Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1952
Источник информации: ПП_2021г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 172.19 км²
Красноярско-Куединское месторождение
Красноярско-Куединское месторождение расположено на юге Пермского края в 230 км к юго-западу от г. Перми. Наиболее крупными населенными пунктами являются пос. Куеда, деревни Аряж, Урталга, Краснояр, Аксаитово (Рис. 1.).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
Красноярско-Куединское месторождение изначально рассматривалось как два самостоятельных месторождения: Красноярское и Куединское, открытые соответственно в 1959 и 1952г. в результате поисково-разведочного бурения.
Месторождение находится в пределах двух административных округов: Пермском крае и Республике Башкортостан.
Впервые запасы нефти по Красноярскому месторождению утверждены ГКЗ в 1964 году (протокол №4274). Запасы нефти по Куединскому месторождению впервые утверждены ГКЗ в 1956 (протокол №1216).
Месторождение введено в разработку в 1960 году.
Красноярско-Куединское месторождение приурочено к Среднему Приуралью. В административном отношении находится в Куединском районе Пермского края и продолжается на территории Татышлинского района республики Башкортостан (Югомашевское месторождение).
Связь с краевым центром осуществляется от станции Куеда Горьковской железной дороги через г. Екатеринбург, автотранспортом по шоссе Куеда - Барда - Крылово - Кукуштан - Пермь. Имеется воздушное cообщение Куеда - Пермь. В летний период действует водный путь по р. Кама через п. Оса, соединенный с пос. Куеда дорогой с асфальто-бетонньм покрытием. По месторождению проходит асфальтированная автомобильная дорога Чернушка-Куеда-Москудья, имеются гравийные дороги. Дороги могут использоваться для транспортировки грузов круглый год.
Красноярско-Куединское месторождение, являющееся одним из наиболее крупных месторождений в данном регионе, расположено в районе развитой нефтедобычи, оно входит в состав Куединской группы нефтяных месторождений. Разработку месторождения осуществляют ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь".
Нефть от месторождения транспортируется по магистральному нефтепроводу Куеда - Чернушка - Пермь. Газ используется на собственные нужды и через ГКЗ "Куеда" - на Пермский ГПЗ.
Ближайшими месторождениями, запасы которых неоднократно утверждались ГКЗ, являются длительно разрабатываемые Шагиртско-Гожанское, Быркинское, Альняшское, Гондыревское и Югомашевское (является продолжением Красноярско-Куединского) месторождения.
Стратиграфия
Геологический разрез Красноярско-Куединского месторождения является характерным для месторождений юга Пермского края. Он изучен по результатам структурных, поисковых и разведочных скважин и представлен отложениями четвертичной, пермской, каменноугольной, девонской систем и вендского комплекса. Максимальная вскрытая толщина разреза составляет 2169,5 м (скв. 15).
Стратиграфическое расчленение разреза проведено по электрокаротажному материалу согласно унифицированной схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с использованием кернового материала и данных палеонтологического и споропыльцевого анализа, проведенного в КО ВНИГНИ под руководством к.г-м.н. Ю.И. Кузнецова. Характеристика отложений каменноугольной, девонской систем и вендского комплекса дана по материалам лаборатории стратиграфии и литологии КамНИИКИГС, а пермской системы – по данным тематической партии ГПК объединения "Пермнефть". Полное стратиграфическое описание разреза приводится в работах по подсчету запасов, ниже приводится краткая характеристика вскрытого разреза осадочных пород.
Сведения, полученные при доразведке месторождения, существенных изменений в стратиграфическое расчленение разреза месторождения не внесли, уточнены лишь интервалы изменения толщины стратиграфических подразделений.
Отложения вендского комплекса вскрыты на наибольшую толщину 131,9 м и представлены бородулинской свитой, состоящей из зеленовато-серых слюдистых алевролитов, линзовидно переслаивающихся с аргиллитами и песчаниками (по данным кернового материала).
Терригенные отложения девона в составе живетского яруса, тиманского и пашийского горизонта франского яруса залегают с большим стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса и представлены переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Общая толщина девонских терригенных отложений достигает 65 м. Толщина живетского яруса - 11-23 м, тиманского горизонта - 22-30 м, пашийского - 4-10 м. Проницаемые разности песчаников и алевролитов пашийского горизонта нефтенасыщены - к ним приурочен промышленно нефтеносный пласт Д1.
Отложения верхней части франского и фаменского ярусов представлены мощной толщей карбонатных пород - главным образом, известняками с прослоями доломитов толщиной до 585 м.
Турнейский ярус сложен известняками с тонкими прослоями аргиллитов. Проницаемые разности известняков нефтенасыщены, к ним приурочена нефтяная залежь пласта Т. Толщина яруса 78 м.
В составе визейского яруса выделяются нижний, средний и верхний подъярусы, представленные малиновским, яснополянским надгоризонтами и окским горизонтом.
Отложения малиновского надгоризонта - это аргиллиты с подчиненными прослоями алевролитов, толщина их составляет 1-10 м.
Вверх по разрезу залегают терригенные отложения яснополянского надгоризонта в составе бобриковского и нижней части тульского горизонтов, сложенные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Проницаемые разности песчаников и алевролитов нефтенасыщены, к ним приурочены продуктивные пласты Бб2 и Бб1 – бобриковского, Тл2б и Тл2а - тульского горизонтов. Толщина теригенной части разреза достигает 90 м.
Терригенные отложения бобриковского и тульского горизонтов перекрываются карбонатными породами верхней части тульского горизонта, окского горизонта и серпуховского яруса.
Известняки тульского горизонта глинистые, с прослоями аргиллитов, алевролитов и доломитов. Отложения окского горизонта и серпуховского яруса представлены мощной толщей переслаивающихся известняков и доломитов толщиной от 247 м до 295 м.
Средний отдел каменноугольной системы представлен башкирским и московским ярусами. Башкирские отложения залегают на размытой поверхности серпуховского яруса нижнего карбона. К проницаемым разностям известняков башкирского яруса, верейского и каширского горизонтов московского яруса приурочены промышленно нефтеносные пласты Бш, В3В4 и КВ1 соответственно. Толщина среднего карбона достигает 268 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами и известняками толщиной до 203 м.
Верхнекаменноугольные доломиты постепенно сменяются известняками.
Нижнепермские отложения в составе ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов сложены карбонатными породами (известняками, доломитами с включениями гипсов и ангидритов), в кровле кунгурского яруса залегает мощная пачка ангидритовых пород (тюйская), служащая в данном районе карбонатным репером. Толщина нижнепермских отложений до 462 м.
Верхний отдел пермской системы общей толщиной до 250 м представлен соликамским и шешминским горизонтами уфимского яруса и сложен чередующимися песчаниками, мергелями и ангидритами, переходящими в нижней части в доломиты.
Четвертичные отложения повсеместно залегают на размытой поверхности верхнекамских пород и представлены глинами, галечниками, суглинками и супесями, толщиной до 25 м.
Тектоническое строение
В тектоническом отношении Красноярско-Куединское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка и расположено в восточной зоне поднятий Куединского вала (структура II порядка), осложняющего северный склон Башкирского свода – структуру I порядка (Рис.2.).
Рис.2. Тектоническая схема (выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.)
По генетическому признаку поднятия, осложняющие вал, относятся к тектоно-седиментационному типу структур, поскольку формирование их начинается в среднем девоне как тектонических и продолжается в нижнем и среднем карбоне вплоть до пермского времени как структур облекания фаменских рифов.
Согласно схеме тектонического районирования, составленной по материалам тематических исследований, по поверхности фундамента площадь расположена в пределах Куединского выступа, где глубина залегания кристаллического основания составляет порядка 9.0 - 9.5 км . Приуроченность территории исследований к области развития Камско-Бельского авлакогена свидетельствует о наличии в ее пределах толщи карбонатно-терригенных отложений рифея - продуктов разрушения выступов архей-нижне-протерозойского основания.
По отложениям палеозоя рассматриваемая территория располагается в пределах структуры II порядка – Куединском вале, осложняющем северный склон структуры I порядка - Башкирского свода. По сравнению с тектоникой пород, заполняющих авлакоген, поверхности палеозойских отложений характеризуются относительно спокойным залеганием. Вал северо-западного простирания хорошо выделяется в структурных поверхностях всех маркирующих горизонтов, его конфигурация сохраняется и вверх по разрезу, отмечается лишь выполаживание рельефа от нижележащих горизонтов к вышележащим. В свою очередь, Куединский вал осложнен структурами III порядка – локальными объектами. По генетическому признаку они относятся к тектоно-седиментационному типу структур, поскольку формирование их начинается в рифее как тектонических и продолжается в нижнем и среднем карбоне вплоть до пермского времени как структур облекания фаменских «рифов». Основным фактором, повлиявшим на их образование, послужило развитие Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП) (Рис. 2). По геологическим материалам известно, что рассматриваемая территория тесно связана с барьерным рифом, входящим в ККСП, однако на сводной структурно-тектонической схеме Пермского края название не указано, в то время как на картах ОАО «Башнефтегеофизика» он опознается как Орьебаш-Максимово-Татышлинский барьерный риф.
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 выявлено на основе литолого-фациального анализа кернового материала скважин.
Нижнепермские структурные планы по морфологии несколько отличаются от нижне- и среднекаменноугольных. Эти отличия, главным образом, обусловлены резким нарастанием мощности нижнепермских отложений в восточном направлении.
Красноярско-Куединская структура
представляет собой брахиантиклинальную складку сложной конфигурации, имеющую
северо-западное простирание и осложненную четырьмя локальными поднятиями -
Красноярским, Кипчакским, Куединским и Ареевским, прослеживающимся по всем
маркирующим горизонтам (наиболее четко –
по нижне- и средне каменноугольным отложениям).
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Красноярско-Куединском месторождении промышленно нефтеносны: каширо-гжельский карбонатный (пласт КВ1), верейский карбонатный (пласт В3В4), верхневизейско-башкирский (пласты Бш1 и Бш2), визейский терригенный комплекс (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т) и девонский терригенный (пласт Д1).
Этаж нефтеносности составляет 1135 м, глубина залегания пластов от 925,3 до 1984,2 м.
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Последовательность напластования выявлена путем первоочередного прослеживания глинистых прослоев
После ОПЗ 2009 г. на месторождении пробурено 105 скважин, в том числе 46 боковых стволов.
При построении структурных карт по пластам КВ1 и В3В4 за основу принимались карты по отражающим горизонтам Iп, Iк построенные по результатам cейсмических исследований с учетом данных бурения. Геометризация пластов проведена с учетом 3-х мерного моделирования в программе IRAPRMS.
Водонефтяные контакты залежей принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний с учетом проницаемых прослоев. При обосновании ВНК во внимание принимались скважины с удлинением до 70 м, в случае отсутствия таковых - данные по наклонным скважинам. При определении эффективных нефтенасыщенных толщин учитывался характер насыщения по ГИС каждой конкретной скважины.
В пластах КВ1 и В3В4 выделены газовые залежи, обоснование газонефтяного контакта проводилось по результатам опробования и результатам эксплуатации скважин с учетом выделенных, по результатам интерпретации данных ГИС, проницаемых пропластков.
Краткие сведения о залежах Красноярско-Куединского месторождения представлены в таблице 6.1.
Ниже приводится описание нефтепроявлений и промышленных залежей нефти в продуктивных пластах КВ1 и В3В4.
Нижнепермский нефтегазоносный комплекс
В процессе бурения зафиксированы нефтепроявления в отложениях соликамского горизонта уфимского яруса, иренского горизонта кунгурскрго яруса, в известняках артинского и сакмарского ярусов.
Нефтепроявления по керну отмечены в скважине 1, где поднято 3,7 м нефтенасыщенного доломита из отложений артинского яруса.
Каширско-гжельский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Из скважин 84 и 88 из подольского горизонта поднят нефтенасыщенный керн – доломит с выпорами нефти и слабо пропитанный нефтью. Опробование горизонта не проводилось.
Промышленная нефтеносность установлена в каширских и верейских отложениях (пласт КВ1).
Пласт КВ1
Проницаемый пласт КВ1 прослеживается в подошве каширского и кровле верейского горизонтов, и представлен известняками фораминиферово-водорослевыми, органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными, доломитистыми, с гнездами сульфатов и доломитами микротонкозернистыми, известковистыми.
В пласте выделена единая залежь, объединяющая Красноярский, Куединский и Кипчакский купола, простирающаяся на территории Пермского края и республики Башкортостан, переходя на юге в Югомашевское месторождение.
На Югомашевском месторождении продуктивному пласту КВ1 соответствуют сумма пластов C2ks4 и C2vr1. ВНК пласта C2ks4 принят на абсолютной отметке -783 м, пласта C2vr1 -792,5 м.
Пласт распространен на всей территории месторождения, нефтеносность пласта подтверждена результатами опробования в 96 скважинах. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скв. 35, 37, 38, 39, 41, 43, 84, 85, 86, 88, 94, 100, 104, 106, 150, 154, 155, 156, 301, 844, 855, 3336, 3393, 3410, 4007, 4067.
Общая толщина пласта в пределах аналогов составляет 11,0-18,3 м., составляя в среднем 16,0 м.
Водонефтяной контакт предлагается принять как утвержденный ранее на абсолютной отметке -793 м., по результатам опробования скважин 31, 35 и по результатам интерпретации данных ГИС в скважинах 1408, 1054, 86 и 5033.
В ОПЗ 2009 года газонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -770 м., по нижней дыре перфорации в скважине 29, однако по результатам опробования скважины 29 из интервала -752,5 -754,5 получен приток газа дебитом 4,46 тыс.м3/сут, при опробовании совместно с интервалом -754,5 -769,5 получен газ с брызгами нефти. По результатам опробования скважины 897 из интервала -756,9 -762,6 получен приток нефти с водой, также при опробовании скважины 1399, из интервала -758 -764,1 получен приток нефти с водой. В июне 2020 года проведено опробование пласта КВ1 в интервале -759,1-774,2 м в скважине 762, по результатам опробования получен приток нефти дебитом 5,9 т/сут и воды 3,0 т/сут, скважина запущена в работу. По результатам опробований скважин 29, 897, 1399 и результатам работы скважины 762, предлагается принять уровень газонефтяного контакта на абсолютной отметке -757 м.
Размеры залежи в пределах водонефтяного контакта, и ограниченные на юге границей лицензионного участка, составляют 18,9х11,8 км, этаж нефтеносности 47,2 м, тип залежи пластовая сводовая (Табл. 6.1). Коэффициент песчанистости 0,25 д.ед, расчлененности 3,3, средняя эффективная толщина пласта в пределах залежи составляет 4,0 м, нефтенасыщенная 3,7 м.
Размеры газовой шапки, в пределах газонефтяного контакта составляют 1,4х1,4 км, высота залежи составляет 4,9 м.
Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
В пределах комплекса выделен пласт В3В4. При построении структурных карт по верейским отложениям за основу принимались карты по отражающим горизонтам Iк, отождествляемому с подошвой пласта КВ1 и отражающему горизонту Iп, отождествляемому с кровлей башкирских отложений .
Пласт В3В4
В подошве верейского горизонта по керну, каротажу и опробованию выделен нефтяной пласт В3В4, отделённый от вышележащего пласта КВ1 толщей карбонатно-глинистых пород толщиной 24 – 27м., и представлен известняками органогенно-детритовыми, сгустковыми с детритом, фораминиферовыми, детритовыми, доломитистыми, с глинистыми прожилками, с углистыми включениями, с редкими мелкими кавернами.
В пласте выделена единая залежь, объединяющая Красноярский, Куединский и Кипчакский купола, простирающаяся на территории Пермского края и Республики Башкортостан, переходя на юге в Югомашевское месторождение.
На Югомашевском месторождении продуктивному пласту В3В4 соответствуют сумма пластов C2vr3 и C2vr4. ВНК пласта C2vr3 принят на абсолютной отметке -822 м, пласта C2vr4 -827,7 м.
Пласт распространен на всей территории месторождения, нефтеносность пласта подтверждена результатами опробования в 149 скважинах. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скв. 39, 85, 94, 100, 104, 106, 150, 308, 844, 855, 2604, 3336, 3393, 3410, 4007, 4067, 539_2.
Общая толщина пласта в пределах аналогов составляет 11,9-17,9 м., составляя в среднем 15,0 м.
Водонефтяной контакт предлагается принять как утвержденный ранее на абсолютной отметке -825 м. по результатам опробования скважин 88 и 153.
В ОПЗ 2009 года газонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -805 м., по нижней дыре перфорации в скважине 29, однако по результатам опробования скважины 29 из интервала -793,5 -804,6м., на штуцере диаметром 6,5 мм получен приток газа дебитом 9,9 тыс.м3/сут с нефтью дебитом 8,1 т/сут, в то же время при опробовании скважины 1399, из интервала -798,2 -802,6м., получен приток нефти дебитом 1,0 т/сут, в январе 1991 года скважина запущена в работу и на 01.01.2020 накопленная добыча нефти составляет 21,6 тыс.т., воды 1,2 тыс.т. С учетом выделенных, по результатам интерпретации данных ГИС, пропластков предлагается принять уровень газонефтяного контакта на абсолютной отметке -799 м.
Размеры залежи в пределах водонефтяного контакта, и ограниченные на юге границей лицензионного участка, составляют 18,4х10,9 км, этаж нефтеносности 38,5 м, тип залежи пластовая сводовая, литологически экранированная. Коэффициент песчанистости 0,28 д.ед, расчлененности 4, средняя эффективная толщина пласта в пределах залежи составляет 4,2 м, нефтенасыщенная 3,8 м.
Размеры газовой шапки, в пределах газонефтяного контакта составляют 1,7х1,5 км, высота залежи составляет 7,3 м.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и газа пластов КВ1 и В3В4 Красноярско-Куединского газонефтяного месторождения Пермского края и Республики Башкортостан. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Щербенев А.В., Мулькова Л.Г., Тиунова Т.Ю., и др. 2020
Следующее Месторождение: Износ-Горинское