреляции выделены пласты: Т1, Т2, Т3, Фм1, Фм2, Фм3, Фм4, Фм5 и Фр.
Турнейский ярус
Промышленная нефтеносность связана с пористыми разностями известняков и доломитов, покрышкой для них служат слабопроницаемые породы раннекожимского возраста. Залежи нефти выделяются на Чураковском, Иренском, Западно-Иренском и Елесеевском куполах.
В турнейских отложениях выделяется три продуктивных пласта – Т1, Т2, и Т3.
На Купальном куполе пласт Т1по данным ГИС в скважине 268 является нефтеводонасыщенным. В процессе бурения скважина 268 при испытании в интервале глубин 1754.0-1765.0 м (-1491.3 – 1502.2 м) за 64 минуты получен фильтрат бурового раствора в объеме 0.046 м3. При опробовании скважины 268 из интервала перфорации 1757.5-1759.5 м (-1494.7 -1496.7 м), получен приток пластовой воды, дебитом 5.95 м3/сут (дебит рассчитан по кривой притока). Ввиду того, что пласт является маломощным (1.6 м), с объемом нефтенасыщенных пород 195 м3 и извлекаемыми запасами нефти равными 5 тыс.т, залежь на Купальном куполе промышленного значения не имеет.
Разработка турнейских отложений Чураковского купола начата в декабре 1977 года. Иренского – с марта 1987 года.
Пласт Т1
Пласт Т1 промышленно нефтеносносен на Чураковском, Иренском, Западно-Иренском и Елесеевском куполах. Нефтенасыщенная часть пласта представлена известняками органогенно-детритовыми, сгустковыми, комковатыми и биоморфными.
Чураковский купол. В контуре залежи находятся 144 скважины.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят округленно на абсолютной отметке -1474 м по результатам испытания скважин 27, 55, 59, 63, 64 (Табл. 6.1) и данных ГИС: по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 27, 47, 55, 59, 63, 64, 73, 81, 124 и др., и кровли водонасыщенного коллектора в скважинах 27, 47, 59, 63, 76, 126.
Эффективная толщина изменяется от 1.5 до 9.6 м, в среднем 6.5м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.6 до 9.6 м, в среднем 5.7м. Коэффициент песчанистости равен 0.469 д.ед., коэффициент расчлененности – 7.9 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 4.9 ´ 2.5 км, этаж нефтеносности – 47.7 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 1000 тыс.т, растворенного газа – 96 млн.м3.
Западно-Иренский купол. В контуре залежи находится четыре скважины 1001, 1002, 1002_2, 1003. Общая толщина пласта изменяется от 9.1 до 11 м, в среднем – 9.6м.
В процессе бурения скважины 1002 при совместном испытании с пластом Т2 в интервале глубин 1743.0-1766.0 м (-1487.9 -1510.9 м) за 55 минут получена пленка нефти и 0,45 м3 бурового раствора с фильтратом и каплями нефти.
Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи принят на абс. отметке -1496 м, по данным интерпретации ГИС и опробованию скважины 1002.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 3.1 до 6.4 м, (сред. 4,9м). Коэффициент песчанистости - 0.506 д.ед., коэффициент расчлененности – 7.3ед. Залежь пластово-сводовая. Размеры в пределах ВНК 1.4´1.3 км, высота – 21.9 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 75 скважин.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1486 м по результатам испытания скважин 133, 156, 279, 594 с учетом данных ГИС: по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 133, 281, 548, и по кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 133, 219, 265, 272, 279, 281, 288, 291.
Эффективная толщина изменяется от 3.6 до 12.0 м, в среднем 8.3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 2.2 до 11.5 м, в среднем 7.1. Коэффициент песчанистости равен 0,503 д.ед., коэффициент расчлененности – 8.3 ед. Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры в пределах ВНК составляют 5.4 ´ 2.6 км, этаж нефтеносности – 39.3 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 1107 тыс.т, растворенного газа – 101 млн.м3.
Елесеевский купол. В контуре залежи находится одна скважина 261. Общая толщина пласта составляет 17,9 м. Пласт Т1 пройден с отбором керна на всю толщину пласта и представлен в основном известняками комковато-детритовыми.
Промышленная нефтеносность пласта Т1 доказана результатами опробования через колонну в скважине 261. Исследование проведено в интервале перфорации 1699.0-1700.5 м (-1474,6-1476,1 м), где получен приток нефти дебитом 17.61 т/сут, воды 0.35 т/сут на 4 мм штуцере. При оптимальном режиме дебит нефти составляет 22.5 т/сут, воды 0,43 т/сут.
Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи принят на абс. отметке -1479.5 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС, с учетом результатов опробования. Кровля водонасыщенного коллектора выделена по ГИС на абс.отм. -1480,9 м.
Эффективная толщина составляет 13.6 м, эффективная нефтенасыщенная – 4.4 м. Коэффициент песчанистости – 0.897 д.ед., коэффициент расчлененности – 3 ед. Залежь пластово-массивного типа. Размеры в пределах ВНК 1.6 ´ 0.9 км, высота – 4.9 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Пласт Т2
Пласт Т2 повсеместно распространён по площади, залежи нефти выделяются на Чураковском, Иренском и Западно-Иренском куполах.
Чураковский купол. В контуре залежи находятся 93 скважины.
Нефтенасыщенная часть пласта представлена известняками комковато-водорослевыми и водорослевого-комковатыми
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1474 м по результатам испытания скважин и данных ГИС: по подошве нефтенасыщенного прослоя в скважинах 42, 64, 93, 136, 300, 312, 613, и по кровле водонасыщенного коллектора в скв.: 15, 18, 21, 42, 64, 73, 93, 118, 136, 300, 312, 330, 360, 372, 404, 601,613, 616, 620.
Эффективная толщина изменяется от 2.9 до 12.0 м, в среднем 6.9 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.4 до 12 м, в среднем 5.3. Коэффициент песчанистости равен 0.555 д.ед., коэффициент расчлененности – 5.6 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 3.7 ´ 1.0 км, этаж нефтеносности – 35.4 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 626 тыс.т, растворенного газа – 58 млн.м3.
На Западно-Иренском куполе в контуре залежи находится четыре скважины 1001, 1002, 1002_2, 1003. Общая толщина пласта изменяется от 12.2 до 15.3 м в среднем – 14.3м.
В процессе бурения скважины 1002 при совместном испытании с пластом Т1 в интервале глубин 1743.0-1766.0 м (-1487.9 -1510.9 м) за 55 минут получена пленка нефти и 0.45 м3 бурового раствора с фильтратом и каплями нефти.
Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи принят на абс. отметке -1511 м, по результатам ГИС и опробованию скважины 1002.
Эффективная толщина изменяется от 3.8 до 9.2 м, в среднем составляет 6.4м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 3.8 до 8.0 м, в среднем составляет 6.1м. Коэффициент песчанистости равен 0,443, коэффициент расчлененности – 10. Залежь пластово-сводовая. Размеры - 1.6 ´ 1.1 км, высота – 27.9 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 39 скважин.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1486 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 267, 269, 279, 282, 286, 471, 480, 485, 527, 585, выделенного по данным ГИС, и по кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 221, 267, 269, 282, 286, 480, 484, 485, 527, с учетом результатов испытания скважин (Табл. 6.1).
Эффективная толщина изменяется от 0.6 до 8,7 м, в среднем 3,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.4 до 5.8 м, в среднем 2.3м. Коэффициент песчанистости равен 0.288 д.ед., коэффициент расчлененности – 3.7 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 3.7´1.0 км, этаж нефтеносности – 22.4 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 45 тыс.т, растворенного газа – 4 млн.м3.
Пласт Т3
Пласт Т3 распространен по всей площади месторождения. Залежи нефти выделяются на Чураковском, Иренском и Западно-Иренском куполах.
Чураковский купол. Залежи приурочены к районам скважин 54 и 350.
Район скважины 54.В контуре залежи находятся 10 скважин.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1474 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 14, 54 56, 84, 302, 604, выделенного по данным ГИС, и по кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 14, 54, 56, 71, 84, 302, 405, 604, 606.
Эффективная толщина изменяется от 1.8 до 11.9м, в среднем 7.2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 0.6 до 2.8 м, в среднем 1.3м. Коэффициент песчанистости равен 0.237 д.ед., коэффициент расчлененности – 4.8 ед. Залежь пластово-сводовая водоплавающая, размеры в пределах ВНК составляют 1.0 ´ 0.4 км, этаж нефтеносности – 9.8 м (Табл. 6.2).
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 8 тыс.т, растворенного газа – 4 млн.м3.
Район скважины 350. В контуре залежи находятся 11 скважин.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1474 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 113, 115, 339, 341, выделенного по данным ГИС, и по кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 113, 115, 117_2, 335_2, 339, с учетом результатов перфорации.
Эффективная толщина изменяется от 4 до 15.6м, в среднем 10.8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 2.0 до 12.2 м, в среднем 5.8. Коэффициент песчанистости равен 0,571 д.ед., коэффициент расчлененности – 6.4 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 1.2 ´ 0.7 км, этаж нефтеносности – 20 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 44 тыс.т, растворенного газа – 1 млн.м3.
Западно-Иренский купол. В контуре залежи находится четыре скважины 1001, 1002, 1002_2, 1003. Общая толщина пласта изменяется от 14.9 до 16.8 м, в среднем -15.7м.
В процессе бурения скважины 1001 при испытании пласта Т3 в интервале глубин 1748.0-1783.0 м (-1502.4 -1537.4 м) за 25 минут получена газированная нефть объемом 2,3 м3. В процессе бурения скважины 1002 при совместном испытании с пластом Т2 в интервале глубин 1766.0-1786.0 м (-1510.9 -1530.9 м) за 6 минут получено 0.93 м3 бурового раствора с фильтратом, с пластовой водой и 4,6 м3 газированной пластовой воды. В процессе бурения скважины 1003 при испытании пласта Т3 в интервале глубин 1802.0-1818.0 м (-1517.3 – 1533.3 м) за 160 минут получена пленка нефти и 0.18 м3 бурового раствора с каплями нефти.
При опробовании скважины 1002_2 из интервалов перфорации 2020.0-2025.0 м (-1505.5 -1507.6 м), 2030.0-2033.0 м (-1509.7 -1511.0 м), получен приток нефти и воды, дебит нефти составил 7.2 т/сут, воды – 17.9 м3/сут.
Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи принят на абс. отметке -1520 м, по результатам ГИС и опробованию скважин.
Эффективная толщина изменяется от 6.6 м до 9.0 м, в среднем – 8.1м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.2 м до 8.6 м, в среднем 3.7м. Доля коллектора составляет 0.518 д.ед., коэффициент расчлененности – 7.8 ед. Залежь пластово-сводовая. Размеры в пределах ВНК 1.4 ´ 0.9 км, высота – 17.7 м.
Залежь разрабатывается с марта 2001 года,по состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 116 тыс.т, растворенного газа – 12 млн.м3.
Иренский купол. В контуре залежи находятся 42 скважины.
Внешний контур нефтеносности (ВНК) принят на абсолютной отметке -1504 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скважинах 221, 223, 282_2, 485, 527, 591, выделенного по данным ГИС, и по кровле водонасыщенного коллектора в скважинах 221, 223, 273, 280,282_2, 484, 520, 527, 555, 583, с учетом результатов перфорации (Табл. 6.1). В скважине 583в связи с проведенными работами по перфорации (Qн=1.8т/сут, Qв= 4.3 м3/сут) изменено насыщение коллектора по ГИС.
Эффективная толщина изменяется от 2.2 до 11 м, в среднем 7.4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 1.4 до 8.4 м, в среднем 4.5. Доля коллектора составляет 0,514 д.ед., коэффициент расчлененности – 6.2 ед. Залежь пластово-сводовая, размеры в пределах ВНК составляют 1.2´0.7 км, этаж нефтеносности - 20 м. Залежь пластово-сводовая, размерами 1.3 ´ 0.9 км, этаж нефтеносности – 30 м.
По состоянию на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 236 тыс.т, растворенного газа – 26 млн.м3.
Фаменский ярус
В карбонатной толще фаменского возраста выделяются пласты: Фм1, Фм2, Фм3, Фм4 и Фм5. На Чураковском куполе в пласте Фм1 по данным ГИС коллектора водонасыщенны, на Иренском, Елесеевском и Купальном куполах пласты – нефтенасыщенны, однако не имеют промышленного значения ввиду непромышленного притока, и низких ФЕС. По данным испытания Иренского купола в скважинах 221_2 и 274_2 получен приток пластовой воды с пленкой нефти, в скважине 520_2 –приток нефти объемом 43м3.
Пласт Фм3
Пласт Фм3 промышленно нефтеносен только на Елесеевском куполе.
Елесеевский купол. В контуре залежи расположена только одна скважина – 261. Пласт пройден без отбора керна. Общая толщина пласта составляет 55.9 м.
В процессе бурения скважины пласт испытан в интервале: 1834.9-1854.0 м (-1607.3 -1626.6 м), где получен приток газированной смеси нефти с ФБР в объеме 1.59 м3.
Промышленная нефтеносность пласта Фм3 доказана результатами опробования в колонне в интервалах перфорации 1836.0-1838.0м (-1609.9-1610.9 м), 1843-1844 м (-1615.8-1616,8 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 14.09 т/сут, воды 0.03 т/сут на 5мм штуцере. При оптимальном режиме дебит нефти составил 17.86 т/сут, воды 0.04 т/сут. При проведении опробования испытателя пластов на кабеле MDT на глубине 1852.4 (абс.отм. -1625.1) был получен приток пластовой воды.
Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи принят на абс. отметке -1622.5 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС, с учетом результатов опробования в колонне. Кровля водонасыщенного пропластка выделена по данным ГИС на абс.отм. -1624.7 м , с учетом результатов MDT, где в интервале абсолютных отметок -1624.6 -1625.5 м получен приток пластовой воды.
Эффективная толщина составляет 3.7 м, нефтенасыщенная – 2.5 м. Доля коллектора – 0.177 д.ед., коэффициент расчлененности – 3 ед. Залежь пластово-массивного типа. Размеры в пределах ВНК - 2.0 ´ 1.3 км, высота – 13.3 м.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
Отложения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса в объеме тиманского, пашийского горизонтов представлены чередованием аргиллитов, глинистых алевролитов, кварцевых и глинистых песчаников.
Промышленная нефтеносность данного комплекса установлена на Западно-Иренском куполе Чураковского месторождениях.
В процессе бурения скважины 268 на Купальном куполе пласт Д0 испытан в интервале 2388.6-2408.0 м (-2124.3 – 2143.7 м), где получен приток воды в объеме 0.699 м3.
В процессе бурения скважины 261 на Елесеевском куполе пласт Д0 совместно с пластом Д1 в интервале 2359.8-2375.5 м (-2123.4- 2138.7 м), где получен приток нефти в объеме 0.23 м3 за 58 минут. Позднее пласт проперфорирован в интервале 2363.0- 2367.0 (-2126.5-2130.4м), в результате получен приток пластовой воды с пленкой нефти. На Елесеевском куполе девонские терригенные отложения промышленного значения не имеют.
Пласт Д0
Западно-Иренский купол. В контуре залежи находятся 2 скважины: 132 и 150. Нефтенасыщенная часть пласта представлена алевролитом светло-серым крупнозернистым и песчаником мелкозернистым алевритистым. Средняя общая толщина пласта - 6.6м.
ВНК принят на абсолютной отметке - 2131 м по результатам ГИС скважин 132 и 150, и опробованию скважины 132.
Эффективная толщина изменяется от 6.2 до 7.0 м, в среднем составляет 6.6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2.0 до 2.2 м, в среднем - 2.1 м. Коэффициент песчанистости – 0.227 д.ед, расчлененности – 2 ед. Размеры залежи 4.3 ´ 1.8 км, высота залежи 4.5 м, тип залежи – пластово - сводовая, тектонически и литологически экранированная.
По состоянию на 01.01.2020 залежь не разрабатывается.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Чураковского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Стругова О.В., Мулькова Л.Г., Тиунова Т.Ю., и др. 2020
Следующее Месторождение: Хлебновское