Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1967
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 30.29 км²
Касибское месторождение
Касибское месторождение в административном отношении большей своей частью расположено в Соликамском и частично (южная часть) в Усольском районах Пермского края, в 200 км севернее г. Перми, в тектоническом - в северной части Висимской впадины, приурочено к северной части Касибской валообразной зоны, находящейся в прибортовой зоне ККСП, в зоне сочленения с Соликамской депрессией Предуральского краевого прогиба.
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2019 г.
Касибское месторождение расположено в пределах двух лицензий. Лицензия ПЕМ 02646 НЭ на право разведки и добычи полезных ископаемых в пределах Касибского участка недр выдана ООО "УралОйл" 01.04.2017. Дата окончания действия лицензии 31.12.2060. Часть запасов Касибского месторождения находится на территории Вишерского лицензионного участка, лицензия ПЕМ 02044 НР на право поисков, оценки, разведки и добычи углеводородного сырья, выдана ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" 09.02.2011, дата окончания лицензии 09.02.2036.
Касибское месторождение открыто в 1967 году разведочной скважиной 2. В этом же году были посчитаны запасы нефти и растворенного газа Касибского месторождения в оперативном порядке по окончании первых разведочных работ (протокол ГГК №4 от 20.02.68).
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Проворовское, Логовское, Юрчукское, Чашкинское, Лемзерское, Тазмерское.
Основным транспортным путем, связывающим краевой центр с Касибским месторождением, является асфальтированная дорога Березовка-Усолье-Березники-Полазна-Пермь. На территории месторождения находятся следующие населенные пункты: Касиб, Никино, Мыс, Вильва, Ефремы. Проселочные дороги пригодны для автотранспорта круглый год. Водный путь проходит по р. Кама до порта Тюлькино, связанного с площадью месторождения асфальтированной дорогой. Ближайшая железнодорожная станция - Соликамск.
В геоморфологическом отношении исследуемая территория представляет собой всхолмленную, изрезанную сетью речных долин, ручьев и оврагов равнину, залесенную на 60%. Наибольшая абсолютная отметка рельефа достигает плюс 180,7 м, наименьшая минус 116,4 м. Площадь месторождения пересекает р. Лысьва в юго-восточном направлении, в которую впадают многочисленные речки и ручьи. Долина реки довольно широкая, выделяется в ней только пойменная терраса, которая участками заболочена. Значительная часть площади покрыта смешанными лесами: ель, пихта, береза, осина с преобладанием хвойных пород.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Касибского месторождения изучен на глубину 2403 м (скв. №71) по разрезам структурно-поисковых, разведочных и оценочных скважин и эксплуатационного бурения. Разрез представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями. Комплекс отложений является типичным для месторождений Пермского Прикамья.
Описание и 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 и сопоставления разрезов скважин Касибского месторождения.
Согласно тектоническому районированию кристаллический фундамент залегает на глубинах порядка 4220 м. Осадочный чехол слагают верхнепротерозойские и палеозойские отложения, с угловым и стратиграфическим несогласием залегающие на размытой поверхности фундамента. Верхнепротерозойская толща представлена вендским комплексом.
Протерозойская группа -PR
Вендский комплекс - V
Терригенные породы вендского комплекса, формированию которых предшествовал длительный перерыв в осадконакоплении, представлены песчаниками, иногда с прослоями конгломерато-брекчий, которые вверх по разрезу постепенно сменяются пачкой переслаивающихся аргиллитов и алевролитов. Алевролиты зеленовато-серые, неравномерно глинистые. Аргиллиты темно-серые в разной степени алевритистые. Вскрытая мощность до 84 м (скв. № 71).
Палеозойская группа – PZ
Палеозойские отложения представлены девонской, каменноугольной и пермской системами.
Девонская система - D
Девонские, преимущественно карбонатные породы, со стратиграфическим несогласием залегающие на верхнепротерозойских образованиях, представлены верхним отделом, и, местами по площади, средним отделом. Большинство скважин, пробуренных в пределах Касибского месторождения, вскрыли только кровельную часть девонских отложений, а остальные слабо охарактеризованы керном. В пределах месторождения отложения нижнего отдела полностью размыты.
Средний отдел – D2
Средний отдел присутствует в разрезе в составе живетского и эйфельского ярусов.
Эйфельский ярус – D2ef
Отложения яруса представлены светло-серыми песчаниками и алевролитами с тонкими прослоями аргиллитов. Мощность яруса достигает 47 м.
Живетский ярус – D2g
Живетский ярус литологически сложен песаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Песчаники кварцевые, мелкозернистые. Алевролиты крупнозернистые, глинистые, с тонкими прослоями аргиллитов. Аргиллиты тонкоотмученные, тонкослоистые. Мощность живетского яруса достигает 32м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
На исследуемой площади франский ярус выделяется в составе трех подъярусов – нижнего, среднего и верхнего. Отложения франского яруса существенно разнятся в нижней и верхней частях разреза. Так, его нижняя часть слагается преимущественно терригенными породами тиманского горизонта, среди которых карбонаты встречаются лишь в виде отдельных пластов. Данная терригенная толща отождествляется с породами нижнего подъяруса. Все вышезалегающие отложения среднего и верхнего отделов представлены карбонатной фацией, местами с терригенными прослоями, выделяемую в объеме саргаевского, доманикового горизонтов и толщу верхнефранского подъяруса.
Нижний подъярус – D3f1
Тиманский горизонт – D3tm
Терригенная пачка тиманского горизонта сложена внизу алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников, вверху преимущественно аргиллитами. Алевролиты светло-серые и серые с зеленоватым оттенком, кварцевые, неравномерно глинистые, известковистые. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, алевритистые, местами косослоистые, с обильными растительными остатками. Мощность толщи составляет порядка 30 м.
Карбонатная пачка тиманского горизонта сложена известняками. Известняки темно-серые с зеленоватым и коричневатым оттенками, неравномерно глинистые и доломитизированные, внизу алевритистые. Толщина пачки не превышает 2-5 м.
Средний подъярус – D3f2
Саргаевский горизонт – D3sr
Отложения саргаевского горизонта представлены чередующимися известняками и вторичными доломитами с редкими включениями ангидрита. Известняки серые, темно-серые. Доломиты серые, с коричневым оттенком. Мощность саргаевских осадков колеблется от 2 м (скв. №3) до 24 м (скв. №2-Никинская).
Доманиковый горизонт – D3dm
Разрез доманикового горизонта сложен часто чередующимися тонкослоистыми темно-серыми и черными известняками, мергелями и почти листоватыми известково-глинистыми и горючими сланцами с желваками и линзами кремней и окремненными участками известняков. Специфической особенностью пород толщи является обогащенность их органическим веществом и присутствие в них битумов нефтяного ряда. Мощность горизонта непостоянная по площади и меняется от 18 м (скв. №70) до 29 м (скв. №71).
Верхний подъярус – D3f3
Верхнефранский подъярус соответствует донскому надгоризонту. Донской надгоризонт включает мендымский, воронежский, евлановский и ливенский горизонты – нерасчлененная толща пород, представленная известняками темно-серыми, неравномерно и сильно глинистыми и битуминозными. Развитие известняков разного типа при преобладании серых с детритом, брахиоподами и водорослями сильно доломитизированных известняков. Отложения мелководно-шельфового типа распространены на западе площади и представлены известняками серыми, прослоями глинистыми. Общая мощность колеблется от 212 до 281 м.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса представляют собой толщу, сложенную из светло серых плотных известняков с прослоями доломитов. Доломиты увеличиваются к подошве яруса. Карбонатные породы – крепкие, тонко- и скрыто-зернистые, со стиллолитовыми швами, заполненными глинистым материалом, трещиноватые, трещины заполнены кальцитом. По разрезу встречаются прослои аргиллита черного, неравномерно известковистого. К проницаемым разностям пород приурочена промышленная залежь нефти (пласт Фм). Общая мощность фаменских образований изменяется от 28 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. Данные осадки присутствуют повсеместно, но не в полном объеме. Выпадают из разреза большая часть турнейских, верхняя часть серпуховских образований, а также нижние горизонты башкирского яруса.
Турнейский ярус - C1t
Отложения турнейского яруса литологически представлены известняками светло-серыми, тонкозернистыми с детритом. Мощность до 12 м (скв. №15).
К кровле отложений турнейского яруса приурочен ОГ IIп.
Визейский ярус - C1v
Терригенные породы визейского яруса со стратиграфическим перерывом залегают на известняках турнейского яруса. Разрез представлен отложениями кожимского и окского надгоризонтами.
Кожимский надгоризонт C1kzh
Включает в себя радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт - C1rd
Представлен переслаиванием аргиллитов, часто алевритистых и углистых, алевролитов и песчаников. Мощность радаевского горизонта колеблется от 0.6 м (скв. №78) до 14 м (скв. №73).
Бобриковский горизонт - C1bb
Бобриковские отложения распространены по площади неравномерно. Горизонт сложен преимущественно серыми алевро-песчаными породами (кварцевыми песчаниками и алевролитами) переслаивающимися с темно-серыми аргиллитами и алевро-аргиллитами. К проницаемым разностям пород приурочена промышленная залежь нефти (пласт Бб). Мощность горизонта варьирует в пределах от 0 м до 17 м (скв. №23).
Окский надгоризонт - C1ok
Разрез сложен нижней терригенной пачкой тульского горизонта и верхней карбонатной толщей в составе отложений кровельной части тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт - C1tl
Нижняя часть яруса, относящаяся к терригенной части тульского горизонта, представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и кварцевых песчаников. Породы в основном серые и темно-серые, песчаники разнозернистые, чаще имеют светло-серую окраску. Аргиллиты слюдистые, участками алевритистые или известковистые, тонкослоистые, листоватые и плитчатые, с отпечатками створок брахиопод, обугленными растительными остатками. К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласт Тл2). По данным бурения мощность тульской терригенной пачки составляет от 12 м до 25 м. К отложеним тульского горизонта приурочен ОГ IIк.
Верхняя карбонатная часть тульского горизонта представлена известняками и глинистыми доломитами, суммарные толщины которой не превышают 5–10 м.
Алексинский – C1al+ Михайловский – C1mh + Веневский горизонты – C1vn
Нерасчлененная толща пород, представленная переслаиванием доломитов с прослоями аргиллитов и известняков с преобладанием последних. В его основании встречены терригенные породы (песчаники, алевролиты, аргиллиты). Доломиты серые с коричневым оттенком, известняки органически детритовые, прослоями глинистые с многочисленными трещинами.
Серпуховский ярус - C1s
Литологически представлен доломитами и известняками белыми или светло-серыми. Суммарные толщины окско-серпуховской толщи составляют от 215 м до 300 м.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
Отложения башкирского яруса со стратиграфическим несогласием залегают на породах нижнекаменноугольного возраста.
Породы башкирского яруса сложены серыми и светло-серыми известняками с прослойками пестрых глин. Толщина яруса изменяется в пределах 51–70 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус объединяет мячковский, подольский, каширский и верейский горизонты.
Верейский горизонт – C2vr
В составеверейского горизонта выделяются две пачки: нижняя – терригенно-карбонатная, и верхняя – карбонатная.
Терригенно-карбонатная пачка верейского горизонта сложена преимущественно аргиллитами (более 50%) с отдельными прослоями известняков и алевролитов. Известняки светло- и темно-серые, органогенные и хемогенные, плотные и пористые. Аргиллиты пестроцветные, неравномерно алевритистые и известковистые, плитчатые. Алевролиты темно-серые и пестроцветные, полевошпатово-кварцевые, мелкозернистые, известковистые, с пологоволнистой слоистостью.
Карбонатная пачка верейского горизонта сложена преимущественно светло-серыми известняками с прослоями доломитов светло-серых, микро-тонкозернистых, глинистых, алевролитов и мергелей. Мощность терригенно-карбонатной и карбонатной пачек верейского горизонта по данным бурения составляет порядка 63–73 м.
Каширский горизонт - C2ks
Отложения сложены равномерно переслаивающимися известняками с доломитами. В низах разреза преобладают известняки светло-серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизированные, плотные и пористые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, микро-тонкозернистые, с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые, с включениями ангидрита. Мощность горизонта по данным бурения меняется незначительно – от 52 до 78 м.
Подольский горизонт - C2pd
Горизонт литологически представлен чередованием известняков и доломитов. Известняки от светло-серых до темно-серых, иногда коричневато-серые, органогенные, неравномерно доломитизированные, с включениями ангидрита, гипса и кремния, плотные и пористые. Доломиты темно-серые, известковистые. Мощность пород подольского горизонта составляет 46-63 м.
Мячковский горизонт - C2mc
Отложения мячковского горизонта имеют сходный литологический состав с подольскими и представлены, в основном, темно-серыми известняками с прослоями доломитов. Толщина горизонта изменяется от 45 до 63 м.
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольные отложения представлены известняками и доломитами с преобладанием первых в нижней части, вторых – в верхней части разреза. Известняки светло-серые, органогенно-детритовые, иногда доломитизированные с редкими включениями кремней. Доломиты буровато- и темно-серые, известковистые, глинистые, слоистые, с редкими прослоями ангидрита. Общая мощность от 27 до 74 м.
Пермская система – P
Отложения пермского возраста представлены нижним отделом, которому соответствуют: ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы.
Нижний отдел – Р1
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Породы сложены известняками темно- или светло-серыми с прослоями доломитов, иногда окремнелыми, с редкими включениями гипса и ангидрита. Доломиты светло-серые и коричнево-серые, перекристаллизованные. Суммарная толщина ассельско-сакмарских отложений достигает 200 м.
Артинский ярус – P1ar
Отложения артинского яруса представлены: в нижней части известняками окремнелыми, а в верхней – рифовыми массивами и маломощными глинами и мергелями. Толщина терригенно-карбонатной пачки колеблется от 0 м в пределах структур облекания рифовых построек до 76 м в межрифовых впадинах. При этом отмечается увеличение мощности «терригенного клина» в восточном направлении от 10-15 м до 50-80 м. Суммарная мощность отложений артинского яруса составляет порядка 250 м.
Кунгурский ярус – P1k
Кунгурский ярус делится на два горизонта: нижний - филипповский и верхний - иренский.
Филипповский горизонт – P1fl
Филипповский горизонт литологически представлен доломитами, известняками, мергелями и ангидритами. Доломиты и известняки серые, реже светлые, с примазками черного глинистого материала, прослоями сульфатизированные. Мергели известковисто-доломитовые и доломитово-известковистые, темно-серые и черные. Ангидриты голубовато-серые и светло-серые с включениями и прослойками доломита. Доломиты известковистые, с примесью глинистого материала (до 12%). Известняки в различной степени глинистые, есть пятна гидроокислов железа, включения пирита, редкие углефицированные растительные остатки. Общая мощность составляет от 90 до 282 м.
Иренский горизонт – P1ir
Горизонт представлен доломитово-ангидритовой толщей. В ангидритовых пачках появляются многочисленные прослои доломитов, а в доломитовых – прослои ангидритов. В юго-восточной части изучаемой территории в сульфатно-карбонатной толще вскрыты соли значительной мощности. Таким образом, в пределах площади возможно выделить два типа разреза: карбонатно-сульфатный и сульфатно-карбонатно-хлоридный. В крайних восточных скважинах по каротажным материалам в нижней части иренского горизонта выделен внутрииренский эрозионный врез. Обобщенный материал по изучению данного вреза [26,28] показал, что он выполнен в верхней половине доломитами, а в нижней – мергелями. Мощность пород, выполняющих врез, меняется от 85 до 100 м.
Общая мощность иренского горизонта возрастает от 167 до 460 м.
Уфимский ярус – P1u
Выделяется в объеме соликамского и шешминского горизонтов.
Соликамский горизонт – P1sl
Соликамский горизонтсложен толщей карбонатных пород с незначительными по мощности прослоями терригенных и сульфатных пород. В низах соликамского горизонта встречены прослои каменных солей небольшой суммарной мощности от 2 до 72 м. Преобладают известняки, доломиты, мергели с прослоями аргиллитов, ангидритов и гипсов. В пределах месторождения мощность соликамского горизонта увеличивается от 215 м на юго-западе до 335 м на северо-востоке.
Шешминский горизонт – P1ss
Горизонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Мощности прослоев приблизительно равнозначны и изменяются в пределах от 0.7 м до 3.5 м. Наблюдаются редкие включения гипса и селенита. В верхней части разреза присутствуют включения и тонкие прослойки известняков, редко доломитов. В нижней части разреза шешминского горизонта появляются тонкие прослойки мергелей, толщина которых с глубиной возрастает. В полосе развития артинских рифовых построек нижняя часть разреза представлена известняками с включением гипса и ангидрита, с прослойками мергелей. Мощность шешминского горизонта уменьшается с запада на восток площади от 150 до 0 м.
Кайнозойская эратема - KZ
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения общим чехлом покрывают нижележащие породы, залегая на них с большим стратиграфическим несогласием
Выделяются аллювиальные, элювиальные и элювио-делювиальные отложения. Аллювий представлен глинами и суглинками серыми и коричневато-бурыми, песчаниками, галечниками, состоящими из хорошо окатанной кремневой, кварцитовой и яшмовой гальки. Данные образования вскрыты в разрезах высоких террас. Элювиально-делювиальные отложения обнажаются на склонах водоразделов, речных долин и логов. Представлены суглинками, включающими обломки коренных пермских горных пород. Элювиальные отложения имеют распространение в верхних частях водоразделов, представлены галечниками и красновато-бурыми суглинками. В составе данных образований выделяются ледниковые, флювио-гляциальные отложения и покровные суглинки. Ледниковые образования представлены галечниками с прослоями песка серого среднезернистого кварцевого. Галечник состоит из хорошо окатанной кварцевой, кварцитовой и роговиковой гальки. Покровные суглинки распространены на водораздельных пространствах и их склонах, иногда встречаются в долинах рек, представляют собой пылеватую неслоистую породу. Общая мощность четвертичных отложений колеблется от 5 до 25 м.
Тектоническое строение
В тектоническом отношении Касибское месторождение расположено в северной части Висимской впадины, приурочено к северной части Касибской валообразной зоны, находящейся в прибортовой зоне ККСП, в зоне сочленения с Соликамской депрессией Предуральского краевого прогиба (Рис. 2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края по состоянию на 01.01.2019 г.
Основными тектоническими элементами строения рассматриваемой территории являются кристаллический фундамент и V-PZ плитный комплексы. Согласно схеме тектонического районирования, составленной по материалам тематических исследований, по поверхности фундамента площадь расположена в пределах склона Камской гомоклинали, где глубина залегания кристаллического основания составляет порядка 3,5-3,7 км.
Строение вендских отложений не имеет каких-либо особенностей, основой их тектоники является пологое падение пород на северо-восток.
По отложениям палеозоя рассматриваемая территория располагается в зоне сочленения двух структур I порядка - Камского свода и северной центриклинали Висимской впадины. Структура II порядка - Касибская валообразная зона бортовой рифогенной зоны ККСП. Данная зона северо-восточного простирания хорошо выделяется в структурных поверхностях всех маркирующих горизонтов карбона при сохранении конфигурации, но выполаживании рельефа от нижележащих горизонтов к вышележащим. Касибский вал, в свою очередь, осложнен объектами III порядка – локальными объектами: Касибским, Суплесским, Восточно-Касибским, Становским и Игонинским.
В качестве надпорядковой структуры выделяется Предуральский краевой прогиб, наличие которого установлено на основе анализа вскрытого структурными и глубокими скважинами геологического разреза пермских отложений. Так изменения мощностей и фаций, наличие саргинских рифов показывает, что рассматриваемая площадь в тектоническом отношении расположена на стыке Русской платформы и Предуральского краевого прогиба.
Результаты сейсморазведки, проводившейся на площади до настоящего времени, подтвердили в своей основе данные структурного бурения по кровле кунгурского и артинского ярусов. В то же время по более глубоким отражающим поверхностям палеозоя тектоника района имеет несколько другое строение. Так, при сравнении структурных планов ОГ IП и IIП со структурной картой кровли артинского яруса отмечается совпадение в общем региональном погружении этих поверхностей на северо-восток. Однако в деталях строения имеются существенные различия.
Генезис определен исходя из соотношения структурных планов додевонских, девонских, а также нижне-среднекаменноугольных и пермских отложений. Как показали исследования, основным фактором, повлиявшим на формирование локальных объектов, послужило развитие в пределах бортовой зоны ККСП органогенных построек позднедевонского возраста. Позднее, в артинский век процесс рифообразования возобновился, в результате чего произошло как формирование новых объектов, так и «усиление» амплитуды структур облекания позднедевонских биогермов. Большинство поднятий, закартированных по материалам 2D прослеживаются по всем или почти по всем отражающим горизонтам и четко картируются как сейсморазведкой, так и структурным бурением. Однако есть и такие структуры, которые выделяются только по одной маркирующей поверхности (ОГ AТ), большая часть структур (за исключением структур облекания артинских рифов) по нижнепермским отложениям имеет незначительные амплитуды, возрастающие с глубиной. Эти данные говорят о том, что на месторождении структуры имеют различный генезис и разное время образования.
Одной из особенностей геологического строения изучаемой территории является наличие каналов вторичной миграции (КВМ) в тульских терригенных отложениях, установленные по результатам тематических исследований. Несколько рукавов КВМ северо-западного направления выявлено на основе литолого-фациального анализа кернового материала скважин в южной части.
Следует отметить, что геологическое строение площади очень сложное, что подтверждается проведением здесь большого объема геологоразведочных и геофизических исследований. Последние исследования проводились в начале 90-х годов для уточнения тектоники исследуемой площади, а также выяснения перспектив нефтегазоносности. В 2012 году была проведена съемка пространственной сейсморазведки 3D, в результате чего уточнены структурные планы целевых отражающих горизонтов (Граф. 4, 5).
По данным сейсморазведочных работ и глубокого бурения скважин в пределах месторождения установлено несколько обособленных структур:
1. Становская, осложненная тремя куполами (район скв. №№12, 15, район скв. №11 и район скв. №16);
2. Касибская, включающая с севера на юг три купола (район поисковой скв. №3 и разведочных скв. №2 и №6).
3. Восточно-Касибская, осложненная двумя куполами (район поисковой скв. №71 и разведочных скв. №73, №74).
4. Игонинская, осложненная двумя куполами: (поисковая скв. №77, поисково-оценочная скв. №501)
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Касибское месторождение расположено в пределах двух лицензий: лицензия ПЕМ 02646 НЭ на право разведки и добычи полезных ископаемых в пределах Касибского участка недр выдана ООО "УралОйл" 01.04.2017. Часть запасов Касибского месторождения находится на территории Вишерской площади, лицензия ПЕМ 02044 НР на право поисков, оценки, разведки и добычи углеводородного сырья, выдана 09.02.2011 года ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ".
В тектоническом отношении Касибское месторождение находится в северной части Висимской впадины, приурочено к северной части Касибской валообразной зоны, находящейся в прибортовой зоне ККСП, в зоне сочленения с Соликамской депрессией Предуральского краевого прогиба.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Касибском месторождении промышленно нефтеносны два: визейский терригенный (пласты Тл2 и Бб) и верхнедевонско-турнейский (пласт Фм) карбонатный комплексы.
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, ННК-т) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС). В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. В карбонатных отложениях реперами являются уплотненные глинистые известняки.
Обоснование положения флюидальных контактов проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин.
Водонефтяные контакты (условные подсчетные уровни) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на отметках нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть, с терригенными коллекторами – на основании данных ГИС и результатов испытаний. На этапе построения структурной основы строились поверхности водонефтяных контактов, которые в пределах залежей принимались горизонтальными.
При построении структурных карт за основу принимались карты по отражающим горизонтам IIК и IIП, построенные по данным интерпретации результатов сейсмических работ методом 3D с учётом бурения эксплуатационных скважин.
Геометризация пластов проведена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS по данным сейсморазведки 3D и глубокого бурения.
Нижнепермский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
На Касибском 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
На Касибском месторождении куполе керн из отложений данного комплекса не отбирался.
Опробование отложений каширского горизонта не проводилось.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтеносность комплекса не установлена.
Верейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность комплекса на территории Касибского и на близлежащих месторождениях не установлена.
Верхневизейско-башкирский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность комплекса на территории Касибского и на близлежащих месторождениях не установлена.
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса.
В результате проведенной детальной корреляции окско-кожимской терригенной толщи выделено три пласта (Тл2, Бб и Мл). Промышленное значение на Касибском месторождении имеют лишь два: пласт Тл2 и Бб.
Тульский горизонт
Отложения тульского горизонта промышленно нефтеносны на соседних Тазмерском и Логовском месторождениях.
Коллекторами в нефтенасыщенной части служат в основном песчаники мелкозернистые, с примесью среднепесчаной фракции, прослоями средне-, мелкозернистые.
Пласт Тл2
Пласт Тл2 залегает в кровле терригенной части тульского горизонта.
Тульские отложения промышленно нефтеносны на Восточно-Касибском, Игонинском, Касибском (р-н скв. № 2, 3, 6), Становском (восточный), и Южно-Игонинских куполах.
Пласт Тл2 не везде выдержан по площади, в скв. №2-Никинская, 14, 22, 23, 71, 78 и 81 замещен плотными породами.
На Восточно-Касибском куполе (р-н скважины 73) условный подсчетный уровень установлен на абс.отм. -1620,6 м по подошве нефтяного прослоя скв. № 73, с учетом результатов испытания. Испытателем пластов в интервале 1720,0-1778,0 м (-1567,2-1625,2 м) за 8 мин получено 2,16 м3 смеси бурового раствора и фильтрата газированного с пленкой нефти.
В декабре 2017 года произведен дострел пласта Тл2 в скв. №73 к пласту Фм интервала 1770.5-1774,0 м (-1617,1-1621,1 м), где получен приток нефти дебитом 10,6 т/сут, дебит воды 10,4 м3/сут. Скв. №73 Касибского месторождения эксплуатировалась на обьекте Фм с обводненностью до 86 %. 17.12.2017 было произведено приобщение пласта Тл2 с обводненностью продукции до 20 %. Внедрено оборудование ОРЭ. В настоящее время оборудование ОРЭ работает в режиме Тл2+Фм с обводненностью продукции 45 %.
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 0,6 х 0,2 км и высотой 2,8 м.
В контуре нефтеносности находится 1 скважина. Общая толщина пласта в пределах залежи 18,8 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина – 2,8 м, средневзвешенная по площади – 2,3 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,149, коэффициент расчлененности равен 2.
На Игонинском куполе условный подсчетный уровень принят на абс.отм. -1630 м по последней замкнутой изогипсе, оконтуривающей данный купол, т.е. коэффициент заполняемости ловушки для залежи принят 1.
Нефтеносность подтверждена результатами опробования в скв. №77. При простреле интервала 1937,0-1940,5 м (-1604,8-1608,3 м) получена безводная нефть дебитом 65,6 т/сут на 5 мм штуцере.
Залежь пластовая, сводовая, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 3,4 x 1,0 км, высота – 24,6 м. Общая толщина пласта составила 14,6 м, эффективная и нефтенасыщенная – 6,5 м, средневзвешенная – 3,6 м. Коэффициент песчанистости – 0,445, коэффициент расчлененности – 2.
Касибский купол. К куполу приурочено три залежи:
Район скажины 2.Условный подсчетный уровень принят на абс.отм. -1632,2 м по подошве нефтяного прослоя в скв. №2. Нефтеносность подтверждена результатами опробования. При простреле интервалов 1770,0-1776,0 м (-1615,6-1621,6 м) и 1779,0-1784,0 м (-1624,6-1629,6 м) в скв. №2 получена безводная нефть дебитом 15,3 т/сут на 5 мм штуцере.
Залежь пластовая, сводовая, размерами 1,2 x 0,6 км и высотой 12,6 м. Коэффициент песчанистости - 0,370, коэффициент расчлененности - 3.
В контуре нефтеносности пробурена 1 скважина. Общая толщина пласта в пределах залежи 16,2 м, эффективная и нефтенасыщенная толщина – 6,0 м, средневзвешенная по залежи - 3,2 м. В разрезе пласта выделяется три проницаемых прослоя толщиной от 1,2 до 3,2 м.
Район скважины 3. На данной залежи существует проблема с обеспеченностью добычей остаточными извлекаемыми запасами, степень выработки близка к 1. Учитывая сложившуюся ситуацию, условный подсчетный уровень принят на абс.отм. -1630,0 м по последней замкнутой изогипсе данного поднятия. Нефтеносность подтверждена результатами опробования. При перфорации интервала 1787,0-1795,0 м (-1618,2-1626,2 м) в скв. №3, получена безводная нефть дебитом 17,7 т/сут и газ 1,7 тыс. м3/сут на 5 мм штуцере. Залежь пластовая сводовая, размерами 1,8 x1,6 км и высотой 10,8 м. Коэффициент песчанистости - 0,547, коэффициент расчлененности - 3.
В контуре нефтеносности пробурена 1 скважина. Общая толщина пласта в пределах залежи 10,6 м, эффективная и нефтенасыщенная – 5,8 м, средневзвешенная по залежи – 2,1 м. В разрезе пласта выделяется 3 проницаемых прослоя толщиной от 0,4 до 4,6 м.
Район скажины 6. В предыдущем отчете ВНК принят на абс.отм. -1636,1 м по подошве нефтяного прослоя в скв. №6, с учетом результатов опробования. При простреле интервала 1796,0-1798,0 м (-1631,2-1633,2 м) получена безводная нефть дебитом 16,1 т/сут на 5 мм штуцере.
В настоящем отчете предлагается принять ВНК на абс.отм. -1638,7 м.
В 2016 году на залежи пробурен боковой ствол скважины 6. Подошва нефтенасыщенного прослоя в скв. №6_2 находится на отметке -1638,7 м, кровля водонасыщенного прослоя на абс. отм. -1639,5 м (сопротивление нефтенасыщенного пропластка составляет 14 Ом*м, водонасыщенного – 6,5 Ом*м).
В результате опробования в колонне скважины 6_2 из интервала 1830,5-1831,5 м (-1631,0 -1631,8 м), 1934,0-1835,0 м (-1633,9 -1634,8 м), 1835,8-1837,0 м (-1635,5 -1636,5 м) был получен приток нефти дебитом 9,7 т/сут.
Залежь пластовая, сводовая, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 3,8 х 1,9 км, высота 14,2 м. Коэффициент песчанистости - 0,577, коэффициент расчлененности – 8.
В контуре нефтеносности пробурены 2 скважины. Общая толщина пласта изменяется от 22,7 до 26,7 м, эффективная – от 13,7 до 14,5 м, нефтенасыщенная – от 2,0 до 6,3 м, средневзвешенная по площади залежи – 3,1 м.
Суплесский купол (район скважины 8). К данному району приурочена небольшая пластовая водоплавающая залежь с размерами 0,4x0,4 км.
В скв. №8 при простреле интервала 1810,5-1819,0 (-1638,3-1646,8 м) получен слабый приток нефти дебитом 0,5 т/сут.
В нефтяной части пласта по данным ГИС выделено один маломощный нефтяной прослой толщиной 0,6 м. Ввиду малых размеров залежи, как по площади, так и по запасам УВС, промышленного интереса не представляет и к постановке на гос. учет не предлагается.
Канахинский купол. В скв. №70 испытателем пластов в интервале 1716,0-1774,8 м (-1577,7-1636,3 м) за 20 мин. получено 15 л смеси раствора с нефтью газированной.
В нефтяной части пласта по данным ГИС выделено два нефтяных прослоя толщиной 0,4 и 2,4 м. По-видимому, к району скв. №70 приурочена пластовая, сводовая залежь нефти, которая промышленного интереса не представляет и к постановке на гос. учет не предлагается.
На Становском (Восточном) куполе (район скважины 13) водонефтяной контакт утвержден на абс.отм. -1642,6 м по подошве нефтяного прослоя скв. №13, с учетом результатов опробования. При простреле интервалов 1799,5-1802,0 м (-1641,1-1643,6 м) и 1804,0-1807,0 м (-1645,6-1648,6 м) получены слабый приток нефти дебитом 0,8 т/сут и соленая вода дебитом 5 м3/сут. Испытателем пластов в интервале 1782,0-1811,0 м (-1623,9-1652,6 м) за 10 мин. получено 3,4 м3 воды с пленкой нефти.
Залежь пластовая, водоплавающая в р-не скв. №13, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 1,6 х 0,7 км и высотой 1 м.
В контуре нефтеносности находится 1 скважина. Общая толщина пласта в пределах залежи 9,4 м, эффективная – 3,2 м, нефтенасыщенная – 1,0 м, средневзвешенная – 0,9 м. Коэффициент песчанистости – 0,340, коэффициент расчлененности – 2.
В скв. №11 (Западный купол Становского
поднятия) при простреле интервалов 1788,0-1790,0 м (-1627,0-1629,0 м),
1791,0-1793,0 м (-1630,0-1632,0 м) и 1795,0-1798,0 м
(-1634,0-1637,0 м) получен слабый приток нефти дебитом 0,35 т/сут и пластовая
вода дебитом 7,0 м3/сут. Испытателем пластов в интервале
1731,0-1800,0 м (-1570,0-1639,0 м) за 15 мин получено 1,2 м3 смеси
фильтрата, разгазированной нефти, пластовой воды и 2,4 м3 смеси
фильтрата с глинистым раствором. По данным
ГИС в пределах пласта выделен один нефтяной прослой толщиной 1,6 м и
водонасыщенный - 3 м. По-видимому, к данному району приурочена незначительная
залежь нефти, которая промышленного интереса не представляет и к постановке
на гос. учет не предлагается. Скв. №11 ликвидирована, как выполнившая свое
геологическое назначение.
На Южно-Игонинском (район скважины 5) куполе условный подсчетный уровень утвержден на абс.отм.-1612,6 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 501 и результатов опробования скв. №501 (Табл. 6.1).
В процессе бурения скв. №501 при испытании в интервале глубин 1777,5-1796,0 м (-1598,7-1617,2 м) за 7 мин стояния на притоке получена сильногазированная нефть в объеме 0,653 м3.
Промышленная нефтеносность пласта Тл2 доказана результатами опробования через колонну в пробуренной скв. №501. При опробовании скважины в колонне из интервалов перфорации 1786,0-1789,0 м (-1607,2-1610,2 м), получен приток нефти дебитом 5,04 т/сут на 3 мм штуцере.
Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 1,2 ´ 0,7 км, высота – 3,4 м.
В контуре нефтеносности находится 1 скважина. Общая толщина пласта в пределах залежи 14,6 м, эффективная – 3,8 м, нефтенасыщенная – 2,8 м, средневзвешенная – 2,1 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,260, коэффициент расчлененности равен 3.
Бобриковский горизонт
Отложения бобриковского горизонта промышленно нефтеносны на соседних Логовском, Юрчукском месторождениях.
Разрез отложений бобриковского горизонта представлен песчаниками разнозернистыми (по скв. №71), песчаниками мелкозернистыми с крупно- и среднепесчаной примесью и алевролитами песчаными глинистыми (по скв. №73).
В разрезе горизонта выделен пласт Бб.
Пласт Бб
Пласт не выдержан по площади, в северных и южных частях месторождения бобриковские отложения отсутствуют.
Восточно-Касибский купол (район скважин 71,73).Водонефтяной контакт принят на абс.отм. -1647,0 м по подошве нефтяного прослоя в скв. №71. Нефтеносность подтверждена результатами опробования. В скв. №71 при простреле интервала 1819,0-1824,0 м (-1642,4-1647,4 м) получена безводная нефть дебитом 21,7 т/сут на 5 мм штуцере.
Залежь пластовая, сводовая, в пределах контура нефтеносности имеет размеры
4,4 х 0,8 км, высота – 17 м.
В контуре нефтеносности находится 2 скважины. Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 11,8 до 12,7 м. Эффективная – от 2,6 до 4,2 м, нефтенасыщенная – от 2,6 до 3,6 м, средневзвешенная по залежи – 2,8 м, коэффициент песчанистости – 0,276, расчлененности – 2.
Радаевский горизонт
Отложения радаевского горизонта промышленно нефтеносны на соседнем Юрчукском месторождении.
На Касибском месторождении нефтеносность данных отложений не установлена. Пласт Мл вскрыли 20 скважин, две из них водонасыщенные (скв. №1, 14), остальные замещены плотными породами, в скв. №16 отсутствует комплекс ГИС.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов.
Фаменский ярус
В результате проведенной детальной корреляции выделен пласт Фм. Коллекторами являются известняки сферово-комковатые и сферово-сгустковые, с детритом, детритово-комковатые, неравномерно перекристаллизованные и с гнездами кальцита, в нижнем прослое доломитизированные, породы кавернозно-пористые. В шлифах описаны известняки детритово-комковатые, сложены перекристаллизованными остатками водорослей (агрегаты кристаллов с «тенями» первичной структуры, желваки соленопора), остатками иглокожих и сферами.
Пласт Фм
Пласт Фм в целом выдержан по площади. Промышленная нефтеносность установлена на Восточно-Касибском куполе вр-не скв. №73 и 74.
Восточно-Касибский купол (р-он скважин 73, 74).Водонефтяной контакт принят по подошве нижнего отверстия интервала перфорации в скв. №74, с учетом проницаемого прослоя на абс.отм. -1653,7 м. Нефтеносность подтверждена результатами опробования. При простреле интервала 1810,0-1820,0 м (-1642,7-1652,7 м) в скв. №74, получена безводная нефть дебитом 13,7 т/сут на 3 мм штуцере. В скв. №73 из интервала перфорации 1802,0-1813,0 м (-1649,2-1660,2 м) получена нефть дебитом 18,6 т/сут со следами воды на 5 мм штуцера.
Залежь пластовая, массивная, ее размеры в границах принятого ВНК 5,0 х 0,4 км, высота – 13,7м.
Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 38,4 до 49,4 м. Эффективная – от 7,4 до 9,8 м, нефтенасыщенная – от 2,8 до 5,8 м, средневзвешенная по залежи – 2,2 м. Доля коллектора в пласте составляет – 0,196, коэффициент расчлененности – 9,5.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
Отложения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса не вскрыты в скважинах Касибского месторождения.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтеносность данного комплекса не установлена.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Касибского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Соловьева М.А., Мулькова Л.Г., Даутова Э.М., и др. 2019
Следующее Месторождение: Боркмосское