Комарихинское газовое месторождение
Комарихинское газовое месторождение расположено на территории Чусовского района Пермского края, в 42 км к востоку от г.Пермь, в пределах Комарихинского лицензионного участка недр (Рис.1).
Рис. 1. фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Пермского края
Месторождение открыто в 1968 г. Запасы залежи свободного газа в пластах тульского горизонта нижнего карбона приняты на учет в государственный баланс по итогам рассмотрения отчетного баланса запасов нефти и газа и выполнения плана прироста за 1968 г. по объединению "Пермнефть" (протокол ЦКЗ Миннефтепром СССР №12 от 27 марта 1969 г.). Несмотря на то, что при испытании в эксплуатационной колонне поисковой СКВ.351 из карбонатных отложений турнейского яруса и бобриковских терригенных отложений были получены притоки нефти, запасы нефти не были поставлены на государственный баланс.
В настоящее время недропользователем является ООО "Селена-Пермь" на основании лицензии ПЭМ 15133 НЭ от 30 марта 2011 г., с целью разведки и добычи углеводородного сырья в пределах Комарихинского участка недр, сроком до 21 марта 2031 г.
Комарихинское газовое месторождение расположено в 50 км к юго-западу от районного центра - города Чусовой и в 42 км к востоку от краевого центра - города Перми.
Ближайшие населенные пункты - д. Сергинцы, расположена непосредственно на площади месторождения, д. Сосновая гора в 2,2км восточнее месторождения, д. Березовка и п. Комарихинский в 3,7км севернее.
Основными путями сообщения с месторождением является: железная дорога Горнозаводского направления г. Пермь - г. Чусовой, проходящая в центральной части площади месторождения и асфальтированная дорога Пермь-Екатеринбург-Качканар.
Непосредственно на площади месторождения присутствуют только грунтовые и проселочные дороги.
Район месторождения находится на водоразделе рек Сьшва и Чусовая, также присутствуют более мелкие реки Кутамыш, Юрман.
Рельеф местности слабо всхолмленный с хорошо развитой овражной сетью.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура 0+15° С. Наибольшая температура летом + 35° С, наименьшая - в зимний период - 45° С. Среднегодовое количество осадков около 580мм, большая часть их выпадает осенью и зимой. Первые заморозки отмечаются в сентябре, снежный покров устанавливается в конце ноября и сходит в конце апреля. Толщина снежного покрова достигает 1,2м. Глубина промерзания почвы 1,5м.
Стратиграфия
Геологический разрез в пределах Комарихинского месторождения вскрыт до глубины 2300 м (скв. 351), представлен осадочными породами каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с "Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы", 2002, 2005 гг.
Ниже приводится краткая характеристика нижнекаменноугольных отложений, к которым приурочены продуктивные пласты визейского и турнейского ярусов нижнего карбона.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (Cl)
Нижний отдел представлен турнейским, визейским, серпуховским ярусами.
Турнейские (C1t) отложения представлены известняками серыми с коричневым оттенком, мелкокристаллическими, плотными, крепкими. В отложениях турнейского яруса выделяются пласты C1t-I, C1t-II. Нефтенасыщенным является пласт СТ-П. Толщина вскрытых отложений в среднем составила 95 м.
Визейский ярус (C1v) представлен радаевским, бобриковским и тульским горизонтами.
Радаевские отложения представлены аргиллитами и алевролитами темно-серыми, слюдистыми, глинистыми, с желваками и зернами пирита. К радаевским отложениям приурочен продуктивный пласт Мл. Толщина отложений 8-10 м.
Бобриковские отложения представлены переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаник светло-серый, мелкозернистый, кварцевый, плотносцементированный, с неравномерными глинистыми включениями. Алевролит темно-серый, слюдистый, углистый, с включениями зерен и желваков пирита, крепкий. К бобриковским отложениям приурочены продуктивные пласты Бб2, Бб3. Толщина отложений 28-30 м.
Тульские отложения представлен двумя пачками: нижней - терригенной и верхней - карбонатной.
Промышленная газоносность месторождения установлена в терригенных тульских отложениях. Коллекторами являются песчаники и алевролиты.
Нижняя пачка представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаника. Аргиллит серый, слоистый, плотный, крепкий, углистый, слабо слюдистый. Песчаник светло-серый, мелкозернистый, плотносцементированный, кварцевый, крепкий. Алевролит почти черный, углистый, глинистый, плотный, крепкий, слюдистый. Толщина пачки 29-31м.
Карбонатная пачка представлена переслаиванием известняков, доломитов и алевролитов. Известняк коричневато-серый, мелкокристаллический, плотный, крепкий, с включениями зерен кальцита. Доломит темно-коричневато-серый, песчаниковидный, плотный, крепкий. Толщина пачки 31-33м.
Отложения серпуховского яруса (С2s) представлены переслаиванием доломитов иизвестняков. Известняк коричневато-серый, мелкокристаллический, плотный, крепкий, слабоглинистый, с тонкими прослоями аргиллита зеленовато-серого, плотного. Доломит коричневато-серый, серый, мелко и скрытокристаллический, крепкий, местами трещиноватый, трещины выполнены кальцитом. Толщина 211-215 м.
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении Комарихинское месторождение приурочено к Сер- гинцовскому поднятию Веслянского вала Юрюзано-Сылвенской депрессии (Рис. 2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической схемы районирования Пермского края
По кровле артинского яруса поднятие представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания (Рис.3). Размеры по замкнутой изогипсе -300 м составляют 3,7 X 1,7 км, амплитуда до 10 м.
Рис.3. Выкопировка из структурной карты по кровле артинского яруса
По кровле тульских терригенных отложений поднятие представлено брахиантиклинальной складкой северо-восточного простирания. По замкнутой изогипсе -1800 м поднятие имеет размеры 3,5 х 0,5-1,4 км, амплитуда до 15 м.
В пределах изучаемой площади по основным отражающим горизонтам наблюдается совпадение структурных планов с постепенным выполаживанием вверх по разрезу.
По отношению к Камско-Кинельской системе впадин, Сергинцовское поднятие относится к бортовой зоне.
Совпадение планов по основным отражающим горизонтам позволяет, с определенной долей уверенности, предположить, что генезис данного поднятия обусловлен облеканием рифогенных массивов. Следовательно, поднятие относится к типу седиментационных.
Нсфтегазоносность
По результатам испытания поисково-разведочных скважин промышленные притоки нефти получены из карбонатных отложений турнейского яруса (пласт C1t-II) и терригенных отложений бобриковского горизонта (пласты Бб1, Бб2), из пластов БбЗ бобриковского горизонта и Мл радаевского горизонта получены притоки свободного газа.
Показатели линейных характеристик залежей нефти и газа бобриковского, радаевского горизонта и турнейского яруса представлены в таблице 1.
Характеристика нефтяных и газовых залежей
Нефтяные и газовые заложи бобриковского горизонта
В отложениях бобриковского горизонта установлена нефтеносность пласта Бб2, в трех скважинах и газоносность пласта Бб3 в одной скважине.
Кроме того, установлена нефтеносность пласта Б61 в одной скважине (351). Учитывая, что в двух скважинах (359, 366) этот пласт представлен непроницаемыми породами, а также небольшую нефтенасыщенную толщину, пласт как отдельный подсчетный объект не рассматривался, его нефтенасыщенная толщина учтена при построении карты нефтенаеыщенных толщин пласта Бб2.
Нефтяная залежь пласта Бб2. Пласт состоит из одного-трех проницаемых прослоев толщиной от 0,8 до 1,8 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,8 до 3,3 м. Нефтенасыщенная толщина пласта Б61 составляет 1,4 м.
Водонефтяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке -1853 м (округленно) - по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 366. При испытании в эксплуатационной колонне совместно с нефтенасыщенным пластом Б61 в скв.351 из интервалов перфорации с абсолютными отметками -1833,0-1835,0 и 1843,0-1847,0 м получен приток безводной нефти дебитом 10,9 т/сут, диаметр штуцера 5 мм.
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,8 до 3,5 м (с учетом нефтенасыщенной толщины пласта Б61 в скв.351), средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,12 м. Тип залежи — пластово-сводовый.
Южная и юго-восточная части залежи пласта Бб2 распространяются за пределы лицензионного участка.
Газовая залежь пласта БбЗ вскрыта одной скважиной (351). Пласт состоит из одного-двух проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 1,4 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,4 до 1,7 м. В скв.359 пласт водонасыщенный, в скв.366 замещен непроницаемыми разностями.
Газоводяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке -1858 м (округленно) - по подощве газонасыщенного пласта в скв. 351, где при испытании в эксплуатационной колонне совместно с газонасыщенным пластом Мл из интервалов перфорации с абсолютными отметками -1856,0-1859,0 и 1863,0-1869,0 м получен приток свободного газа 157,025 тыс.м3/сут, диаметр штуцера 12,5 мм.
Газонасыщенная толщина по скважине составляет 1,7 м, средневзвешенная газонасыщенная толщина - 1,2 м. Тип залежи - пластовый сводовый.
Южная часть залежи пласта БбЗ незначительно распространяется за пределы лицензионного участка.
Газонефтяная залежь радаевского горизонта
Газовая залежь пласта Мл вскрыта единственной скважиной (351). Пласт состоит из трех проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 1,0 м. Эффективная толщина пласта составляет 2,4 м. В скв.359, 366 пласт водонасыщенный.
Газоводяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке -1869,0 м - по подощве газонасыщенного пласта в скв. 351, где при испытании в эксплуатационной колонне совместно с газонасыщенным пластом БбЗ из интервалов перфорации с абсолютными отметками -1856,0-1859,0 и 1863,0-1869,0 м получен приток свободного газа 157,025 тыс.м3/сут, диаметр штуцера 12,5 мм.
Газонасыщенная толщина пласта по скважине составляет 2,4 м, средневзвешенная газонасыщенная толщина составляет 1,1м. Тип залежи - пластовый сводовый,литологически ограниченный.
Южная часть залежи пласта Мл незначительно распространяется за пределы лицензионного участка.
Нефтяная залежь пласта C1t-II вскрыта двумя скважинами (351, 359). Пласт состоит из четырех-пяти проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 2,7 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 5,4 до 6,9 м. В скв.366, 354 пласт представлен плотными породами.
Водонефтяной контакт залежи установлен по данным ГИС в пласте на абсолютной отметке -1911 м (округленно) в скв.351, где при испытании в эксплуатационной колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1904,0-1913,0 м получен приток нефти дебитом 7,3 т/сут (обводненность 50%), диаметр штуцера 3 мм.
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,0 м до 4,8 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,10 м. Тип залежи - массивный, литологически ограниченный.
Южная и юго-восточная части залежи пласта СТ-П распространяются за пределы лицензионного участка.
Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти и газа по пластам Бб2, Бб3 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и С1t-II турнейского яруса Комарихинского месторождения Пермского края. Лицензия ПЕМ 15133 НЭ. Договор № 1105/14-1. Воробьёв А.Н., Плаксина Т.Ю., Михеева М.Б., и др. 2014