Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1998
Источник информации: РГФ-22+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 16.65 км²
Месторождение им. Архангельского
В административном отношении нефтяное месторождение им. Архангельского расположено в Усольском районе Пермского края, в тектоническом - в центральной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба.
Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ являются Сибирское, Уньвинское, Юрчукское, Чашкинское.
Месторождение открыто поисковой скважиной 55-ОГН, пробуренной в 1998 г. на глубину 2195 м, вскрывшей фаменские отложения.
Впервые запасы нефти и растворенного газа подсчитаны в оперативном порядке в 1999 году (протокол ЦКЗ № 239-99(м) от 06.04.1999 г.).
Нефтяное месторождение им. Архангельского в административном отношении расположено в пределах Усольского района Пермского края, в 15-20 км южнее г. Березники. Областной центр, г. Пермь, находится в 178 км южнее месторождения. Ближайшие населенные пункты расположены: п. Сибирь – 3 км к востоку; с. Романово – 6 км югу; с. Палашер – 7км к юго-востоку (Рис.1.).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
по состоянию на 01.01.2020 г.Основными путями сообщения являются железная дорога Пермь-Соликамск, асфальтированное шоссе Пермь – Полазна – Березники – Соликамск, в летнее время – река Кама. На остальной части территории имеется лишь сеть грунтовых дорог, проезжих только в сухую погоду. Ближайшие к району работ железнодорожные станции: Березники – 15 км, Яйва – 25 км, Шиши – 15 км. В г. Березники находится речной порт.
В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой слабо всхолмленную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +110 м до +150 м. Характерна заболоченность пойменных участков рек.
Речная сеть представлена рекой Яйвой, впадающей в Камское водохранилище, и ее притоками: Большая Уньва, Малая Уньва, Уньва, Большая Песьянка, Песьянка, также многочисленными ручьями. Реки замерзают в начале ноября, вскрываются во второй половине апреля. Толщина льда в конце марта достигает 70-100 см. Весеннее половодье длится около одного месяца, уровень воды повышается на 1,0-3,0 м, межень с июня по сентябрь.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез месторождения им. Архангельского изучен на глубину 2250 м (скв. № 56-огн) по материалам бурения поисковых и поисково-оценочных скважин.
Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу вверх, для осадочных пород девонской и каменноугольной систем согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы» от 1988 г. с поправками, принятыми в 1990 г. для каменноугольной системы [13]; для пород пермской системы – согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы» от 2005 г.
По соленосной и надсолевой части вскрытого разреза, наряду с результатами ГИС глубоких скважин, использованы данные солеразведочных скважин.
Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований.
Палеозойская группа-PZ
Девонская система- D
Верхний отдел- D3
Фаменский ярус- D3 fm
Отложения яруса представлены известняками неравномерно доломитизированными, доломитами с многочисленными кавернами и трещинами, заполненными кальцитом и ангидритом. Вскрытая толщина 134,3 м (скв. № 61).
В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины. Белопашнинское поднятие, к которому приурочено месторождение им. Архангельского, является структурой облекания рифогенного тела.
К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).
Каменноугольная система- C
Нижний отдел- C1
Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус - C1 t
На значительной территории турнейские отложения размыты. Они представлены известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, участками кавернозными, крепкими, в разной степени глинистыми, битуминозными. Толщина изменяется от 0 до 14 м.
Визейский ярус - C1 v
Нижняя часть визейского яруса сложена породами радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.
Нижний подъярус - C1 v1
Кожимский надгоризонт - C1 kzh
Радаевский горизонт - C1 rd
Радаевский горизонт сложен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники, преимущественно, мелкозернистые, глинистые, встречены в единичных скважинах. Толщина отложений горизонта колеблется от 5,4 до 15,5 м.
Бобриковский горизонт - C1 bb
Горизонт согласно залегает на радаевских отложениях. Сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, с подчиненными прослоями каменного угля и каолинитовых глин. Толщина отложений изменяется от 7,5 м до 17,5 м.
К проницаемым разностям бобриковских терригенных отложений приурочена залежь нефти (пласт Бб).
Верхний подъярус - С1v3
Окский надгоризонт- C1 ok
Тульский горизонт- C1 tl
В отложениях тульского горизонта выделяются терригенная (нижняя) и карбонатная (верхняя) пачки.
Терригенная часть разреза представлена алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Толщина пачки составляет 15,6-26,3 м.
Карбонатная часть разреза сложена, в основном, известняками темно-серыми, тонкозернистыми, органогенно-детритовыми, глинистыми. Толщина пачки изменяется от 8,0 до 13 м.
Алексинский горизонт - C1 al
На месторождении им. Архангельского отложения алексинского горизонта представлены известняками коричневато-серыми, тонкозернистыми, доломитизированными и доломитами коричневато-серыми, неравномерно известковистыми. Нижняя часть алексинских отложений сложена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми слабо глинистыми. Толщина отложений составляет 25–37 м.
К песчаникам алексинских отложений приурочена залежь нефти (пласт Ал).
Михайловский + Веневский горизонты - C1 mh+С1vn
Горизонты сложены известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые. Доломиты коричневато-серые, глинистые, битуминозные, участками сульфатизированные. Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, известковистые, алевритистые. Толщина отложений изменяется от 73,4 м до 99,0 м.
Серпуховский ярус - C1 s
Сложен известняками и доломитами. Известняки темно-серые, коричневатые, неравномерно доломитизированные, окремнелые, трещиноватые с включениями кальцита или глинистого материала. Доломиты серые, разнозернистые, местами известковистые. Толщина яруса изменяется от 111,1 м до 125,9 м.
Средний отдел - C2
Башкирский ярус- C2 b
Нижняя граница яруса проводится в основании известняково-раковинного песчаника, свидетельствующего о перерыве в осадконакоплении между башкирскими и серпуховскими отложениями, или по смене протвинских детритовых известняков верхней части разреза серпуховского яруса на известняки серые, перекристаллизованные.
Известняки биоморфные, органогенно-детритовые, участками доломитизированные, местами окремнелые. Толщина отложений изменяется от 58,1 до 82,1 м.
К проницаемой части разреза приурочена залежь нефти (пласт Бш).
Московский ярус- C2 m
Нижний подъярус- C2 m1
Верейский горизонт- C2 vr
Верейский горизонт повсеместно представлен чередованием известняков и аргиллитов с маломощными прослоями доломитов, алевролитов, мергелей. Толщина отложений верейского горизонта изменяется от 62,8 до 68,9 м.
Каширский горизонт- C2 ks
Горизонт сложен известняками и доломитами, чередующимися между собой. В нижней части разреза маломощные прослои аргиллитов. Толщина горизонта изменяется от 49,9 до 56,4 м.
Верхний подъярус- C2 m2
Подольский горизонт- C2 pd
Горизонт сложен известняками и доломитами. Толщина отложений изменяется от 56 до 62,8 м.
Мячковский горизонт- C2 mc
Горизонт представлен чередованием известняков и доломитов. Толщина горизонта составляет 79,8 - 85,3 м.
Верхний отдел- C3
Отдел сложен доломитами серыми, мелкозернистыми, в различной степени известковистыми, кристаллическими, участками кавернозными. Толщина отдела изменяется от 50,4 до 76,2 м.
Пермская система - P
Нижний отдел - P1
Ассельский + Сакмарский ярусы - P1a+s
Ярусы рассматриваются совместно, т.к. границу между ними выделить возможно только условно. Представлены известняками кристаллическими, крепкими, участками окремнелыми, глинистыми, битуминозными, прослоями органогенно-детритовыми. Толщина отложений изменяется от 304,4 до 324,2 м.
Артинский ярус - P1ar
По литологическому составу ярус подразделяется на 2 пачки: нижнюю -карбонатную и верхнюю - терригенную.
Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Толщина пачки изменяется от 162,4 до 176,5 м.
Терригенная пачка сложена полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями и тонкими прослоями известняков, доломитов. Толщина пачки изменяется от 22,5 до 40,5 м.
Кунгурский ярус - P1 k
Филипповский горизонт - P1 fl
Горизонт представлен двумя пачками: нижней - ангидритовой и верхней - глинисто-карбонатной. Нижняя пачка сложена ангидритами, разделенными карбонатными породами, верхняя - чередующимися мергелями, известняками, доломитами и аргиллитами. Толщина горизонта изменяется от 71 до 75 м.
Иренский горизонт - P1 ir
В составе иренского горизонта выделяются глинисто-ангидритовая (подсолевая) и соляная толщи.
Глинисто-ангидритовая толща стратиграфически соответствует нижней части иренского горизонта. Толща представлена переслаиванием глины доломитовой с пластами ангидрита, доломита, а также переходных разностей этих пород, иногда с редкими подчиненными маломощными прослоями песчаников. Мощность толщи изменяется от 198,7 до 215,8 м.
Соляная толща стратиграфически соотносится с верхней частью иренского горизонта и подразделяется, в свою очередь (снизу вверх): на подстилающую каменную соль, сильвинитовую, сильвинито-карналлитовую зоны и покровную каменную соль.
Подстилающая каменная соль слоистая. В нижней части толщи присутствуют 2-3 пласта мергельно-ангидритовых пород толщиной до 20 м. В верхней части толщи в 18-27 м ниже кровли залегает пласт маркирующей глины (МГ) толщиной 1,0-2,3 м. Толщина подстилающей каменной соли изменяется от 238,2 до 285,3 м.
Сильвинитовая зона представляет собой чередование пластов красного сильвинита и каменной соли. Верхний пласт сложен полосчатым сильвинитом. Толщина зоны изменяется от 17,1 до 23,5 м.
Сильвинито-карналлитовая зона представлена чередованием пластов карналлитовой породы, смешанных солей (пласт Б) и каменной соли. Толщина зоны изменяется от 47,6 до 57,6 м.
Покровная каменная соль сложена серой каменной солью с прослоем глины в средней ее части. Толщина ее на месторождении им. Архангельского изменяется от 18,8 до 22,6 м.
Верхний отдел - P2
Уфимский ярус - P2 u
Соликамский горизонт - P2 sl
В состав соликамского горизонта входят соляно-мергельная и терригенно-карбонатная толщи.
В нижней части соляно-мергельной толщи имеется переходная пачка. Ее толщина изменяется от 7,7 до 22,1 м. В составе переходной пачки от одного до трех пластов каменной соли, переслоенных пластами глинисто-мергельных пород. Толщина соляно-мергельной толщи изменяется от 95,1 до 106,7 м.
Терригенно-карбонатная толща в нижней части представлена глинистыми известняками и мергелями, с прослоями аргиллитов и известковистых глин, верхняя часть - чередованием плитчатых глинистых известняков и мергелей с песчаниками и алевролитами. Толщина отложений изменяется от 95 до 106,6 м.
Шешминский горизонт - P2 ss
Пестроцветная толща
Толща представлена песчаниками и алевролитами бурыми, зеленовато-серыми, чередующимися с аргиллитами и глинами, участками загипсованными, иногда с маломощными пропластками мергеля и известняка. Толщина отложений изменяется от 66,5 до 96,5 м.
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения представлены песками, глинами, галечниками, супесями различного происхождения. Толщина их изменяется от 4,2 до 31,7 м.
Тектоническое строение
Месторождение им. Архангельского приурочено к Белопашнинскому поднятию, расположенному на южном окончании Березниковского палеовыступа, в центральной части Соликамской депрессии, в зоне внутренних участков ККСП (Рис. 2.).
Рис. 2.Тектоническая схема (выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края по остоянию на 01.01.2020 г.)
Соликамская впадина представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230 х (60-80) км, сформировавшуюся в раннепермскую эпоху за счет накопления флишоидно-молассовых отложений артинского яруса – «терригенного клина».
Структурные построения месторождения им. Архангельского выполнены по результатам интерпретации сейсморазведки методом 3D проведенной ОАО «Пермнефтегеофизика» в 2004 г. и результатам бурения скважин.
На основании площадных сейсморазведочных работ (СП 1/77, СП 21/81-82, СП 1/82) и исследований 3D установлено, что поверхность кристаллического фундамента погружается в северо-восточном направлении, глубина его залегания по сейсмическим данным достигает порядка 4,5 км. Осадочный чехол, представленный вендским и палеозойским комплексами пород, залегает на размытой поверхности фундамента.
Рифейские отложения подтверждены бурением в северной части Соликамской депрессии и сейсморазведкой – в ее юго-восточных районах. В районе месторождения им. Архангельского на поверхности кристаллического фундамента с угловым несогласием залегает мощная (1,8 – 1,9 км) толща вендских отложений.
По данным сейсморазведки поверхность вендских отложений погружается в восточном направлении.
В структурном плане кровли терригенных отложений тиманского горизонта, к которому приурочен ОГ III, по материалам сейсморазведки 3D, отмечается моноклинальный склон в восточном направлении от абсолютных отметок -2550 до -2485 м. Глубоким бурением девонские терригенные отложения не изучены. На юго-западе площади, в районе скв. №62 по поверхности ОГ III выделено разрывное нарушение северо-западного направления с амплитудой около 10 м, которое вверх по разрезу по данным сейсморазведки не прослеживается.
Как было установлено сейсмическими исследованиями и результатами поисково-оценочного бурения, основанием Белопашнинской структуры является крупный органогенный позднедевонский массив, который так же, как Уньвинский и Палашерский, осложнили южную часть Березниковского позднедевонского палеоплато.
Наиболее выразительно биогермный массив выделяется по поверхности турнейско-фаменских отложений – ОГ IIП, где Белопашнинская структура выделяется в виде куполовидной складки с размерами 4,7 х 4,6 км по замкнутой изогипсе -2060 м, с амплитудой 152 м. Западное крыло складки наиболее крутое (угол наклона порядка 6о), восточное более пологое.
Сводовая часть поднятия включает в себя обширную территорию структуры, за исключением его восточного краевого сегмента. Она имеет размеры 3,7 х 2,5-0,8 км по оконтуривающей изогипсе – 1950 м и постепенно сужается в юго-восточном направлении.
В пределах сводовой части поднятия выделяются две вершины: западная, и южная. Западная вершина имеет субмеридиональное простирание, южная – субширотное. Размеры западной вершины по замкнутой изогипсе – 1930 м составляют 2,5 х 0,8 км при амплитуде 22 м, восточной - 1,8 х 0,5 км при амплитуде 6 м. На западной вершине выявлены точки с абсолютными отметками ОГ IIП, превышающими на 17,0-17,6 м отметки в скважинах 55-ОГН и 61соответственно, расположенных в пределах данной вершины.
Центральная часть свода уплощена и осложнена незначительными прогибами.
Восточная присводовая часть поднятия гипсометрически более низкая. Пониженный участок имеет северо-западное простирание размерами 1,3 х 0,5 км по замкнутой изогипсе – 1970 м с глубиной погружения 19 м.
В крайней восточной части поднятия выделяется небольшая вершина северо-восточного простирания, напоминающая по форме гребень.
По данным сейсморазведки3Dмаксимальная высота рифового сооружения (≈ 520 м) выявлена в пределах западной вершины, занимающей наиболее высокое гипсометрическое положение.
Над высокоамплитудным биогермным сооружением, а именно таковым и является Белопашнинская структура, в вышележащих горизонтах развиваются структуры облекания. Вверх по разрезу прослеживается постепенное уменьшение их амплитуды и изменения контуров и размеров поднятий (выполаживание).
Мощность визейских терригенных отложений в пределах площади по сейсмическим данным изменяется от 35 м до 70 м.
Кровля карбонатов башкирского яруса - ОГ IП в общих чертах повторяет поведение поверхностей нижнекаменноугольных отложений. В виду закономерного выполаживания структурных форм вверх по разрезу амплитуда Белопашнинского поднятия по ОГ IП уменьшилась до 71 м.
По структурному плану кровли отложений башкирского яруса Белопашнинское поднятие также выделяется на фоне моноклинального склона, слабо погружающегося в юго-восточном направлении (от – 1670 м на северо-западе до – 1740 м на востоке). Размеры поднятия по замкнутой оконтуривающей изогипсе -1670 м составляют 4,6 х 4,0 км. Сводовая часть обособляется по замкнутой изогипсе -1620 м, постепенно сужаясь в юго-восточном направлении.
Западная вершина, размерами 2,0 х 0,8 км с амплитудой 11 м, локализуется по замкнутой изогипсе -1610 м в районе расположения скважин 55-ОГН и 61. Южная вершина, прослеживаемая в 300 м югу от скв. №56-ОГН, сохраняет субширотное простирание. Она имеет размеры 1,3 х 0,55 км по замкнутой изогипсе -1610 м при амплитуде 3 м.
Пониженный участок, выделявшийся по ОГ IIП в восточной присводовой части структуры (р-н скв. №60), снивелирован. Здесь наблюдается пологий склон. Углы падения крыльев структуры составляют 2°30′-3°00′.
Рассматриваемая территория отличается малой мощностью (не более 40 м) артинского терригенного клина, представленного мергельно-глинистыми осадками, поэтому отражение АК, приуроченное к кровле карбонатов, прослеживается фрагментарно.
Отражающий горизонт ОГ АТ отображает положение кровли артинских терригенных отложений и в общих чертах повторяет построение карбона, отмечается уменьшение размеров, амплитуды. Вместе с тем, отмечается некоторое несогласие планов карбона и перми.
По кровле артинских терригенных отложений конфигурация структуры, в основном, сохраняется: поднятие фиксируется в виде куполовидной складки неправильной формы. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе -810 м составляют 5,6 х 4,0 км, а углы погружения крыльев -1°-2 °. Сводовая часть поднятия выделяется по оконтуривающей изогипсе –780 м, охватывая район расположения скважин: 55-ОГН, 56-ОГН, 61. Размеры сводовой части - 4,2 х 0,6-1,8 км. Она осложнена двумя артинскими рифогенными постройками, выделяющимися в виде куполообразных вершин в районе расположения скважин 55-ОГН и 56-ОГН. Размеры их по замкнутой изогипсе -770 м составляют соответственно 0,75 х 0,35 км и 0,85 х 0,65 км. Наиболее высокоамплитудной постройкой является восточный купол, амплитуда которого достигает 59 м, а угол погружения 5°-6°.
Артинские отложения перекрыты сульфатно-карбонатно-глинистыми породами филипповского и нижней части иренского горизонтов. Верхняя часть иренского горизонта представлена в разрезе мощной (от 250 м до 440 м) соляной толщей, содержащей пласты калийных солей толщиной до 100 м Верхнекамского калийного месторождения.
Структурный план по подошве соляной толщи (ОГ СП) в сглаженном виде отражает рельеф артинской поверхности: здесь также выделяется куполовидная складка размерами 4,6 х 2,6 км по замкнутой изогипсе -500 м. Сводовая часть, фиксируемая по оконтуривающей изогипсе -490 м, смещена к востоку, охватывая район расположения скважин 56-ОГН и 60. Как и по ОГ АТ, восточнее скв. №56-ОГН выделяется небольшая вершина с амплитудой 7 м.
Расположенные выше по разрезу мощные соленосные отложения, подверженные воздействию соляной тектоники, не отображают локальные построения нижележащих горизонтов.
В плане кровли солей территория месторождения им. Архангельского расположена в пределах Дурыманского прогиба и северного окончания Романовской брахисинклинали северо-восточного простирания, восточные и западные борта которых переходят в крылья, соответственно, Романовского поднятия и Белопашнинской брахиантиклинали. Таким образом, основная часть территории месторождения расположена в прогнутых частях соляных структур.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В тектоническом отношении месторождение им. Архангельского расположено в Березниковском нефтегазоносном районе, в центральной части Соликамской депрессии в зоне внутренних участков ККСП.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла на месторождении промышленно нефтеносны: верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш, Ал), визейский терригенный (пласты Ал, Бб) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т-Фм).
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 исследований керна и результатов испытаний скважин.
Первый промышленный подсчет запасов проведен в 2006 г. на основе обобщения всех геолого-промысловых данных и сейсмических исследований методом 3D (протокол ГКЗ №1221-дсп от 10.01.2007 г.).
Предыдущий оперативный пересчет запасов выполнен в 2010 г. по результатам бурения двух БС 60_2 и 62_2 в скважинах 60 и 62 (протокол ФАН №18/38-пр. от 01.02.2011 г.). Пересчет запасов выполнен по залежи пласта Т-Фм.
По состоянию на 01.01.2020 г. объем информации пополнился за счет бурения 6-ти БС (55_2, 55_3, 55_4, 61_2, 61_3, 62_5), отбора глубинных и поверхностных проб в пределах пласта Бб в скважинах 56-ОГН, 61 и БС 61_3, при совместном испытании пластов Ал и Т-фм в скв. № 55-ОГН, а также отбора поверхностной пробы в пределах пласта Т-Фм в БС 60_2.
Краткие сведения о залежах месторождения им. Архангельского представлены в таблице 6.1.
Водонефтяные контакты (УПУ) по всем пластам оставлены без изменений и соответствуют числящимся на балансе.
В БС 60_2 возникла необходимость в корректировке кривизны, в связи с противоречиями при обосновании положения флюидального контакта по пласту Бш.
В скважине 60 уточнена отметка альтитуды ротора и принята на отметке 144,5 м (в предыдущей работе альтитуда 144,4 м).
При построении структурных карт за основу принимались карты по отражающим горизонтам IП и IIП (Граф. 10-11).
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.
Далее приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому нефтегазоносному комплексу.
Нижнепермский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность комплекса установлена в артинских отложениях на Бельском месторождении, а также в сакмарских отложениях Гагаринского, Гежского и Озерного месторождений.
Нефтепроявления описываемого комплекса встречены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии и приурочены, в основном, к отложениям артинского и сакмарского ярусов.
На месторождении им. Архангельского при бурении скв. №56-ОГН был поднят керн, представленный известняком с выпотами черной окисленной нефти из артинских и сакмарских отложений.
При опробовании отложений комплекса пластоиспытателем в процессе бурения скв. №№: 55-ОГН, 56-ОГН – притока не получено.
Таким образом, результатами опробования в процессе бурения промышленной нефтеносности в данном комплексе не выявлено.
Каширско-гжельский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
В пределах комплекса отмечены слабые нефтепроявления в каширских отложениях Гежского, Уньвинского и Чердынского месторождений.
В пределах данного комплекса на месторождении им.Архангельского испытания не проводились.
Верейский терригенно-карбонатный
нефтегазоносный комплекс
В верейских отложениях нефтепроявления от слабых до обильных встречены практически на всех месторождениях Соликамской впадины, в том числе и на месторождении им. Архангельского (скв. №№ 55-ОГН, 56-ОГН, 60, 61, 62).
Промышленная нефтегазоносность отложений данного комплекса установлена только на Уньвинском месторождении (пл. В3В4).
При опробовании пластоиспытателем в процессе бурения получено: скважина 55-ОГН – 0,5 м3 нефти и 0,54 м3 бурового раствора с фильтратом за 50 минут стояния на притоке; скважина 56-ОГН – 0,18 м3 смеси бурового р-ра с фильтратом и нефтью слабогазированной за 66 минут; скважина 60 – 0,35 м3 слабогазированной нефти и 0,25 м3 бурового р-ра за 90 минут; скважина 61 – 1,0 м3 нефти за 95 минут.
При опробовании пластоиспытателем в процессе бурения скважины 62 – притока не получено.
Верхневизейско-башкирский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
На месторождении им. Архангельского из серпуховских отложений в скважине 60 (интервал 1949,0-1954,0 м) поднят керн, представленный известняком тонкокристаллическим, плотным и крепким с выпотами черной окисленной нефти, а из скважины 62 (интервал 1985,2-1990,2 м) – известняк с битуминозным запахом.
Опробования серпуховских отложений пластоиспытателем в процессе бурения не проводились. Таким образом, промышленной нефтеносности в данных отложениях не выявлено.
Пласт Бш
Нефтепроявления и промышленная нефтеносность в пределах башкирского яруса установлена практически на всех месторождениях Соликамской депрессии, в том числе и на Уньвинском и Сибирском месторождениях, находящихся в непосредственной близости от месторождения им. Архангельского.
К проницаемой части разреза приурочена одна залежь нефти – пласт Бш.
Коллекторы представлены известняками биоморфными и органогенно-детритовыми, кавернозными и кавернозно-пористыми. В нескольких случаях отмечена слабая доломитизация, сульфатизация и кальцитизация.
Покрышкой залежи служат плотные глины нижней части верейского горизонта и заглинизированная толща известняков верхней части башкирского яруса.
Проницаемый пласт Бш залегает в 15 – 17 м от кровли башкирского яруса и прослеживается по всей площади месторождения. В пределах залежи пробурено три скважины скв. №№ 55-ОГН, 56-ОГН, 61).
Нефтенасыщенная часть пласта освещена керном в 3-х скважинах 55-ОГН, 56-ОГН, 61.
При опробовании в процессе бурения отложений башкирского яруса получено:
- в скважине 55-ОГН из интервала 1778-1800 м (-1623,1-1645,1 м) – 0,4 м3 нефти и 1,2 м3 смеси бурового р-ра с фильтратом за 35 минут;
- в скважине 56-ОГН из интервала 1801-1812 м (-1623,6-1634,6 м) – 0,1 м3 бурового раствора с каплями нефти за 45 минут;
- в скважине 60 из интервала 1784-1805 м (-1637,9-1658,9 м) – 0,9 м3 пластовой воды и 1,35 м3 бурового р-ра за 45 минут;
- в скважине 61 из интервала 1772-1795 м (-1611,6-1634,6 м) – смесь фильтрата бурового р-ра с обильной пленкой нефти за 30 минут.
Испытаний пласта Бш на продуктивность в колонне не проводилось, что не позволяет отнести запасы углеводородов к промышленной категории.
Отметка флюидального контакта (УПУ) оставлена без изменений, принятой на абс.отм. -1636,9 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 55-ОГН.
После предыдущего пересчета запасов в пределах пласта пробурен БС 60_2, который вскрыл водонасыщенные коллектора.
Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 2,5 х 3,9 км, высота – 15,7 м. Средняя общая толщина пласта до УПУ составляет 12,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 3,2 до 6,6 м (сред. 5,2 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 3,5 м. Доля коллектора в пласте изменяется от 0,311 до 0,509 д. ед (сред. 0,413 д. ед.), расчлененность изменяется от 4 до 6 ед. (сред. 5 ед.).
Пласт Ал
На месторождении им. Архангельского верхняя часть отложений алексинского горизонта представлены известняками коричневато-серыми, тонкозернистыми, доломитизированными и доломитами коричневато-серыми, неравномерно известковистыми. Нижняя нефтенасыщенная часть, по керновым данным из скважин 55-ОГН и 62, сложена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми слабо глинистыми.
К пласту приурочена одна залежь нефти. Проницаемый пласт Ал не выдержан по площади, в трех скважинах 56-ОГН, 60, 61 и двух БС 60_2, 61_3 замещен плотными породами. В пределах залежи пробурены две скважины 55-ОГН и 62 и четыре боковых ствола 55_2, 55_4, 62_2, 62_5. Общая толщина пласта изменяется от 7,4 до 18,4 м (сред. 12,1 м).
Промышленная значимость пласта установлена по результатам испытаний в колонне в скважине 55-ОГН (1999 г.), а также подтверждена испытаниями в скважине 62 (2001 г.).
При испытании пласта в колонне скважине 55-ОГН из интервала перфорации 2022-2031 м (-1867,0-1876,0 м) получен промышленный приток нефти дебитом 43,2 т/сут (dшт=5 мм).
В скважине 62 из интервала перфорации 2123-2129 м (-1980,0-1986,0 м) получен приток нефти с водой дебитом (Qн= 4,9 т/сут, Qв = 1,1 м3/сут).
Отметка флюидального контакта (УПУ) оставлена без изменений, принятой на абс.отм. -1986,4 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 62.
Новые данные получены по результатам бурения БС 55_2, 55_4, 60_2, 61_3, 62_2, 62_5. По результатам бурения БС 60_2 и 61_3 подтверждена зона замещения коллекторов плотными бородами. Бурение БС 55_2, 55_4, 62_2, 62_5 позволило уточнить геологическое строение залежи, в частности распределение нефтенасыщенных толщин.
Пласт вскрыт в БС 62_5 (2013 г.), где в интервалах перфорации 2236-2249 м (-1877-1884 м), 2253-2259 м (-1886-1889 м), 2267-2277 м (-1893-1895 м) получен приток нефти с водой.
Залежь пластово - сводовая литологически экранированная залежь, ее размеры составляют 1,7 х 2,8 км, высота – 122,1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 3,5 до 11,6 м (сред. 8,1 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 5,5 м. Доля коллектора в пласте изменяется от 0,473 до 0,935 д. ед. (сред. 0,672 д. ед.), расчлененность изменяется от 2 до 9 ед. (сред. 4,3 ед.).
Эксплуатация алексинской залежи началась с июля 2001 года пуском в работу скважины 55-ОГН. На 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составила 64 тыс. т.
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Нефтепроявления этого комплекса в пределах Соликамской депрессии отмечены в тульских и бобриковских отложениях на Водораздельном, Жилинском, Логовском, Песчанковском, Пихтовом и Чердынском месторождениях. На 16 месторождениях к этим отложениям приурочены залежи нефти с промышленными запасами. В отложениях радаевского горизонта нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском и Юрчукском месторождениях.
Тульский горизонт
На месторождении им. Архангельского опробование тульских отложений пластоиспытателем в процессе бурения проводились в скважинах 55-ОГН, 56-ОГН, 60, 61 нефтепроявления отмечены в виде бурового раствора с пленкой и каплями нефти. Нефтепроявления отмечены по керну из тульских терригенных отложений в скважинах 55-ОГН, 61, 62.
Запасы пласта Тл не рассматриваются, т. к промышленной значимости не имеют.
Бобриковский горизонт
Разрез отложений бобриковского горизонта представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с подчиненными прослоями каменного угля и каолинитовых глин.
Территория Пермского Прикамья в ранне-средневизейское время представляла собой обширную аллювиально-делювиальную равнину с максимальной площадью в бобриковское время. В составе отложений бобриковского возраста преобладают фации глинисто-алевритовых и песчаных осадков заболоченной прибрежно-континентальной равнины и заиливающихся торфяных болот, что говорит о преимущественно регрессивном характере осадконакопления. В то же время встречаются фации терригенных и карбонатных осадков заливов, свидетельствующих о наступлении на рассматриваемой площади кратковременной трансгрессии.
На месторождении им. Архангельского в бобриковских отложениях прослеживается мощный песчаный пласт руслового генезиса (скв. №№ 56-ОГН, 62).
Пласт Бб
Проницаемый пласт Бб отделяется от вышележащего пласта Тл аргиллитово-алевролитовой толщей 1,5-7,1 м и прослеживается по всей площади месторождения кроме скв. № 60, где замещен плотными породами.
К пласту приурочена одна залежь нефти, в пределах которой пробурено три скважины 55-ОГН, 56-ОГН, 61 и семь БС 55_3, 55_4, 60_2, 61_2, 61_3, 62_2, 62_5. Общая толщина пласта колеблется 9,3 до 15,3 м (сред. 12,4 м).
Промышленная нефтеносность пласта установлена по результатам проведения испытаний в колонне в скважинах 56-ОГН и 61.
В скважине 56-ОГН (1999 г.) из интервала перфорации 2093,0-2105,5 м (-1915,0-1927,5 м) получен приток нефти дебитом 70 т/сут (dшт=6 мм).
В скважине 61 (2000 г.) из интервала 2071,0-2080,5 м (-1910,3-1919,8 м) получен приток нефти дебитом 33,2 т/сут (dшт=5 мм).
Также в скважине 55-ОГН при совместном испытании пластов в тульских, бобриковских, радаевских и турнейско-фаменских отложениях в интервале 2038-2084 м (-1883,0-1929,0 м) получено 0,35 м3 нефти и 1,5 м3 бурового р-ра и фильтрата сильногазированного с пленкой нефти за 3 минуты.
Отметка флюидального контакта (УПУ) оставлена без изменений, принятой на абс.отм. -1927,0 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 56-ОГН, с учетом результатов опробования пласта.
Новые данные получены по результатам бурения БС 55_3, 55_4, 60_2, 61_2, 61_3, 62_2, 62_5. Которые уточнили геологическое строение залежи и позволили скорректировать распределение нефтенасыщенных толщин.
Пласт вскрыт в БС 61_2 и 61_3. Перфорация проведена выше принятого положения флюидального контакта до абс.отм.- 1918 м, получены притоки нефти.
Залежь пластово-сводовая залежь, ее размеры составляют 2,1 х 3,8 км, высота – 15,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 1,6 до 12 м (сред. 6,4 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 8,4 м. Доля коллектора в пласте изменяется от 0,105 до 0,822 д. ед. (сред. 0,491 д. ед.), расчлененность изменяется от 1 до 12 ед. (сред. 5,6 ед.).
Добыча нефти из пласта Бб ведется с 2002 года. На 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составила 1031 тыс. т.
Радаевский горизонт
Отложения радаевского горизонта представлены алевролитами и аргиллитами с редкими линзовидными пропластками песчаников, они принадлежат по всей видимости, к разнообразным прибрежно-морским аккумулятивным образованиям.
На месторождении им. Архангельского песчаные коллектора отмечены только в разрезе скважины 60. Они представляют собой два нефтенасыщенных пропластка по 0,6 м толщиной, образующих изолированные глинисто-алевритовыми отложениями линзы.
Запасы пласта Мл не рассматриваются, т.к. промышленной значимости не имеют.
Верхнедевонско-турнейский
карбонатный комплекс
В пределах описываемого комплекса нефтегазоносность связана с известняками турнейско-фаменского возраста. Из-за отсутствия четкой границы между этими отложениями, они рассматриваются совместно, как единый пласт Т-Фм. залежи нефти с промышленными запасами в турнейско-фаменских отложениях, выявлены практически на всех известных месторождениях Соликамской депрессии.
Нефтепроявления встречены также в верхне- и среднефранских, отложениях на Кисловском, Лесорубном, Логовском, Озерном, Песчанковском, Пихтовом, Сибирском, Тарховском, Уньвинском, Федорцевском, Цепелском и Чашкинском месторождениях.
Пласт Т-Фм
Нефтепроявления по керну в турнейско-фаменских отложениях месторождения им. Архангельского отмечены во всех скважинах кроме скважины 62, которая вскрыла зарифовую часть разреза.
Коллекторы пласта имеют сложное строение. Нефтенасыщенная часть пласта сложена известняками детритово- и водорослево-комковатыми, детритово-водорослевыми. Поры межформенные и внутриформенные, межзерновые, величиной 0,03-0,5 мм, встречаются и каверны размерами 1 – 2,3 мм.
Также отмечалась – кальцитизация, слабая доломитизация, каверны и кавернозно-пористые разности – в половине образцов из представительной выборки керновых данных. Каверны бывают цепочками вытянуты вдоль наклонных и секущих полых трещин (скв. № 56-ОГН), встречаются и нефтяные трещины (скв. № 61), и стилолиты с битумом (скв. № 60) (Гл.7). Наличие трещинного типа коллектора отмечено и на соседних месторождениях (Гежском, Пихтовом, Сибирском, Чашкинском, Юрчукском).
К пласту приурочена массивная залежь нефти, в пределах залежи пробурено четыре скважины 55-ОГН, 56-ОГН, 60, 61 и шесть боковых стволов 55_2, 55_3, 55_4, 60_2, 62_2, 62_5. Следует отметить, т.к. при бурении БС 62_5 проницаемая часть пласта не вскрыта, в БС 55_2, 55_3, 55_4 вскрыта верхняя часть пласта, то нефтенасыщенная толщина в районе данных БС определена по результатам 3D моделирования, с учетом рядом расположенных скважин.
Промышленная нефтеносность пласта установлена по результатам проведения опробования пласта в колонне в скважине 55-ОГН (1998 г.), где в интервале перфорации 2104-2136 м (-1949-1981 м) получен приток нефти дебитом 67 т/сут (dшт=5 мм).
При дальнейшем разбуривании месторождения нефтеносность пласта подтверждена результатами опробования в скважине 56-ОГН (1999 г.), 60 (2000 г.), 61 (2000 г.). Во всех скважинах получены промышленные притоки нефти дебитом от 3,11 до 35,5 т/сут.
В 2008 г. в пределах залежи пробурено два БС 60_2, 62_2, в которых получена газированная нефти с первоначальным дебитом 61,2 и 48,4 т/сут, соответственно.
Отметка флюидального контакта (УПУ) оставлена без изменений, принятой округленной на абс.отм. -2015 м с учетом данных ГИС в скважине 55-ОГН и результатов опробования пласта. По данным ГИС, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора выделена на абс.отм. – 2014,9 м.
После предыдущего пересчета запасов 2010 г., в пределах залежи пробурены БС 55_2, 55_3, 55_4, 62_5. Вскрытая нефтенасыщенная толщина составляет 7,9-12,6 м. Перфорация проведена в БС 55_3, 55_4 (2013 г.), получены притоки нефти с водой.
Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 3,9 х 4 км, высота – 86,3 м. Средняя общая толщина пласта до УПУ составляет 79,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах изменяется от 2,6 до 24,8 м (сред. 9,7 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 8 м. Доля коллектора в пласте изменяется от 0,12 до 0,302 д. ед. (сред. 0,171 д. ед.), расчлененность изменяется от 3 до 21 ед. (сред. 12 ед.).
Эксплуатация турнейско-фаменской залежи началась с июля 2001 года пуском в работу поисковой скважины 55-ОГН. На 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составила 367 тыс. т.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
Отложения этого комплекса представлены чередованием алевролитов и аргиллитов с песчаными пропластками, характерными для прибрежно-морских и лагунных фаций тиманского и пашийского горизонтов.
Из всех месторождений, находящихся на территории Соликамской впадины нефтепроявления в пределах комплекса отмечены на Бельском, Кисловском, Крутовском, Лесорубном, Уньвинском, Пихтовом, Федорцевском.
Промышленная нефтеносность установлена лишь в тиманских отложениях на Чердынском месторождении.
На месторождении им. Архангельского терригенные отложения девона не вскрыты.
Проведя аналогию с близлежащими Сибирским и Уньвинским месторождениями, можно сделать вывод, что на месторождении им. Архангельского залежи нефти в отложениях девонского терригенного комплекса отсутствуют.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа месторождения им. Архангельского Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017. Ефремова Е.И., Мулькова Л.Г., Стругова О.В., и др. 2020
Следующее Месторождение: Советское