Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1956
Источник информации: РГФ-23 (соответствует ПП_2020г.)
Метод открытия:
Площадь: 26.73 км²
Гондыревское нефтяное месторождение
Гондыревское нефтяное месторождение в административном отношении расположено на юге Пермского края, в 220 км к юго-западу от краевого центра г. Перми, в 16 км к западу от районного центра, поселка Куеда.
В тектоническом отношении Гондыревское месторождение приурочено к одноименному поднятию, входящему в состав группы складок, образующих Куединский вал, осложняющий северо-западный склон Башкирского свода.
Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы УВС которых утверждены ГКЗ РФ, являются Альняшское, Красноярско-Куединское, Быркинское.
Месторождение открыто в 1956 году по результатам разведочного бурения скважин 2 и 3 и получения промышленных притоков нефти из отложений визейского терригенного нефтеназоносного комплекса (пл. Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2).
Ближайшими населенными пунктами являются: села Большой и Верхний Гондырь, Шагирт, Рыбак, Урталга (Рис.1.).
Рис. 1.Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
В экономическом отношении район месторождения находится на территории Чернушинско-Чайковско-Осинского подрайона Пермского территориально-производственного комплекса. Производственный облик района определяет нефтедобыча. Важное значение для его развития имеют магистральные нефтепроводы: г. Чернушка – п. Калтасы, п. Куеда – г. Чернушка, ведется строительство асфальтобетонной дороги Чернушка – Куеда – Москудья. Последняя свяжет базу обслуживания ЦДНГ – 2 с месторождениями Куединской группы. Территория месторождения связана автомобильной дорогой с селом Б. Гондырь, поселком Куеда.
Литолого-стратиграфическая характеристика
На Гондыревской площади геологический разрез вскрыт от четвертичных отложений до образований вендского комплекса на глубину 2136 м скважиной № 60.
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 границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований.
Разрез Гондыревского месторождения является типичным для Башкирского свода.
Протерозойская группа - PR
Вендский комплекс - V
Вендский комплекс, вскрытый на небольшую глубину 67 м (скв. № 65), представлен переслаивающимися аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Окраска пород зеленовато-серая.
На породах вендского комплекса с большим стратиграфическим перерывом залегают породы живетского яруса среднего девона.
Палеозойская группа – PZ
Палеозойские отложения представлены девонской, каменноугольной и пермской системами.
Девонская система - D
Девонские отложения залегают на породах вендского комплекса со стратиграфическим несогласием, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
Средний отделв районе расположения Гондыревского месторождения представлен в объеме живетского яруса, муллинского горизонта.
Нижняя граница девона проведена по смене зеленоокрашенных полимиктовых алевролитов светло-серыми кварцевыми неотсортированными песчаниками базальной пачки девона.
Живетский ярус – D2g
Ярус сложен алевролитами и песчаниками с прослоями аргиллитов, отнесен к склоновому типу разрезов. Мощность яруса изменяется от 20 до 83 м.
На отложениях живетского яруса залегают породы верхнего девона: франского и фаменского ярусов.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
Ярус в нижней части представлен терригенными отложениями пашийского горизонта (10-16 м), терригенно-карбонатными породами тиманского горизонта (29-36 м).
Разрез пашийского и тиманского горизонтов относится к впадинному типу, известняково-алеврито-аргиллитовому подтипу.
Карбонатный разрез яруса представлен саргаевскими (межрифовый тип), доманиковыми (межрифовый тип, кремнисто-битуминозно-известняковый подтип) и породами верхнефранского подъяруса (мощность 45-236 м), отнесенных к межрифовому (мендымский горизонт) и рифовому (воронежско-ливенская толща) типам.
Мощность яруса изменяется от 268,5 м до 348 м, причем, максимальные мощности наблюдаются в сводовой части структуры, минимальные приурочены к западному крылу поднятия.
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус представлен известняками и доломитами. Разрез отнесен к рифовому типу, склоновому подтипу. Минимальные мощности отложений фаменского возраста приурочены к западному склону структуры (до 167 м), максимальные – в сводовой части (432-435 м).
На отложениях фаменского яруса залегают породы нижнего карбона, представленные турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Каменноугольная система - C
Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел карбона подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус –C1t
Ярус сложен известняками серой и темно-серой окраски с редкими прослоями аргиллитов, характеризующими разрез древнего морского мелководья. К кровле карбонатных отложений данного яруса приурочен ОГ IIп .
Мощность пласта изменяется от 57 до 133 м.
На месторождении к отложениям турнейского возраста приурочена промышленная залежь нефти (пласт Т).
Визейский ярус – C1v
Ярус представлен кожимским и окским надгоризонтами.
Кожимский надгоризонт C1kzh
Включает в себя радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт - C1rd
Сложен аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников. Характерной особенностью радаевских отложений является темно-серая окраска и слоистость. Мощность их изменяется от 0 до 6,9 м.
Бобриковский горизонт - C1bb
Горизонт сложен алевролитами, песчаниками, аргиллитами, мощностью от 16 до 35 м. На месторождении к проницаемым пластам Бб1 и Бб2 приурочены промышленные залежи нефти.
Окский надгоризонт - C1ok
Надгоризонт представлен терригенно-карбонатными отложениями тульского горизонта и карбонатными отложениями алексинского, михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт - C1tl
Тульский горизонт по литологическим особенностям подразделяется на две пачки: верхнюю – карбонатную и нижнюю – терригенную.К кровле тульских терригенных отложений приурочен ОГ IIК.
В нижней части разреза горизонт сложен переслаивающимися алевролитами, песчаниками, аргиллитами (мощность 16-39 м), а в верхней части разреза – прослоями известняков и доломитов (мощность 17-21 м).
К терригенным отложениям тульского горизонта приурочена промышленная нефтеносность (пласты Тл2-а и Тл2-б).
Верхневизейский карбонатный C1v2 (Алексинский C1al + Михайловский C1mh + Веневский C1vn горизонты) + Серпуховский С1s ярусы
Карбонатные отложения окского надгоризонта и серпуховского яруса фаунистически не охарактеризованы и представлены чередованием известняков и доломитов, иногда с включениями ангидрита и гипса. Мощность отложений изменяется от 212 до 237,7 м.
Средний отдел – C2
На карбонатные отложения нижнего карбона с большим стратиграфическим несогласием ложится толща среднекаменноугольных карбонатов, которая подразделяется на башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус – C2b
Литологически башкирский ярус сложен известняками с прослоями известняковой конгломерато-брекчии в кровле яруса.
Кровля башкирского яруса четко отбивается по смене светлых плотных известняков темными (ОГ Iп). Эта граница охарактеризована сменой микрофауны.
Мощность яруса изменяется от 37 до 68 м.
В кровле отложений башкирского яруса установлены промышленные скопления нефти (пласт Бш).
Московский ярус – C2m
Ярус сложен терригенно-карбонатными породами верейского горизонта и карбонатными каширского, подольского, мячковского горизонтов.
Мощность яруса изменяется от 259 до 279 м.
К отложениям верейского и каширского горизонтов приурочены промышленные залежи нефти (пласты К и В3).
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольные отложения сложены доломитами с прослоями известняков. Мощность их изменяется от 130,6 до 165 м.
Пермская система - Р
Отложения пермской системы представлена нижним и верхним отделами.
Нижний отдел – Р1
Нижнепермские отложения представлены сакмарским, ассельским, артинским и кунгурским ярусами.
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Породы литологически представлены доломитами с подчиненными прослоями известняков с единичными включениями ангидрита. Разрез отнесен к карбонатно-слоистому типу, известняково-доломитовому подтипу.
Мощность отложений изменяется от 154,4 до 176,6 м.
Артинский ярус – P1ar
Отложения сложены доломитами и известняками кристаллическими, с прослоями ангидритов. Разрез отнесен к карбонатно-слоистому типу. Мощность его изменяется от 49,5 до 55 м.
Кунгурский ярус – P1k
Отложения ярусапредставлены переслаиванием ангидритов, гипсов, доломитов. Филлиповский горизонт сложен преимущественно доломитами, иренский – ангидритами. Разрез отнесен к сульфатно-карбонатному типу.
Мощность кунгурских отложений изменяется незначительно – от 46 до 49 м.
Уфимский ярус – P1u
Представлен отложениями соликамского и шешминского горизонтов, нижняя граница которого проводится по появлению карбонатных пород, верхняя приурочена к сильно загипсованным породам. Отложения яруса представлены красноцветной толщей – песчаниками, глинами с прослоями известняков, гипсов и ангидритов. Средняя мощность верхнепермских отложений – 250 м.
Кайнозойская эратема - KZ
Четвертичная система – Q
На размытой поверхности верхнепермских отложений залегают четвертичные отложения, сложенные аллювиальными, элювиальными суглинками, красновато-бурыми песчаниками, буровато-серыми глинами. Мощность до 25 м.
Тектоническое строение
В тектоническом отношении (Рис.2.) Гондыревское месторождение приурочено к одноименному поднятию, входящему в состав группы складок, образующих Куединский вал, осложняющий северо-западный склон Башкирского свода. Длина изученной части вала около 125 км, ширина изменяется от 4,5 до 22 км, уменьшаясь с юга на север. В осевой части вала прослеживаются две цепочки локальных структур (две ветви) – западная и восточная. Южнее, на территории Башкирии, вал теряет свои очертания и, расширяясь, переходит в Четырман-Югамашскую структурную террасу.
Рис. 2.Выкопировка из тектонической карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
В западной ветви Куединского вала установлены (с юга на север): Гондыревское, Альняшское, Гожанское, Пантелеевское и Владимирское поднятия. Восточная ветвь осложнена Куединским, Красноярским, Быркинским, Кустовским, Шалымским и Мало-Усинским поднятиями.
Западная ветвь с юго-запада ограничена крутой флексурой, отделяющей вал от Москудьинской структурной террасы, амплитуда которой 100 м, углы наклона слоев – до 5º. Северо-восточный склон этой ветви характеризуется более пологими крыльями, крутизна которых редко превышает 1º - 2º.
В верхних структурных этажах – тульском, верейском, нижнепермском – Куединский вал выделяется в границах и размерах тиманской поверхности, но при этом приобретает новые морфологические особенности. Все без исключения тектонические поднятия вала, находящиеся в бортовой зоне ККСП, усиливаются по амплитуде за счет рифогенных построек позднефранско-фаменского возраста. В целом, следует отметить выполаживание вала вверх по разрезу, а по нижнепермским отложениям южная часть вала отделяется от северной уступом с амплитудой более 100 м, причем южная часть приподнята.
По кровле тиманского горизонта Гондыревское поднятие представляет собой симметричную брахиантиклинальную складку меридионального простирания с углами падения крыльев 2 - 3º. Размеры поднятий в пределах замкнутой изогипсы минус 1790 м – 4,3х1,1 км, амплитуда 11,4 м. Наиболее приподнятая часть структуры расположена в районе скважины № 3 (абсолютная отметка минус 1778,6 м).
Складка несомненно тектоническая, что связано, очевидно, с разломом в кристаллическом фундаменте.
По кровле карбонатов турнейского яруса поднятие имеет аналогичную форму. Но в отличие от девонского структурного плана, происходит увеличение амплитуды поднятия за счет рифогенной постройки. Западный борт становится круче восточного. В пределах замкнутой изогипсы размеры поднятия 5,0х2,6 км, амплитуда 32 м.
По кровле башкирского яруса структура в общих чертах сохраняет свою форму и простирание, но крылья становятся более пологими. Размеры структуры в пределах изучаемого месторождения 8,0х2,0 км, амплитуда 20,3 м.
По кровле тюйской пачки иренского горизонта Гондыревское поднятие имеет форму брахиантиклинальной складки, размеры которой в пределах изогипсы минус 150 м 5,3х1,7 км, амплитуда – 8,1 м. Западное крыло становится круче, достигает, как и по тиманскому структурному плану 3º, восточное (более пологое) - 1º.
Анализируя структурные планы по маркирующим горизонтам можно сделать следующие выводы:
1. Гондыревское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, которая является составным элементом Куединской валообразной зоны.
2. В генетическом отношении Гондыревская структура является тектоно-седиментационной. Основное ядро структуры составляют верхнефранские рифогенные сооружения.
3. Общей закономерностью для всего разреза является наличие более крутого западного крыла и постепенное выполаживание структуры от нижнекаменноугольных отложений вверх по разрезу.
СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Гондыревское нефтяное месторождение приурочено к одноименному поднятию, входящему в состав группы складок, образующих Куединский вал, осложняющий северо-западный склон Башкирского свода (Рис.2.).
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделенных в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на месторождении промышленно нефтеносны: верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т), визейский терригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш), верейский терригенно- карбонатный (пласт В3), каширо-гжельский карбонатный (пласт К) нефтегазоносные комплексы.
Краткие сведения о залежах месторождения представлены в таблице 1.
Список скважин с перетяжками на Гондыревском месторождении
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводиласьпо кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК, ННК-т) с привлечением кавернометрии (ДС). В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. (Граф.2-4).
При построении структурных карт по кровле и подошве проницаемой части плас-тов, за основу принимались карты по отражающим горизонтамIП, IIК и IIП(Граф.19-21).В зонах замещения коллекторов плотными породами построение структурных карт выполнено с использованием стратиграфических границ пластов.
Предыдущий промышленный пересчет запасов выполнен в 1978 г., в связи с уточнением геологического строения месторождения по результатам эксплуатационного бурения 102-х новых скважин (протокол ГКЗ СССР № 8076 от 19.05.1978 г.) [33].
В 1998 г. в оперативном порядке выполнен пересчет запасов по результатам бурения 28-ми новых эксплуатационных скважин, с учетом сейсморазведки 2D (протокол ЦКЗ № 61-98 от 07.04.1998 г.).
В 2009 г. выполнен оперативный пересчёт запасов УВС (протокол ФАН № 18/530-пр. от 25.09.2009 г.). В рамках данной работы изменены извлекаемые запасы нефти и растворенного газа Гондыревского месторождения в результате переоценки коэффициента нефтеизвлечения, на основании проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Гондыревского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 4382 от 16.09.2008 г.). Также списаны запасы по пласту Тл2-а категории С2 (Северо-Гондыревский купол), как неподтвержденные по результатам геологического и гидродинамического моделирования.
Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Гондыревского месторождения» (протокол ЦКР №6362 от 26.11.2015 г ) [49].
По состоянию на 01.01.2020 г. объем информации пополнился за счет бурения 76 эксплуатационных скважины и 4 БС (1981 -2017 гг.), в том числе 36 скважин и 3 БС пробурены после оперативного пересчета запасов в 2009 году.
С учетом новых данных, уточнены отметки положения флюидальных контактов (ВНК, УПУ). В ряде скважин отмечено текущее положение ВНК, так как добывающие и нагнетательные скважины влияют на более поздние результаты испытаний.
Водонефтяные контакты (ВНК, УПУ) по пластам Бш, Тл2-а, Т оставлены без изменений и соответствуют числящимся на балансе. По пластам Тл2-б и Бб2 отметки флюидального контакта скорректированы и принята на основании данных ГИС, с учетом результатов испытаний. По пласту Бб1 отметки ВНК, УПУ определены раздельно по залежам. По пласты К и В3 (пласты В1 и В4 - непромышленного значения) предлагается рассматривать как самостоятельные подсчетные объекты со своими отметками ВНК.
В скв. №№ 365, 437, 453, 715 возникла необходимость в корректировке удлинения, т.к. скважины противоречили обоснованию водонефтяных контактов по продуктивным пластам Бш, Бб2.
Следует отметить, что БС 374_2 (2001 г.), пробуренный для сброса соленой воды (пл. Фм) и транзитом проходящей через отложения визейского и турнейского ярусов, при выбранной сетке моделирования попадает в одну ячейку с первым стволом скважины 374 и вследствие чего исключен из карт построений.
При структурных построениях продуктивных пластов К, В1, В3, Бш исключена разведочная скважина 3 (в скважине ограниченный комплекс ГИС, пласты не испытаны), попадающая в одну ячейку с эксплуатационной скважиной 725.
Далее приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому нефтегазоносному комплексу.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На месторождении в отложениях данного комплекса керн не отбирался, опробований не проводилось.
На близлежащем Красноярско-Куединском месторождении нефтепроявления встречены в отложениях артинского, кунгурского и уфимского ярусов.
Каширско-гжельский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность карбонатных отложений данного комплекса установлена на всех близлежащих месторождениях, приуроченных к Куединскому валу: Красноярско-Куединское (протокол ЦКЗ № 402 от 23.06.2004 г., протокол ФАН № 18/686 –пр от 26.11.2009 г.), Альняшское (протокол ФАН № 03-18/1093-пр от 13.12.2018 г.), Быркинское (протокол ГКЗ № 6160 от 24.12. 2019 г.) и Шагиртско-Гожанское (протокол ГКЗ № 113-пд от 22.03.2007 г.) месторождения (Рис.1.1).
Пласты К и В1, залегающие в кровле верейского и подошве каширского горизонта (Граф. прил. 2-3), ранее рассматривались как единый подсчетный объект – пласт КВ1. В 2016 -2017 гг. получены новые данные исследований в скважинах 65, 351 и 500, по результатам которых не подтверждена промышленная значимость пласта В1 (Прил. 20-22). В связи с этим, ранее утвержденный подсчётный объект КВ1 разделен на два пласта К и В1, при этом пласт В1 предлагается списать с баланса.
В 2016 г. в скважине 351 при перестреле пластов К и В1 по результатам освоения скважины свабированием из пласта К получен приток воды и нефти, из пласта В1 – приток воды.
В скважине 500 (2016 г.) при перестреле пластов К и В1 притока не получено.
В скважине 65 при совместном опробовании пластов К и В1 (2017 г.) получены притоки нефти с водой (Qн=5,7 т/сут, Qв = 4,1 м3/сут), по результатам потокометрических исследований из пласта В1 наблюдается слабый приток, преимущественно воды.
Пласт К
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 65, 502, 730, 739, 751, 9065, нефтеводонасыщенная часть – в скважине 739, водонасыщенная часть – в скважинах 61, 63, 502.
Эффективная нефтенасыщенная часть сложена известняками органогенно-детритовыми, преимущественно фораминиферовыми и единичными доломитами слабо известковистыми.
Промышленная нефтеносность отложений в пределах данного пласта доказана результатами испытаний разведочной скважины 9065 (1970 г.), где при совместном испытании пластов К и В1 из интервала перфорации 905-922 (-759,4-776,4) м получен приток нефти, с дебитом 3,2 т/сут.
Продуктивный пласт распространен по всей площади, и только в скважине 60 замещен плотными породами. В пределах залежи пробурено 149 скважин. Общая толщина пласта составляет в среднем 10,7 м.
При пересчете запасов в 1978 г. отметка флюидального контакта для пласта КВ1 принята на абс. отм. -795 м, по ГИС, с учетом данных исследования керна. В дальнейшем, при оперативных изменениях запасов данная отметка принята на абс. отм. -793 м по данным ГИС и результатам испытаний в скважине 351.
Для пласта К отметку ВНК предлагается принять на абс. отм. – 783 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 351, с учетом результатов опробования в колонне в скважинах 351 (1982 г., 2016 г.) и 363 (1980 г.).
В скважине 351 в 1982 г. при совместном опробовании пластов К и В1 из интервалов перфорации на абс. отм. -778,2-783,6 м и -790,7-792,5 м получен приток нефти дебитом 1,5 т/сут (Табл. 6.2, Граф. 10), также при перестреле данных интервалов по потокометрическим исследованиям приток воды с нефтью поступает из пласта К.
В скважине 363 (1980 г.) в интервале перфорации на абс. отм. -787,3-794,6 м получен приток пластовой воды с пленкой нефти.
Залежь пласта К (объект разработки КВ1) находилась в разработке с 1970 по 1991 гг. (скв. №№ 9065, 500, 501). Пласт в скважинах вскрыт до абс. отм. -780,3 м, получены притоки нефти дебитами 0,9-3,2 т/сут. В 1991 году скважины выведены в консервацию как низко дебитные при обводненности более 60% (Гл. 11). В 2015 году разработка объекта продолжена переводом добывающей скважины 465 с первоначальным дебитами нефти 0,6 т/сут и воды 0,8 м3/сут.
В период 2011-2017 гг. в пределах залежи пробурено 36 скважин, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 4,1 м. Пласт вскрыт в скважинах 718, 720 (2017 г.) и 751 (2019 г., под нагнетание). Вскрытие пласта в добывающих скважинах проведено до абс. отм. -783,9 м, начальные дебиты нефти составили 0,6 т/сут (скв. № 720) и 4,8 т/сут (скв. № 718), содержание воды в продукции составляет 17,3 - 32,5 %. В связи с тем, что скважины 718 и 720 являются горизонтальными, они исключены при обосно-вании ВНК, при этом не противоречат предлагаемому уровню флюидального контакта.
В дальнейшем, на пласт переведены скважины 65, 389, 401 (2017-18 гг.). Скв. № 389 переведена под нагнетание. Перфорация в скважинах проведена до абс.отм. -779,2 м. При вводе в эксплуатацию скважин начальные дебиты нефти составили 0,8 т/сут (скв. № 401) и 5,7 т/сут (скв. № 65), содержание воды в продукции составляет 19,7 – 38,9 %.
В целом по пласту К, отмечается низкая начальная нефтенасыщенность коллекторов, которая подтверждается результатами исследований на керне (Гл. 8.3, Табл.8.14), а также опытом разработки (Гл.11.2).
Залежь пластово-сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 2,4 х 8,4 км, высота – 24,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,6 до 4,4 м (сред. 2,5 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 2,4 м. Доля коллектора в пласте изменяется от 0,056 до 0,402 д. ед. (сред. 0,246 д. ед.).
Накопленная добыча нефти по пласту К, по состоянию на 01.01.2020 г. составляет 28 тыс. т.
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность карбонатных отложений данного комплекса установлена на всех близлежащих месторождениях, приуроченных к Куединскому валу (Красноярско-Куединское, Альняшское, Быркинское и Шагиртско-Гожанское).
В нижней части верейского горизонта по промыслово-геофизическим данным выделяются пласты В3 и В4, разделенные аргиллитовым прослоем толщиной 1 - 4 м. В предыдущих работах [33, 37, 38] пласты рассматривались совместно (пл. В3В4) с единым водонефтяным контактом, без учета результата испытания в скважине 9065 (1970 г.), где из интервала перфорации на абс.отм. -811,9-816,4 м (пл. В4), выше утвержденной отметки флюидального контакта (абс.отм. -821,5 м), получен приток пластовой воды. В связи с этим, предлагается разделение пласта В3В4 на пласты В3 и В4.
Пласт В4 промышленной значимости не имеет, опробован только в скважине 9065 (получен приток пластовой воды).
Пласт В3
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважине 730, нефтеводонасыщенная часть – в скважинах 739, 751. Коллекторами в нефтенасыщенной части пласта являются известняки органогенно-детритовые, песчаниковидные.
Пласт выдержан по площади. В пределах залежи пробурено 138 скважин. Общая толщина пласта составляет в среднем 6,8 м.
Промышленная нефтеносность отложений в пределах данного пласта доказана результатами испытаний разведочной скважины 9065 (1970 г.), где из интервала перфорации 948-954 (-802,4-808,4) м получен приток нефти с дебитом 6,4 т/сут.
При пересчете запасов в 1978 г. отметка флюидального контакта принята на абс.отм. -825 м, по ГИС, с учетом данных исследования керна. В дальнейшем при оперативных изменениях запасов данная отметка принята на абс. отм. - 821,5 м по данным ГИС, с учетом результатов испытаний в скважинах 351 и 434.
В настоящей работе, отметку ВНК предлагается оставить без изменений на абс.отм. -821,5 м, по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 351, а также с учетом результатов испытаний в скважинах 351, 434 и 502.
В 1982 г. в скважине 351 из интервала перфорации на абс.отм. -817,3-822,7 м получен приток нефти, а в скважине 502 (1982 г.) из интервала перфорации -819,3-823,3 м получен приток нефти (Qн =1,2 т/сут) с водой (Qв =0,5 м3/сут, содерж. воды 32 %), таким образом в скважине 502, вероятно, вскрыт водонефтяной контакт.
В скважине 434 (1979 г.) из интервала перфорации -816,8-821,7 м получен приток нефти (Qн= 0,8 т/сут) с незначительным содержанием воды 6,7 %. По данным ГИС, подошва нефтенасыщенного коллектора отмечается на абс.отм. -821,6 м.
Разработка залежи велась периодически (1981-1989 гг.) единичными добывающими скважинами. Мероприятия по вовлечению в разработку пласта начаты в 2012 г. использованием возвратного фонда скважин [28]. Пласт вскрыт в 42-х скважинах. Перфорация в добывающих скважинах проведена до абс.отм. -824,5 м. При вводе скважин в эксплуатацию начальные дебиты нефти составили от 0,8 до 5,9 т/сут. На объекте при вводе скважин наблюдается высокая начальная обводненность от 5 до 50 %. (Гл. 11).
Также за период 2011-2017 гг. в пределах залежи пробурено 34 новые эксплуатационные скважины, эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах составляет 0,6-5,3 м. В скв. №№ 720,722,728,738 подошва пласта не вскрыта. Испытания пласта проведены в скв. №№ 716, 720, 721, 722, 728, 738 (2014-2017 гг.). Пласт в добывающих скважинах перфорирован до абс.отм. -823,2 м, получены притоки нефти дебитами от 3,5 до 15,8 т/сут, содержание воды изменяется от 18 до 33,2 %.
Залежь пластово-сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 2,4 х 8,3 км, высота – 21,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,3 до 5,3 м (сред. 3 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 2,5 м. Доля коллектора в пласте изменяется от 0,208 до 0,736 д. ед. (сред. 0,471 д. ед.).
Накопленная добыча нефти, по состоянию на 01.01.2020 г. составляет 248 тыс. т.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность карбонатных отложений башкирского яруса установлена на всех близлежащих месторождениях, приуроченных к Куединскому валу (Красноярско-Куединское, Альняшское, Быркинское и Шагиртско-Гожанское).
В пределах комплекса на Гондыревском месторождении нефтегазоносны пористые разности известняков башкирского яруса – пласт Бш. От вышележащего продуктивного пласта В3 пласт Бш отделен пачкой плотных пород, состоящей из известняков биоморфных, детритовых, реже обломочных, толщиной около 15 метров.
Пласт Бш
Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном в скважинах 65, 66, 730, 739, 751, 9065, нефтеводонасыщенная – в скважине 739, обводненная часть - в скважинах 730, 739. Эффективная часть пласта сложена известняками органогенно-детритовыми, комковато-детритовыми, известняками биоморфного типа – фораминиферово-водорослевыми, фораминиферовыми
Пласт выдержан по площади. В пределах залежи пробурено 152 скважины. Подошва пласта не вскрыта в 25-ти скважинах. Общая средняя вскрытая толщина пласта составляет в 37,3 м.
Промышленная нефтеносность пласта установлена по результатам испытаний в колонне разведочных скважин 9061 (1970 г.), 9065 (1969 г.) и эксплуатационной скважины 415 (1973 г.). Дебит нефти составил 4,4-18,6 т/сут.
В предыдущих работах отметка флюидального контакте принята на абс. отм. -850 м по результатам испытаний в колонне и данных ГИС в скважинах 9061 и 415 [33, 37,38].
В настоящей работе, отметку ВНК предлагается оставить без изменений на абс. отм. -850 м (Табл. 6.2).
В скважине 9061 (1970 г.) в интервале перфорации на абс.отм. -839,3-849,3 м получен приток нефти дебитом 18,6 т/сут.
Ближе к отметке ВНК, перфорация проведена в скважине 415 (1973 г.) где в интервале абс.отм. -840,4-850,8 м, получен приток нефти дебитом 10 т/сут.
При испытаниях в открытом стволе в скважине 66 (1970 г.), в интервале абс.отм. -855,9-866,9 м, и скважине 63 (1968 г.) в интервале абс. отм. -860,7-885,5 м получены притоки пластовой воды.
Следует отметить, что в скважине 64 (1969 г.) при испытании пласта в процессе бурения в интервале абс. отм. -853,4 -876,6 м за 40 мин получен незначительный приток нефти в объеме 0,36 м3., так как при обосновании ВНК определяющим фактором являются результаты испытаний в колонне, данные по скважине не учитывались при обосновании ВНК. Новые данные получены за счет перевода скважин с других пластов и также ввода новых скважин из эксплуатационного бурения.
Из ранее пробуренного фонда (1981 – 1985 гг.) пласт вскрыт в 31-ой скважине (2005-2018 гг.). В добывающих скважинах пласт перфорирован выше отметки ВНК (до абс. отм. -847,5 м), получены притоки нефти (дебит от 1,1-9,7 т/сут) с водой (содержание воды от 4,2 до 47,5%).
В скважине 474 (2008 г.), пласт перфорирован до абс.отм. -862,8 м и по результатам опробования получен приток воды с нефтью (Qн=0,8 т/сут, содержание воды 90%). Таким образом, в скважине, вероятно, вскрыт водонефтяной контакт.
Следует отметить, что с 2010 г. в связи с переводом большего количества добывающих скважин и начавшемся снижением пластового давления, была организована система ППД, путем ввода нагнетательных скважин, что объясняет рост обводненности в скважинах.
В период 2011-2016 гг. в пределах залежи пробурена 31 скважина, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 11,8 м. Во всех скважинах пласт перфорирован, испытания пласта проведены до абс. отм. -850,1 м. По результатам испытаний в получены притоки нефти (дебит 2,3-9,5 т/сут) с водой (содержание воды 19,1-47,9 %).
Таким образом, предлагаемый уровень ВНК достаточно обоснован, и новые данные по испытаниям в ранее пробуренных скважинах и в новых скважинах, не противоречат предлагаемому уровню ВНК.
Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 2,5 х 8,6 км, высота – 27,7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,7 до 13,3 м (сред. 5,2 м ). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 5 м.
Разработка залежи велась в 1970 – 1981 гг. скважиной 415. С 1991 по 2004 г. залежь находилась в консервации. Объект вновь был введен в разработку в 2004 г. пуском в эксплуатацию скважины 441. Накопленная добыча нефти, по состоянию на 01.01.2020 г., составляет 581 тыс. т.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность терригенных отложений визейского НГК установлена на всех близлежащих месторождениях, приуроченных к Куединскому валу (Красноярско-Куединское, Альняшское, Быркинское и Шагиртско-Гожанское).
В пределах комплекса на Гондыревском месторождении промышленная нефтегазоносность установлена в пластах Тл2-а, Тл2-б тульского горизонта, а так же в пластах Бб1 и Бб2 бобриковского горизонта. Продуктивные отложения имеют сложное литологическое строение и отличаются как по мощности, так и по коллекторским свойствам.
Тульский горизонт
В пределах тульского горизонта выделяется два продуктивных пласта Тл2-а и Тл2-б. Пласт Тл2-б отделен от Тл2-а прослоями глин (1,6-4,0 м) и известняка (2-3 м).
Разработка пластов начата в 1970 г., добыча нефти по состоянию на 01.01.2020 г, по пласту Тл2-а составляет 6813 тыс. т, по пласту Тл2-б - 617 тыс. т.
Пласт Тл2-а
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скв. 61, 65, 66. Эффективная часть пласта сложена песчаниками, редко алевролитами.
Пласт представлен песчаниками, реже - алевролитами. Песчаники состоят из полуокатанных кварцевых зерен, сцементированных глинистым цементом.
Промышленная значимость пласта установлена по результатам испытаний разведочной скважины 3 (1956 г.), где при достреле к пласту Бб2 (интервал перфорации 1293,5-1299,0 (-1161,4-1166,9) м) получен приток нефти 44,9 т/сут (dшт=5 мм). Позднее самостоятельно пласт Тл2-а испытан в разведочных скважинах 62 и 63, 64 (1969 г.), получены притоки нефти дебитами от 13,9 т/сут и 44,5 т/сут (dшт=5 мм).
В пределах залежи пробурено 139 скважин. Продуктивный пласт распространен по всей площади залежи, и только в скважинах 445 и 399_2 замещен плотными породами. Общая толщина пласта составляет в среднем 8,4 м. Эффективная нефтенасыщенная часть пласта увеличивается в мощности в северной и восточной частях месторождения, достигая 17,3 м (скв. № 385), что обусловлено развитием вдоль восточной части площади рукавообразных зон песчаников повышенной мощности.
В связи с отсутствием новой геологической информации, противоречащей или уточняющей, ранее утвержденную ГКЗ СССР в 1978 г. отметку флюидального контакта, ВНК предлагается оставить без изменений на абс. отм. -1205 м, принятую как среднее между подошвой нефтенасыщенного коллектора в скважине 358 и кровлей водонасщенного коллектора в скважине 362 (Граф.13, Табл.6.2).
На начальном этапе разработки месторождения, среди эксплуатационных скважин, ближе к утвержденному подсчетному уровню пласт вскрыт в краевых скважинах 358 (интервал перфорации -1199,3-1204,2 м) и 429 (интервал перфорации -1199,9-1202,7 м), получены притоки нефти дебитом 1 т/сут.
В скв. № 362 (1974 г.) при испытании в колонне пласта Тл2-а (интервал перфорации -1206,7-1210,7 м) получен приток пластовой воды. По данным ГИС кровля водонасыщенного пропластка в скважине отмечается на абс. отм. -1207 м.
При совместном испытании пластов Тл2-а, Тл2-б и Бб1 в открытом стволе в скважине 60 (интервал абс. отм. -1199,5-1241,1 м) получен приток пластовой воды.
При дальнейшем разбуривании месторождения в 1980-хх гг. испытания пласта в колонне в скважинах проведены значительно выше утвержденного ВНК, получены притоки нефти дебитами от 0,6 до 27,6 т/сут с высоким содержанием воды (до 90%), что связано с организацией закачки воды [28].
После оперативного пересчета запасов запасов (2009 г.) в пределах залежи пробурен 3 боковых ствола 399_2, 460_2, 469_2. В БС 399_2, по данным ГИС, коллектора замещены плотными породами.
В БС 469_2 (2013 г.) пласт Тл2-а вскрыт совместно с пластом Бб1. Расчетный дебит по пласту Тл2-а составил 3,6 т/сут, содержание воды 43,4 %. Высокий процент воды в продукции скважины, является следствием разработки пласта. В скважине 469, содержание воды, на момент окончания работы, составило 66,4 % (2013 г.).
Таким образом, полученная новая информация по скважинам не противоречит утвержденному уровню ВНК.
Залежь пластово-сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 3,4 х 8,9 км, высота – 75,7 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,8 до 17,7 м (сред. 5 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 4,8 м.
Пласт Тл2-б
Пласт Тл2-б отделен от пласта Тл2-а прослоями глин (1,6-4 м) и известняка (2-3 м).
Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном в скважинах 61, 65, 350. Эффективная часть пласта сложена песчаниками и алевролитами.
Промышленная значимость пласта установлена по результатам испытаний разведочной скважины 64 (1969 г.), позднее, в 1970 г. притоки нефти получены при испытании скважин 61 и 63.
В пределах залежи пробурено 121 скважина. Пласт в целом выдержан по площади, отсутствие коллектора отмечается в 11 скважинах.
Общая толщина пласта составляет в среднем 7,1 м.
При пересчете запасов в 1978 г. отметка ВНК принята усредненным на абс.отм. -1205м. В настоящей работе, ВНК предлагается принять на абс. отм. -1206 +/-2 м по данным ГИС, с учетом результатов испытаний.
Подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора ближе к предлагаемой отметке ВНК, по данным ГИС, выделяется в интервале абс. отм. -1204,5-1206,3 м в скважинах 63, 355, 447, 482.
Ближе к предлагаемому ВНК испытания в колонне проведены в скважине 63 (перфорация до абс.отм. -1204,8 м), получен приток нефти дебитом 17,6 т/сут.
В скважине 64 нефтенасыщенные коллекторы отмечаются до абс.отм. -1208,2 м, что также подтверждается результатами испытаний (перфорация -1207-1208,2 м), где получен приток нефти дебитом 8,5 т/сут с небольшим количеством воды.
В ряде случаев водонасыщенные коллектора выделяется выше предложенного УПУ в среднем на 2 м, в скважине 378- с абс.отм. -1203,6 м, в скважине 414 - с абс. отм. -1204,2 м.
Таким образом, флюидальный контакт по залежи пласта Тл2-б имеет сложную поверхность, при геометризации и определении мощности локальные изменения ВНК в скважинах учтены.
При дальнейшем разбуривании месторождения, испытания в колонне пласта в скважинах проведены на более высоких отметках, пласт вскрыт в основном совместно с пластом Тл2-а, получены притоки нефти с водой, что связано с высокой обводненность пласта Тл2-а. В скважинах, где пласт вскрыт самостоятельно, получены притоки нефти дебитами 3,1-4,7 т/сут, что не противоречит предлагаемому ВНК.
По состоянию на 01.01 2020 г. новая геологическая информация получена по результатам бурения боковых стволах 399_2, 460_2, 469_2. Пласт в БС не перфорирован, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,7-1,9 м.
Залежь пластово-сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 3,1 х 8,4 км, высота – 59,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,6 до 5,2 м (сред. 2,1 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 2,2 м.
Бобриковский горизонт
В пределах бобриковского горизонта выделяется два продуктивных пласта Бб1 и Бб2. Пласт Бб1 характеризуется наиболее резкой литолого-фациальной изменчивостью по площади. Пласт Бб2, выделяемый в нижней части толщи, сложен хорошо проницаемыми песчаниками.
Пласты являются единым эксплуатационным объектом. Залежи введены в промышленную разработку в 1970 г. Накопленная добыча нефти по состоянию на 01.01.2020 г, по пласту Бб1 составляет 170 тыс. т, по пласту Бб2 – 5078 тыс. т.
Пласт Бб1
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважине 65. Водонасыщенная часть пласта представлена единичным образцом керна в скважине 62. По данным микроописаний, эффективная часть пласта представлена песчаниками и алевролитами.
Пласт значительно не выдержан по площади, в 54-х скважинах коллектора замещены плотными породами.
В предыдущих работах, в пределах пласта выделялось 6 литологически ограни-ченных залежей: р-н скв. № 351, р-н скв. № 365, р-н скв. № 377, р-он скв. № 382, р-н скв. № 395, р-н скв. № 412 с единым ВНК на абс. отм. -1198 м, при этом данные по запасам приводились в целом по пласту.
В настоящей работе, по результатам уточнения корреляции в ряде скважин (скв. № 373, 469, 472, 483 и др.) ранее выделенные нефтенасыщенные коллектора, приуроченные к отложениям пласта Тл2-б (нижняя часть пласта), относятся к отложениям пласта Бб1, что привело к корректировке зоны замещения коллекторов плотными породами.
В пределах залежи в р-не скв. 351 пробурена одна скважина, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0,8 м. В предыдущей работах, эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора составляла 2,2 м, без учета результатов испытания в скважине, где в интервале перфорации -1199,7-1203,9 м (1975 г.) получен приток пластовой воды (Прил.15).
Ранее выделяемые р-н скв. № 395 и р-н скв. № 412 предлагается рассматривать как единую залежь - основную. Таким образом, в пределах пласта выделение 4-х залежи: основная, р-н скв. № 365, р-н скв. № 377, р-н скв. № 382.
Основная залежь. В пределах залежи пробурено 45 скважин. Общая толщина пласта составляет в среднем 12,9 м.
ВНК предлагается принять на абс.отм. -1196 м как среднее между подошвой нефтенасыщенных и кровлей водонасыщенных коллекторов в скважинах 386, 405, 409, с учетом результатов испытаний в колонне в скважинах 432, 434.
По данным ГИС, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора выделяется до абс.отм – 1195,3 м (скв. № 405).Кровля водонасыщенных коллекторов отмечается в интервале с абс.отм. 1197,2 м (скв. № 386).
Испытания в колонне в скважинах проведены выше предлагаемой отметки ВНК. Ближе к флюидальному контакту пласт вскрыт в скважинах 432, 434 (1974 г.). В скважине 432 в интервале перфорации -1192,2-1193,9 м получен приток нефти дебитом 1,5 т/сут (1974 г.). В скважине 434 в интервале перфорации -1189,1-1192,8 м получен приток нефти дебитом 4,5 т/сут.
При дальнейшем разбуривании месторождения, в скважине 468 (1984 г.) пласт Бб1 вскрыт совместно с пл. Тл2-а, значительно выше ВНК, получен приток воды (Qв=34,9 м3/сут) с нефтью (Qн=22,1 т/сут), что вызвано высокой обводненностью пласта Тл2-а.
В период с 2007 -2016 гг. пласт Бб1 вскрыт совместно с пластами Тл2-а, Тл2-б, Бб2 в скважинах ранее пробуренного фонда (скв. №№ 3, 457, 459, 461, 468) также выше предлагаемого уровня ВНК, получены притоки нефти с водой, что также является следствием разработки пластов [28].
В период 2012-2013 гг. в пределах основной залежи пробурены БС 399_2, 460_2, 469_2. В БС 399_2 и 469_2, по данным ГИС, нефтенасыщенные толщина составляет 0,6-3,4 м, в БС 460_2 – пласт замещен плотными породами.
В БС 469_2 пласт Бб1 вскрыт совместно с пластом Тл2-а, по результатам испытания получен приток нефти с водой. Расчетный дебит для пласта Бб1 составил 0,4 т/сут с водой (содержание воды 34,9 %).
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры залежи в среднем составляют 2,5 х 4,2 км, высота – 41,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,5 до 5,4 м (сред. 2,0 м).
Р-н скв. № 365. В пределах залежи пробурено четыре скважины 365, 385, 444, 448. Средняя толщина пласта составляет 14 м. Залежь эксплуатировалась одной скважиной 365 с 1973 по 2012 гг.
УПУ по залежи предлагается принять на абс.отм. -1196 м по данным ГИС в скважине 448, с учетом результатов испытаний в скважине 365.
Перфорация пласта проведена в скважине 365 в интервале абс.отм. -1192,9-1195,8 м (1973 г.), получен приток нефти дебитом 16 т/сут.
Подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 448 отмечается на абс.отм. -1196,1 м.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры залежи в среднем составляют 0,8 х 0,9 км, высота – 17,2 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,6 до 5,1 м (сред. 2,4 м). Средневзвешанная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 2 м.
Р-н скв. № 377.В предыдущих работах, в пределах залежи расположены скважины 377 и 384, отметка флюидального контакта принималась на абс. отм. -1198 м, единой для всех залежей пласта Бб1.
В настоящей работе, по результатам детальной корреляции в скв. № 380, ранее выделенный нефтенасыщенный коллектор, приуроченный к отложениям пласта Тл2-б (нижняя часть пласта), относятся к отложениям пласта Бб1. Таким образом, в пределах залежи пробурено три скважины. Пласт в скважинах не опробован, по данным ГИС, в скважинах эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 1,6 м.
УПУ предлагается принять на абс. отм. -1186,9 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 377.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры залежи составляют 0,5 х0,6 км, высота -12,4 м. Общая толщина пласта составляет в среднем 9,5 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 1,2 м.
Р-н скв. № 382.В пределах залежи пробурено две скважины 382 и 453. Общая толщина пласта составляет 13,5 м. Пласт в скважинах не опробован, по данным ГИС, в скважинах эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,9 до 3 м (сред. 2,5 м).
УПУ предлагается принять на абс.отм. -1186,8 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 453.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная, размеры залежи составляют 0,4 х 0,7 км, высота – 8,5 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 2,6 м.
Пласт Бб2
Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном в скважинах 2, 3, 65, 66, 477. Эффективная часть пласта сложена отсортированными мелкозернистыми песчаниками с невысокой глинистостью (<0.01 мм), только в скважине 66 песчаник имеет максимальную глинистость (11.7 %) и минимальную пористость (16.5 %).
Продуктивный пласт распространен по всей площади залежи, и только в скважине 429 замещен плотными породами. В пределах залежи пробурено 90 скважин. Общая толщина пласта составляет в среднем 16,1 м.
Нефтенасыщенная часть пласта освещена представительным керном в скв. 2, 3, 65, 66, 477. Эффективная часть пласта сложена отсортированными мелкозернистыми песчаниками с невысокой глинистостью (<0.01 мм), только в скважине 66 песчаник имеет максимальную глинистость (11.7 %) и минимальную пористость (16.5 %).
Промышленные притоки нефти получены при испытании разведочных скважин 2 и 3 (1956-1959 гг.). В скважине 2 в интервале перфорации 1316-1317,5 (-1201,9-1203,4) м получен приток нефти дебитом 63 т/сут (dшт =7мм). В скважине 3 в интервале перфо-рации 1332-1337 (-1199,9-1204,9) м получен приток нефти дебитом 17,8 т/сут (dшт=5 мм).
В 1970 г. нефтеносность пласта подтверждена при испытании разведочной скважины 65, где в интервале перфорации 1313,5-1330,5 (-1168,6-1185,6) м получен приток нефти дебитом 51,3 т/сут (dшт=5 мм).
При пересчете запасов в 1978, ВНК принят усреднённым на абс. отм.-1205 м, по ГИС с учетом результатов испытаний.
По данным ГИС, в скважинах 2, 3, 369, 371, 384, 389, 399, 407, 417, 418, 421, 426 подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора отмечается в интервале абс.отм. -1203,5-1206 м. По результатам испытаний в колонне скважин 2, 3, 417, 418, где пласты вскрыты на отметках, близких к величине принятого ВНК (до абс. отм. -1204,9 м), получены притоки нефти дебитами 17,8-86,8 т/сут (1956-1973 гг.)
По данным ГИС, кровля водонасыщенных коллекторов отмечается в интервале абс. отм. -1203 м (скв. № 399) -1207,1 м (скв. № 444). Приток пластовой воды получен в скважине 62 (1974 г.) на более низких отметках, чем принятая отметка ВНК (интервал перфорации -1230,4-1240,4 м).
В процессе дальнейшего разбуривания месторождения, в период с 1981 по 1986 гг, пласт Бб2 в основном вскрыт выше утвержденной отметки ВНК как самостоятельно, так и совместно с пластами Тл2-а, Тл2-б, Бб1. При самостоятельном вскрытии пласта до утвержденной отметки получены притоки нефти (дебит от 0,4 до 67,2 т/сут) с незначительным содержанием воды.
Следует отметить, что скважине 481 винтервал перфорации на абс. отм. - 1201,5-1205 м получен приток нефти дебитом 1 т/сут, подошва нефтенасыщенного коллектора отмечается на абс. отм. -1206,6 м.
Также в скважине 483 (1982 г.)из интервала перфорации на абс. отм. - 1200,1-1207,1 м получен приток нефти дебитом 1 т/ сут, нефтенасыщенные коллектора выделены до абс. отм. - 1207,1 м.
Исходя из вышеизложенного, так как в пределах залежи есть участки с повышенными (скв. № 399) или пониженными (скв. № 481, 483) отметками ВНК, флюидальный контакт предлагается принять на абс.отм. -1205+/-2м.
В скважине 471 проведена перфорация пласта в интервале абс.отм. -1194-1200 м, получен приток пластовой воды (январь 1982 г.). Вероятно, получение воды связано с влиянием разработки, т.к. в течение периода 1973-1982 гг. обводненность продукции по объекту Бб резко увеличилась с 4,3% до 88% [28].
В период 2012-2013 гг. в пределах залежи пробурено три БС 399_2, 460_2, 469_2. Пласт в скважинах не перфорирован, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,2-11,2 м.
Залежь пластово-сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 2,4 х 5,6 км, высота – 49,1 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,8 до 21,9 м (сред. 8 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 7,8 м.
Верхнедевонско – турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Т
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном единичными образцами в скважине 65, водонасыщенная часть пласта – скважинах 61, 65. Эффективная часть пласта по данным макроописания сложена известняками, преимущественно сгустковыми, в том числе фораминиферово-сгустковыми, сгустково-комковатыми.
Пласт в целом выдержан по площади, в пределах пласта одна залежь незначительных размеров, в пределах которой пробурено 10 скважин, пробуренный в 2012 г. Средняя толщина пласта в пределах залежи составляет 17,5 м.
По данным ГИС, нефтенасыщение пласта отмечается до абс. отм. -1200,1 м (скв. № 455). Пласт перфорирован только в скважине 65 и БС 460_2.
УПУ по залежи оставлен без изменений на абс. отм. -1200 м, принятым при пересчете запасов в 1978 по результатам испытаний в колонне в скважине 65 (1969 г.), где в интервале перфорации 1333,0-1345,0 (-1188,1-1200,1) м получен приток нефти дебитом 25,5 т/сут (dшт=5,2 мм), по данным ГИС, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора выделена на абс.отм. -1199,9 м.
Приток пластовой воды получен в скважине 66(1971 г.) в интервале перфорации 1355-1362 (-1215,9-1222,9) м и скважине 63 (1969 г.) в интервале перфорации 1371-1376 (-1238-1242,9) м.
В период 2012-2013 гг. в пределах пласта пробурено два БС 399_2, 460_2. В БС 399_2, по данным ГИС, вскрытая водонасыщенная тощина составляет 0,3 м.
БС 460_2 пробурен в пределах залежи, эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 6,7 м. Пласт в скважине перфорирован, в интервалах перфорации 1696-1706 (-1188,7-1192,7) м и 1709-1713 (-1193,9-1195,5) м. При свабировании получен приток нефти (Прил.17). В первый месяц эксплуатации среднемесячный дебит составил 6,2 т/сут (содержание воды 41,9 %), по состоянию на 01.01.2020 г. дебит нефти составляет 1,6 т/сут (содержание воды 18,2 %).
Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют в среднем 0,9 х 1,7 км, высота – 12,7 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,5 до 8,6 м (сред. 3,7 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 4,0 м.
Накопленная добыча нефти, по состоянию на 01.01.2020 г., составляет 4 тыс. т.
Источник: Пересчет запасов углеводородного сырья Гондыревского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017. Ефремова Е.И., Мулькова Л.Г., Окулова Л.В., и др. 2020
Следующее Месторождение: Верхнеколвинское