Кудрявцевское месторождение
Кудрявцевское месторождение нефти было открыто в 1988 году и состояло из двух поднятий: Кудрявцевского и Западно-Кораблевского. Ближайшими нефтяными месторождениями являются Аптугайское, расположенное западнее и Москудьинское, расположенное южнее. Запасы нефти Москудьинского месторождения подсчитаны и утверждены ГКЗ в 1976 г.. Запасы нефти Аптугайского месторождения утверждены ЦКЗ Минтопэнерго РФ (протокол N 153-2001 от 25.09.2001 г.).
В 2001 году к Кудрявцевскому месторождению отнесено еще одно поднятие Кораблевское, ранее входившее в состав Москудьинского месторождения.
Под глубокое поисково-разведочное бурение поднятия подготовлены структурным бурением ГПК в 1970г. (Кораблевское), в 1984г. (Кудрявцевское) и в 1985 г. (Западно-Кораблевское).
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т), в терригенных отложениях бобриковского (пласт Бб) и тульского (пласт Тл2-б) горизонтов, а также в карбонатных отложениях верейского и каширского (пласты В3В4, КВ1) горизонтов.
Впервые запасы нефти подсчитаны в оперативном порядке на Кудрявцевском и Западно-Кораблевском поднятиях по состоянию на 1.01.89 г., залежи нефти на Кораблевском поднятии утверждены в 1976 году, как непромышленные.
Кудрявцевское месторождение нефти в административном отношении расположено на юге Пермской области, в 180 км к юго-западу от областного центра, в 43 км к западу от ст. Куеда и в 24 км к северу от ст. Янаул Горьковской железной дороги. К наиболее крупным близлежащим населенным пунктам в исследуемом районе относятся деревни Узяр, Ошья, Верхняя Ошья, Кашка, Змеевка (рис.1).
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты Пермской области
Сообщение с областным центром возможно автотранспортом по шоссе Куеда-Чернушка-Крылово-Кукуштан-Пермь, а также по электрифицированной железной дороге Янаул-Куеда-Пермь. Одним из основных путей сообщения является река Кама, где через порт Чайковский осуществляется связь с районом месторождения. Дорожная сеть на территории представлена, главным образом, грунтовыми дорогами, пригодными для презда только в сухое время года.
В морфологическом отношении территория представляет собой сильно всхолмленную равнину, расчлененную долинами небольших рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются от + 117м в долинах рек до + 222м на водоразделах. Около 30% площади залесено: лес смешанный с подлеском, засорен валежником.
Стратиграфия
Геологический разрез Кудрявцевского месторождения изучен от вендских до четвертичных отложений по данным бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин с привлечением материалов стратиграфии «КамНИИКИГС» по Кудрявцевской площади (П.1), /10/. Характеристика разреза составлена на основе унифицированных стратиграфических схем Русской платформы (1988 г.) и Урала (1990 г.) с поправками, принятыми в 1990 г. на Пленуме МСК по каменноугольной системе. В частности, визейский ярус рассматривается в составе двух подъярусов, вместо прежних трех. Максимальная вскрытая глубина отложений 2211 м в скв. 206.
Вендские отложения вскрыты в трех скважинах (137, 206, 209), представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина вендских отложений изменяется от 9 м в скв. 209 до 21 м в скв. 206.
Девонские отложения несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены двумя отделами: средним и верхним. Нижнедевонские – в разрезах изученных скважин отсутствуют.
Отложения среднего девона представлены образованиями живетского возраста. Нижняя часть отдела, т.е. отложения эйфельского яруса, на площади отсутствуют. Литологически отложения представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами. Толщина живетских отложений изменяется от 27 м до 34.9 м.
Верхнедевонский отдел представлен франским и фаменским ярусами.
Ф р а н с к и й ярус выделяется в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.
Нижнефранский подъярус сложен отложениями пашийского и тиманского горизонтов. Литологически отложения представлены аргиллитами зеленовато-серыми, неравномерно алевритистыми, тонкослоистыми, с обугленными растительными остатками и алевролитами, неравномерно глинистыми, песчанистыми, участками с ходами илоедов, которые вверху сменяются маломощной пачкой известняков. Толщина отложений – 10 м.
Средний и верхний подъярусы сложены известняками коричневато-серыми, микро-тонкозернистыми, детритовыми, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, плотными, крепкими, с глинистыми примазками, неравномерно сильно битуминозными, в разной степени глинистыми. Следует отметить, что в верхнефранское время на приподнятых участках Кудрявцевского месторождения начиналось зарождение органогенных построек. Толщина отложений 232 –240 м.
Ф а м е н с к и й ярус в разрезах глубоких скважин, выделяется условно по каротажу. Отложения фаменского яруса керном не представлены. По сопоставлению с Аряжскими и Гондыревскими скважинами отложения нижнего и среднего фамена на Кудрявцевской площади отнесены к мелководно-морскому типу (надрифовое мелководье). Верхнефаменские отложения отнесены к рифово-лагунному типу. Отложения фаменского яруса представлены известняками серыми с коричневатым и зеленоватым оттенками, микро-тонкозернистыми с детритом, неравномерно доломитизированными, плотными, прослоями пористо-кавернозными, с глинистыми примазками и битума. Толщина фаменских образований 331.0 – 339.9 м. Необходимо отметить, что в фаменское время происходил основной рост рифогенных образований. В купольных скважинах (9, 11, 14, 16, 41 и 50), вскрывших фаменские отложения, верхняя часть является нефтенасыщенной.
Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним средним и верхним.
Нижнекаменноугольные образования выделяются в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Нижнетурнейские отложения на исследуемой территории представлены в объеме малевского и упинского горизонтов. Образования гумеровского горизонта отсутствуют, им в разрезе скважин соответствует стратиграфический перерыв.
Верхнетурнейские отложения включают два горизонта: черепетский и кизеловский и отнесены к типу мелководно-морских.
С т у р н е й с к о г о времени происходило облекание органогенных образований различными породами. Отложения турнейского яруса представлены известняками светло-серыми и серыми с коричневатым оттенком, органогенно-детритовыми, плотными, прослоями пористо-кавернозными, крепкими, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, с глинистыми примазками и пятнистыми включениями битума. Отмечаются прослои известняка темно-серого, глинистого, участками окремнелого, с вертикальными трещинками, выполненными белым кальцитом, а так же прослои аргиллита. Сильно доломитизированнные разности известняков участками переходят в доломиты вторичные, мелкозернистые пористо-мелкокавернозные, крепкие, с включениями ангидрита. В результате деятельности эрозионно-карстовых процессов кровельная часть турнейского яруса в некоторых изученных разрезах скважин размыта (скв. 3 и 44). С карбонатными отложениями турнейского яруса, толщина которых изменяется от 53 м (скв. 3 и 44) до 92 м (скв. 131), связана основная промышленная нефтеносность месторождения.
Отложения в и з е й с к о г о яруса стратиграфически несогласно покрывают разновозрастные турнейские отложения, подвергшиеся размыву, и представлены в объеме двух подъярусов: нижнего и верхнего.
Нижневизейский подъярус включает косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты.
Косьвинский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов с преобладанием последних. Известняки коричневато-темно-серые, тонкозернистые с детритом, неравномерно сильно глинистые, плотные, крепкие. Аргиллиты темно-серые, почти черные, углистые, прослоями алевритистые, плитчатые. Толщина горизонта 1 - 3 м.
Радаевские отложения представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов с редкими линзами песчаников. Алевролиты темно-серые до черных, неравномерно глинистые, участками переходящие в аргиллит алевритистый с растительным детритом. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, прослоями (редко) средне- и крупнозернистые, с нефтепроявлениями в виде мелких пятен.
Толщина косьвинско-радевских отложений изменяется в пределах от 1.2 м в скв. 209 до 6.2 м в скв. 44.
Бобриковский горизонт представлен песчаниками светло-серыми, кварцевыми, слабосцементированными, с тонкими углисто-глинистыми черными прожилками, с включениями пирита и переслаивающимися песчано-алевролито-глинистыми породами с редкими прослоями каменных углей, оолитовых железняков и каолинитовых глин. Толщина горизонта изменяется от 11 м (скв. 138) до 31 м (скв. 5). Мощные песчаные пласты от 7 м до 18.4 м (скв. 54) вскрыты в основном на Западно-Кораблевском поднятии, в виде узкой протоки, секущей поднятие в субмеридиональном направлении. На Кудрявцевском поднятии максимальные значения толщины песчаных пластов 4 – 6 м. Песчаники бобриковского горизонта являются промышленно нефтеносными.
Верхневизейский подъярус выделяется в объеме тульского, алексинского и нерасчлененных михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт литологически представлен двумя пачками.
Нижняя (терригенная) пачка сложена переслаивающимися алевролитами, аргиллитами, песчаниками. Алевролиты темно-серые, неравномерно глинистые, участками переработанные илоедами. Аргиллиты темно-серые, плитчатые, неравномерно алевритистые, участками известковистые. Толщина тульских терригенных образований изменяется от 11 м (скв. 6) до 19 м (скв 12, 54). Песчаники тульских терригенных отложений являются промышленно нефтеносными. Толщина песчаных прослоев в основном изменяется от 0.6 м до 4 м, максимальная (5.4 м) – вскрыта в скв. 53 на Кудрявцевском поднятии.
Верхняя (карбонатная) пачка представлена известняками темно-серыми и серыми, прослоями сильно глинистыми, неравномерно доломитизированными, редко доломитами темно-коричневато-серыми, мелкозернистыми, сульфатизированными.
Толщина тульских карбонатных отложений 17 – 32.9 м.
Отложения алексинского, михайловского и веневского горизонтов литологически представлены известняками коричневато-серыми, плотными, крепкими, неравномерно доломитизированными и сульфатизированными, отмечены прослойки темно-серого, почти черного аргиллита и коричневато-серого доломита, плотного, крепкого, трещиноватого. Толщина отложений изменяется в пределах 104 – 129 м.
С е р п у х о в с к и й ярус сложен карбонатными отложениями, представленными преимущественно доломитами, светло-серыми, разнозернистыми, неравномерно известковистыми, плотными, прослоями мелкокавернозными. Известняки плотные, серые, трещиноватые с примазками глины. Толщина серпуховских отложений 88 – 106 м.
Среднекаменноугольныйотделпредставлен московским и башкирским ярусами. Нижняя часть отдела в разрезах скважин Кудрявцевской площади отсутствует, поэтому среднекаменноугольные отложения с перерывом залегают на породах нижнего карбона.
Отложения б а ш к и р с к о г о яруса представлены известняками светло-серыми, органогенно-детритовыми, фораминиферово-водорослевыми. Встречаются пористые и трещиноватые разности пород, участками нефтенасыщенные, с глинистыми примазками и редкими прослоями аргиллитов и доломитов. Толщина башкирских отложений 57 – 88.2 м.
М о с к о в с к и й ярус включает верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейские отложения представлены переслаиванием известняков и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов, мергелей, алевролитов. Известняки темно-серые, плотные, средней крепости, фораминиферово-детритовые, часто пористые, крепкие, участками окремненные, доломитизированные. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, неравномерно сильно известковистые, участками алевритистые. Толщина верейского горизонта 33 – 55.1 м.
Каширский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов и редкими маломощными прослоями аргиллитов в нижней части горизонта. Известняки серые, коричневато-серые, фораминиферо-детритовые, реже водорослево-фораминиферовые, частично доломитизированные и сульфатизированные. Доломиты серые, светло- и темно-серые, микро-тонкозернистые, с реликтами детрита. Толщина каширских отложений 58 – 85м.
К каширско-верейским отложениям приурочены залежи нефти.
Отложения подольского и мячковского горизонтов представлены известняками и доломитами, чередующимися между собой. Преобладают известняки светло-серые и серые, фораминиферово-водорослевые, детритово-фораминиферовые, неравномерно доломитизированные и сульфатизированные. Доломиты светло-серые и серые, с коричневатым оттенком, неравномерно известковистые, сульфатизированные, пористые и трещиноватые, с прослоями аргиллитов. Толщина отложений изменяется от 188 м до 208м.
Разрез верхнекаменноугольных отложений представлен известняками и доломитами. В нижней части отдела преобладают известняки, в верхней – доломиты. Известняки светло-серые и серые, детритово-фораминиферовые, неравномерно доломитизированные, разбиты стилолитовыми швами. Доломиты светло-серые, тонко-мелкозернистые, с включениями ангидрита, распространены пористо-кавернозные и плотные разности. Толщина отложений изменяется в пределах 72 – 118 м.
Пермская система представлена двумя отделами: нижним и верхним.
В составе нижнепермских отложений выделяются ассельский + сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Разрез а с с е л ь с к и х и с а к м а р с к и х отложений представлен чередованием доломитов серых, плотных, крепких, иногда пористых, и известняков темно-серых, плотных, очень крепких, пористо-кавернозных и трещиноватых, с тонкими прослоями аргиллита и включениями голубовато-серого ангидрита. Толщина отложений составляет 108–174.8 м.
Характеристика разрезов артинского, кунгурского, уфимского и казанского ярусов пермской системы и залегающих на них со стратиграфическим несогласием четвертичных отложений приводится по отчетам о результатах структурного и структурно-параметрического бурения на Ошьинской, Кирилловской, Южно-Москудьинской, Западно-Михайловской, Северо-Москудьинской и Западно-Альняшской площадях (1983 – 1996 гг.).
В пределах исследуемого района отложения а р т и н с к о г о яруса представлены преимущественно ангидритами голубовато-серыми, плотными, крепкими с включениями и незначительными по мощности прослоями доломитов и глин. Толщина артинского яруса колеблется от 35.4 м до 51 м.
В пределах к у н г у р с к о г о яруса выделяются филипповский + иренский горизонты, представленные однородной ангидритово-доломитовой толщей, где доломиты преобладают над ангидритами. Верхняя часть иренского горизонта сложена снизу вверх двумя пачками: доломитовой и ангидритовой. Толщина кунгурского яруса 39.4 – 44 м.
Отложения верхнего отдела в пределах исследуемого района представлены породами уфимского яруса в составе соликамского, шешминского горизонтов и белебеевской свиты казанского яруса. Породы соликамского горизонта, сложены преимущественно доломитами и известняками с прослоями ангидритов. Отложения шешминского горизонта и белебеевской свиты представлены толщей пестроокрашенных терригенных пород: алевролитов, аргиллитов, глин и песчаников, в различной степени переслаивающихся между собой, с включениями линз и тонких прослоев мергелей и известняков. Толщина отложений изменяется от 380 м до 483 м.
Отложения четвертичного возраста залегают повсеместно на размытой поверхности пермских отложений. Представлены суглинками, глинами, супесями, а на вершинах водоразделов – галечниками и конгломератами. Суглинки и глины буровато- и коричневато-серые, с включениями и пропластками песка серого, крупно- и среднезернистого. Встречается галька изверженных пород. Толщина четвертичных отложений с учетом структурных скважин изменяется от 5 – 8 м до 19 м.
Особености тектоно-седиментационного развития территории
В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Верхнекамской впадины, на северном склоне Москудьинского вала и приурочено к трем поднятиям: Кудрявцевскому, Западно-Кораблевскому и Кораблевскому (рис.2.).
Рис. 2. Выкопировка из схемытектонического районирования
Следует отметить, что более детально изучена площадь месторождения, охваченная сейсморазведочными работами методикой 3D (2002г.), куда входят Кудрявцевское и Западно-Кораблевское поднятия. В районе Кораблевского поднятия проведена сейсморазведка 2D (1998г.). Анализ результатов бурения скважин и сейсмические материалы позволили уточнить структурные построения по отражающим горизонтам (IIП IIК IП) и проследить характер и общие закономерности тектонического строения поднятий.
Наиболее глубокозалегающим исследуемым отражающим горизонтом является IIIП, отождествленный с подошвой девонских терригенных отложений. В пределах изучаемой территории поверхность моноклинально погружена в северо-восточном направлении и осложнена небольшими приподнятыми зонами (рис.2.2), послужившими основаниями для зарождения и формирования во франско-фаменское время рифогенных построек, рост которых продолжался вплоть до турнейского века. К таким рифогенным образованиям, высота которых достигает 590 м, и относятся поднятия Кудрявцевского месторождения. Наличие на площади некоторой зональности формы сейсмической записи свидетельствует о различных условиях формирования приподнятых участков.
В районе Западно-Кораблевского поднятия наблюдается кольцеобразный характер распределения сейсмической записи. С северо-запада и востока структуры выделены два разрывных нарушения, прослеживающихся вплоть до ОГ III, отождествленного с кровлей девонских терригенных отложений. Генезис структуры определен, как тектоно-седиментационный, т.к. ее образование происходило благодаря структуроформирующей особенности рифовых фаций верхнефранско-фаменских отложений при подчиненной роли тектонического фактора.
В районе Кудрявцевского поднятия, находящегося в более погруженной части, характер сейсмической записи иной, что вероятно, связано с меньшим влиянием тектонического фактора. Следует отметить, что основной рост рифов происходил в фаменское время в благоприятных условиях мелководного шельфа, что хорошо видно на рисунках 2.4, 2.5 и подтверждается данными бурения скв. 206, вскрывшей 100 м франских и 285 м фаменских рифогенных образований.
Как отмечено выше, Кораблевская структура находится за пределами площади работ 3D, поэтому изучена менее детально. Хотя, пробуренная скв. 138 вскрыла залежи нефти в тульских терригенных и верейских карбонатных отложениях, но о конфигурации и расположении сводовой части поднятия говорить преждевременно, т.к. южное крыло вершины совсем не охарактеризовано сейсморазведочными профилями. Для оконтуривания структуры необходимо провести детальные сейсморазведочные работы.
С турнейского времени происходило облекание органогенных построек различными породами, часть из которых (турнейские карбонатные, визейские терригенные и каширско-верейские карбонатные) с улучшенными коллекторскими свойствами, послужили резервуарами для накопления УВ.
С целью изучения строения отложений и прогнозирования зон распространения коллекторов построены акустические модели по ряду скважин. По данным РК и АК толщина турнейских отложений составляет 53 – 92 м и характеризуется в основном скоростями около 6000 м/с, на фоне которых пониженными значениями выделяются пористые разности.
Поверхность ОГ IIП, отождествленная с кровлей турнейского яруса, имеет расчлененный характер, что обусловлено наличием структур облекания органогенных построек, а также деятельностью в посттурнейское время эрозионно-карстовых процессов. О существовании размывов в кровельной части турнейского яруса свидетельствуют особенности сейсмической записи и материалы ГИС. Так на Западно-Кораблевском поднятии в скв. 3 и скв. 44 размыв достигает 16 м. На западном склоне структуры эрозионно-карстовые процессы происходили менее интенсивно: в скв. 57 и скв. 58 размыта пачка карбонатных пород толщиной около 5 м. Ниже в таблице приведены размеры поднятий по замыкающим изогипсам ОГ и углы падения крыльев.
Для выявления на площади зон наибольших морфологических изменений, разрывных нарушений, а также уточнения границ рифовых построек, их внешних и внутренних контуров привлечены карты наклонов и кривизн поверхностей То отражающих горизонтов. На рис.2.6 приведены карты этих параметров по линии То ОГ IIП в сравнении с внешним и внутренним контурами рифа, намеченными по волновым полям. Контуры рифов в основном контролируются градиентными значениями параметров.
В качестве вспомогательного материала при изучении геологического строения месторождения использованы слайсы (срезы) /4/. Рисунок 2.7. иллюстрирует срез на постоянном времени и срез относительно линии Т0 отражающего горизонта IIК (седиментационный срез). Зональность распределения положительных и отрицательных амплитуд подчеркивает кольцеобразную форму поднятий, отделяет от Москудьинского вала в самостоятельное поднятие - Кудрявцевскую структуру.
Анализ слайсов на различных временах (рис.2.8,2.9,2.10) показывает особенности развития Западно-Кораблевской и Кудрявцевской структур. На Кудрявцевской структуре кольцеобразное поле сохраняется по всем слайсам. Более изменчивая и сложная картина отмечается на Западно-Кораблевском поднятии, где в центральной части структуры выделяется зона аномальных значений, разделяющая данный купол на восточную и западную части,что, вероятно, связано с эрозионно-карстовыми явлениями. На всех слайсах отчетливо видно, что Западно-Кораблевская структура объединяется с Москудьинским валом, а Кудрявцевская-обособлена. Таким образом, можно предположить существование в живетско-тиманское время единого основания для Западно-Кораблевской структуры и Москудьинского вала, находящегося юго-западнее и обособленное расположение Кудрявцевской структуры.
Палеоструктурный план территории конца турнейского века оказал существенное влияние на распределение толщины визейского терригенного комплекса. На исследуемой территории общая толщина визейских терригенных отложений по данным ГИС колеблется от 35 м до 64 м. Анализ изменения толщины показал различное ее распределение, как в пределах поднятий, так и в целом по площади. На сводах структур наблюдается ее закономерное сокращение, а в зонах развития карста – (на Западно-Кораблевском поднятии) аномальное увеличение на 10–21 м. Толщина визейских терригенных отложений на Западно-Кораблевском поднятии составляет 35 – 56 м. На Кудрявцевском поднятии толщина визейской терригенной толщи меняется от 37 м на сводовой и до 64 м на склоновой частях, что обусловлено нахождением его в более погруженной части.
В работе /4/ показано, что прогнозирование зон развития коллекторов в визейском комплексе на основании кластерного анализа сейсмической записи является сложной задачей ввиду незначительной (менее 40м) его толщины в сводовых частях структур, а также искажением сейсмической записи на крутых склонах поднятий.
Детальная корреляция разрезов скважин показывает латеральную изменчивость отложений и циклическое строение толщи. Для изучения фациальных обстановок проанализированы толщины песчаных пластов и описание керна. Анализ фациального и циклического строения визейской терригенной толщи позволил воспроизвести историю геологического развития исследуемой территории.
В составе визейской терригенной толщи выделены косьвинский, радаевский, бобриковский и тульский горизонты. Продуктивность разреза визейских отложений связана с пластами Бб и Тл2-б, характеризующихся фациальной изменчивостью.
В разрезе бобриковских отложений на Западно-Кораблевском поднятии (скв. 3, 8, 10, 42, 44, 54, 56 и 59) вскрыты песчаники увеличенной толщины (более 6 – 10 м до 18.4 м), характеризующиеся литологической однородностью. В скв. 3 и 44 бобриковскими песчаниками заполнен эрозионно-карстовый канал, образовавшийся в посттурнейское время. Наряду с этим вскрыты разрезы, где коллекторы отсутствуют (скв. 1, 6 19 и 138). Анализ материалов ГИС, а также региональные представления об особенностях седиментации в ранневизейское время, позволяют предположить, что накопление песчаных осадков происходило в прибрежно-морских условиях, в подводной части дельты. Новая регрессия моря вызвала оживление речной сети и существенное изменение всего палеоландшафта. Площадь аллювиально- дельтовой равнины достигает максимальной величины. Речные долины расширяются, а выполняющие их аллювиальные песчаники образуют мощные пачки. Распространение зон увеличенных толщин бобриковских песчаников в пределах поднятий различное. На Кудрявцевском поднятии они приурочены к склоновой части. В пределах Западно-Кораблевского поднятия наблюдается полосовидная зональность, связанная с обстановками дельтовых фаций. Прослеживается узкая протока (палеорусло), секущая поднятие в субмеридиональном направлении, что, вероятно, нашло отражение на рис.10. В последующий период времени в связи с начавшейся новой трансгрессией происходит постепенное сокращение площади аллювиальных отложений и одновременное расширение площади прибрежно-морских обстановок. Береговая линия перемещается, образуя ряд опресненных заливов и лагун, в которых отлагались глинисто-алевритовые осадки. Нефтеперспективность бобриковских отложений, некоторым образом связана и с эрозионно-карстовыми процессами, имевшими место на площади в турнейско-ранневизейское время /4/. В результате их деятельности на Западно-Кораблевском поднятии образовались зоны увеличенных толщин песчаников, заполнивших эрозионно-карстовый канал в скв. 3 и 44 в раннебобриковское время.
Тульские отложения имеют тонкослоистое строение и представлены двумя-тремя прослоями, характеризующимися различной выдержанностью.
Все особенности рельефа поверхности карбонатных отложений, а также процессов седиментации находят свое отражение и на кровле тульских терригенных отложений (ОГ IIК), за исключением зон, где в посттурнейское время происходили эрозионно-карстовые процессы. Поднятия сохраняют свои формы, размеры, амплитуду.
Выше по разрезу выделен ОГ IП, отождествленный с кровлей башкирских карбонатных отложений, поверхность которого в общих чертах повторяет поведение нижележащих горизонтов с закономерным выполаживанием структурных форм.
Таким образом, в результате комплексной интерпретации данных ГИС и материалов сейсморазведки уточнено тектоническое строение поднятий месторождения и выявлены особенности их развития:
1. Поднятия закартированы по трем отражающим горизонтам (IIП, IIК, IП) и являются типичными структурами облекания органогенных построек позднедевонского возраста, в коллекторах которых аккумулируются УВ, образуя природные скопления – залежи.
2. Вверх по разрезу поднятия сохраняются, выполаживаясь, о чем свидетельствуют уменьшение амплитуды и углов падения.
3. Несогласное залегание кровли турнейского яруса и кровли тульских терригенных отложений, вследствии деятельности эрозионно-карстовых процессов в посттурнейское время.
4. Западно-Кораблевское поднятие имеет общее основание с Москудьинским валом, а развитие Кудрявцевской структуры было обособленным.
5. Кораблевское поднятие недоразведано и требует дополнительных детализационных работ методикой 3D.
Нефтегазоносность
Разбуривание месторождения эксплуатационным фондом скважин, а также сейсморазведочные работы, проведенные в 1998 г.(2D) и 2002 г.(3D) позволили уточнить его геологическое строение и изменить ранее сложившиеся представления о выявленных залежах. В результате детальной корреляции выделены следующие проницаемые пласты: турнейский (Т), бобриковский (Бб), тульские (Тл2-а, Тл2-б) и каширско-верейские (КВ1, В3В4), (Граф.П.2,3). Сведения по интерпретации пластов-коллекторов представлены в таблице П.2.1. Характеристика толщин продуктивных пластов и статистические показатели характеристик неоднородности пластов приведены в таблицах П.2.2 и П.2.3. Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов, а также нефтенасыщенности, рассчитанных разными методами представлены в таблице П.2.4, статистические ряды распределения проницаемости продуктивных пластов по керну – в таблице П.2.5.
Промышленная нефтеносность установлена в 5 (из 6) проницаемых пластах, выделенных в пределах четырех нефтегазоносных комплексов: верхнедевонско-турнейского карбонатного (пласт Т), нижне-средневизейского терригенного (пласты Тл2-б и Бб), верейского (пласт В3В4) и каширско-гжельского (пласт КВ1) карбонатных. Пласт Тл-2а является водоносным.
Залежи нефти выявлены на трех поднятиях: Кудрявцевском, Западно-Кораблевском, Кораблевском и приурочены к одному или нескольким пластам. Геологическое строение разреза месторождения показано на графических приложениях 4-5.
Обоснование ВНК залежей по пластам проведено по поисковым, разведочным и эксплуатационным скважинам с удлинением (ΔL) до 70 м. При отсутствии таковых для подтверждения установленного ВНК привлекались данные по наклонным скважинам с ΔL более 70 м. При обосновании ВНК интервалы перфорации приводятся с учетом проницаемых пропластков в этих скважинах. Водонефтяные контакты по залежам с карбонатными коллекторами приняты на отметках нижних отверстий интервалов перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть. В залежах, приуроченных к терригенным коллекторам, водонефтяные контакты приняты по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин.
Ниже приводится описание продуктивных пластов по каждому нефтегазоносному комплексу.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
Промышленная нефтеносность комплекса, кроме Кудрявцевского, установлена и на соседних месторождениях нефти (Москудьинском иАптугайском). В исследуемом интервале продуктивными являются верхняя часть фаменских рифогенных образований и турнейские карбонатные породы, связанные со структурами их облекания. Зарождение рифов начиналось в верхнефранское время на приподнятых участках, существовавших к этому времени, и продолжалось вплоть до турнейского века /4/. Следует отметить, что фаменские продуктивные отложения вскрыты частично и лишь в купольных скважинах. Разрез турнейской толщи, с которой связана основная нефтеносность месторождения, представлен чередованием пористых и уплотненных разностей известняков и доломитов. Выделенные в разрезе пористые карбонатные разности пород, так называемые зоны разуплотнения, по-видимому, связаны с проявлением палеокарста, широко развитым в исследуемом районе. В результате деятельности эрозионно-карстовых процессов в ряде скважин отмечен размыв верхней части турнейского яруса /4/. Данные АК свидетельствуют о различной скоростной характеристике турнейских отложений. В частности, более плотные и высокоскоростные породы наблюдаются в скв. 43 и 206; проницаемые и низкоскоростные прослои, образующие пласты-коллекторы, отмечены в скв. 53, 54 и 209. Следует отметить, что скважина 206, разрез которой представлен уплотненными высокоскоростными породами, имеет проницаемость призабойной зоны до 61.2 мкм2 и является добывающей. Первые полгода скважина работала с высокими дебитами нефти (до 121 т/сут.), затем начала обводняться и через 2 года обводненность достигла 80 %. Анализ динамики добычи и обводненности эксплуатационных скважин, разрабатывающих турнейские залежи, показал на высокие дебиты нефти в начальный период разработки и быстрое их обводнение уже на второй-третий год работы. Причем, некоторые скважины обводнены уже при пуске в эксплуатацию. Учитывая высокую вязкость турнейской нефти, подобные явления можно объяснить сложностью карбонатных коллекторов, в формировании емкостно-фильтрационных свойств которых наряду с обычной пористостью, важную роль играют трещины и каверны, способствующие проникновению вод и движению их по трещинам.
Трещиноватость и кавернозность обычны для карбонатных пород, что обусловлено механическими и физико-химическими свойствами карбонатов (хрупкость в сочетании с жесткостью, подверженность растворения пресной водой, способность к перекристаллизации и т.д.). Вторичная пустотность часто является доминирующей по отношению к первичной межкристаллической при формировании коллекторских характеристик карбонатной породы /5/. В связи с этим, проблема изучения трещинных коллекторов приобрела весьма актуальное значение. Выяснение происхождения трещиноватости крайне сложное дело и возможно лишь на основе изучения петрографических и геологических данных, характеризующих породы при наличии большого количества керна, а также специальных исследований в скважинах. В большинстве случаев трещиноватость пород обусловлена тектоническими процессами, реже - диагенетическими. Следует отметить, что до позднетиманского времени (ОГIII) основным структурообразующим фактором на данной территории являлся тектонический, о чем свидетельствуют данные сейсморазведки 3D. Не исключено, что тектонический фактор оказал влияние и на процесс седиментации отложений в фаменско-турнейское время. Однако, сейсмические исследования методом 3D не позволяют картировать трещиноватость пород. Методы стандартного комплекса ГИС разработаны для изучения коллекторов порового типа и не дают однозначного решения в условиях развития коллекторов смешанного типа. Качество волнового акустического широкополосного каротажа (АКШ), проведенного в скв. 51 не позволило использовать его для установления зон трещиноватости. Поэтому, с целью выявления и оценки зон различных неоднородностей (карст, кавернозность, трещиноватость и другие нарушения сплошности пород), в карбонатных отложениях турнейского яруса необходимо рекомендовать проведение опытных работ в скважинах по изучению около - и межскважинного пространства геофизическими и гидродинамическими исследованиями.
В работе проведены исследования нижнекаменноугольных сложнопостроенных карбонатных коллекторов с целью уточнения геологических моделей залежей на примере Кудрявцевского и Енапаевской группы месторождений. На основе разработанной методики комплексного использования методов ННК-Т, АК, ГГК-П и гидродинамических исследований скважин создана модель турнейско-фаменских отложений, позволившая объяснить причины раннего обводнения эксплуатационных скважин и падения добычи нефти на 2-3й год разработки залежей. В результате комплексной интерпретации методов ННК-Т, АК и ГГК-П установлено, что в данных отложениях широко развита система микротрещиноватости и кавернозности, которая обеспечивает гидродинамическую связь между порами и кавернами, содержащими УВ. Мониторинг пластовых давлений в скважинах показал, что за весь период разработки залежей давление уменьшилось на 0.5 МПа. Следствием незначительного падения давления в залежах за время их эксплуатации является упруго-водонапорный режим, обеспечивающий раскрытость микротрещин и быстрое обводнение залежи пластовыми водами.
Таким образом, на основании вышеизложенного можно предположить, что коллекторы турнейских отложений на Кудрявцевском месторождении имеют сложное строение. Преобладающим типом коллекторов является поровый и трещинно - поровый, а также присутствуют и порово-кавернозные породы. Исследование природы пористости и проницаемости карбонатных пород позволяет более эффективно проводить разработку связанных с ними залежей нефти.
Ранее, при оперативном подсчете запасов, в пределах турнейско-фаменских карбонатных отложений были выделены два продуктивных пласта (Т1 и Т2+Т3) с разными водонефтяными контактами на разных поднятиях. В настоящей работе анализ комплекса ГИС исследуемого интервала показывает плохую коррелируемость разреза, что подтверждено и геолого-статистическими разрезами данной толщи, приведенными в работе /4/. Результаты испытаний, динамика добычи нефти и обводненности скважин, а также идентичность пластовых нефтей из разных интервалов разреза, позволяют предположить, что турнейские и фаменские отложения преставляют собой единую толщу с развитой системой микротрещин и каверн, сообщающихся между собой, обеспечивая гидродинамическую связь между ними. Залежи углеводородов полностью подстилаются водой, которая при разработке перемещается в основном по вертикали. В емкостном объеме таких залежей большая роль, вероятно, принадлежит субвертикальным трещинам, которые и служат основными путями для перемещения жидкостей. Поэтому залежи нефти в карбонатных коллекторах сложные, пластово - массивного типа, приуроченные, в основном, к продуктивной части турнейской толщи (пласт Т) и частично, к верхней части фаменских отложений с едиными ВНК на каждом поднятии и имеют ряд отличий от залежей в обычных поровых коллекторах, типичных для большинства терригенных отложений /5/. К числу таких относятся:
1. большая толщина продуктивного пласта или массива,
2. сравнительно большая высота залежи,
3. относительно высокая доля эффективной толщины в общей толщине пласта,
4. резкая неоднородность емкостно-фильтрационных свойств коллекторов,
5. плохая коррелируемость разрезов скважин.
Очевидно, что проявление этих характерных особенностей обусловлено, прежде всего, наличием трещин, обеспечивающих лучшую гидродинамическую связанность резервуара. Этим объясняется преимущественный тип залежи.
Учитывая, что основная продуктивность исследуемых отложений связана с турнейскими карбонатными породами, можно считать, что залежи приурочены к пласту Т. Правильное определение типа залежей имеет большое значение для решения проблемы выбора интервалов перфорации, для организации наблюдения за процессами заводнения залежей и, соответственно, для обоснования мер по управлению разработкой.
Пласт Т. Промышленная нефтеносность турнейских отложений установлена на Кудрявцевском и Западно-Кораблевском поднятиях.
На Кудрявцевском поднятии продуктивный пласт вскрыт в скв. 6, 11, 14, 19, 50, 51, 52 и 206. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.2*1,2 км, высота - 104.2 м. Скв.12, 53, 207 и 208 вскрыли законтурную (водоносную) часть разреза. Наинисшая отметка нефти, полученной при испытании в колонне, отмечена в скважине 52 и составляет 1373м. В скв. 214 с абс. отметки 1272.5 получена пластовая вода. Таким образом, ВНК залежи нефти на Кудрявцевском поднятии находится на абс. отметке минус 1373 м. Данные ГИС и результаты испытаний остальных скважин не противоречат принятому ВНК. С 1989 года залежь находится в разработке. Все скважины, установившие нефтеносность пласта на этом поднятии, являются добывающими. Первой пробурена и введена в эксплуатацию скв. 206. Проработав полтора года с Qн=25.1-121.1 т/сут., скважина обводнилась до 60 %, а к концу 1995 года, обводненность составила 99.9%. После 12 лет работы скважина была остановлена и переведена на вышележащий объект (Бб). Затем в 1992 - 1994 г.г. в разработку были введены и остальные скважины, которые также начали быстро обводняться. Скв. 52 обводнилась на второй год работы и была остановлена. Скв. 6 работала до 2000 года, полностью обводнилась и переведена на вышележащий объект (Тл-2б). Всего на дату подсчета из залежи отобрано 239 тыс. тонн нефти.
Нефтеносность пласта на Западно-Кораблевском поднятии установлена в скважинах 2, 3, 7, 8, 9, 42, 44, 55, 57, 58, 59 и 209. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.5*1.6 км, высота - 74.9 м. Скв. 54, 137 и 213, вскрывшие водоносную часть пласта, находятся за контуром нефтеносности (Граф.П.6). Водонефтяной контакт залежи нефти принят на абс. отметке минус 1344м по данным ГИС и результатам испытаний скв. 59 с ΔL=86.8 м (табл. 1). Противоречивыми данными являются результаты испытания в скв. 1, где пластовая вода получена с абс. отм. -1325.4 м. По предварительному заключению каротажа пласт не рекомендовался к испытанию ввиду малой его мощности, т.к. промышленный приток из него невозможен. Однако перфорацией вскрыты два проницаемых прослоя толщиной по 0.8 м. Учитывая, трещинно-поровый коллектор и то, что турнейские нефти являются высоковязкими, появление воды, более подвижной, можно объяснить, как переток из нижележащих водоносных коллекторов толщиной до 2.4 м. Отсутствие потокометрических исследований не позволяет определить работающие пропластки. Надо отметить, что скважина расположена в 300 м от добывающей с 1989 г. скв. 209, которая на дату испытания (05.90г.) скважины 1 уже начала обводняться. Учитывая этот факт, а также предполагая наличие сложного типа коллектора, можно допустить появление воды в скв.1. В скв. 42 при испытании в колонне из интервалов верхней и нижней частей турнейских отложений (1536-1538,1541-1544 и 1587-1593) также получили пластовую воду. По данным ИНК (импульсный нейтронный каротаж) и по заключению ГИС пласты являются нефтенасыщенными, водоносность установлена с глубины 1612.3 (-1345.1) м. Позднее, при испытании интервала (1555-1570), находящегося между испытанными, получили приток нефти дебитом 2.8т/сут. Появление воды возможно из нижележащих водоносных коллекторов с толщиной до 10.4 м, что еще раз подтверждает наличие сложного типа коллектора. Остальные скважины не противоречат принятому ВНК. С февраля 1989 года залежь находится в разработке. Первой в эксплуатацию введена скважина 209, в следующем году в работу подключилась скв.7, обе скважины, проработав 2 года, начали обводняться. Нижняя часть залежи разрабатывается с 1990 года скважинами 2, 3, 8 и 9, которые к 1993 году обводнились до 80 %. В этом же году в эксплуатацию введены еще 4 скважины (42, 44, 57 и 58), разрабатывающие верхнюю часть залежи, которые также быстро обводнились. Скв. 42, после обводнения в 2000 году переведена на С2. Скв.58 сразу начала работать с Qн=0.3 т/сут. и 95,2 % воды и через три года также переведена на вышележащий объект. Всего из залежи отобрано 846 тыс. тонн нефти.
Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о сложном строении турнейского резервуара, являющегося основным объектом разработки на Кудрявцевском месторождении, из которого отобрано 80% от всей добытой нефти. Отложения сложены высокопроницаемыми трещинно-поровыми и порово-кавернозными породами, вследствие чего многие скважины характеризуются высокими продуктивными характеристиками. Анализ разработки турнейских залежей показал, что все скважины, в основном, вступают в эксплуатацию с высокими дебитами нефти и, проработав 2-3 года, обводняются. Большинство скважин продолжают работать с незначительными дебитами нефти (0.4-1.6 т/сут.) и большим содержанием воды (до 95%). Часть скважин, вследствие полного обводнения, переведена на вышележащие объекты.
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс.
Нефтеносность данного комплекса доказана как на Кудрявцевском, так и на близлежащих месторождениях (Москудьинском и Аптугайском). В пределах указанных отложений выделено три проницаемых пласта: Тл2-а, Тл2-б и Бб (Граф.П.2.). Продуктивными являются пласты Тл2-б и Бб, литологически представленные песчаниками и алевролитами. Раздел между ними маломощный (2-3 м), сложен глинистыми непроницаемыми породами, и не всегда прослеживается во всех скважинах. Отсутствие четких, выраженных разделов между выделенными пластами позволяет предположить наличие двухпластовых залежей с единой гидродинамической системой, как на Кудрявцевском, так и на Западно-Кораблевском поднятиях (Граф.П.4). Результаты испытаний не противоречат данным моделям залежей. Аналогичные залежи в этих отложениях выделены и на Москудьинском месторождении. На Кораблевском поднятии залежь нефти приурочена к одному пласту Тл2-б. В бобриковских отложениях коллекторы на этом поднятии замещены плотными породами.
На Кудрявцевском поднятии ВНК принят на абсолютной отметке минус 1358 м по данным ГИС и результатам испытаний скв. 12, где наинисшая отметка полученной при испытании нефти - 1358.5 м (табл. 1). В скв. 5 и 53 с абсолютной отметки минус 1358-1358.4 по промыслово-геофизическим данным коллектор водоносный, а в скв. 208 с абсолютной отметки минус 1359.9 м получен приток пластовой воды, что подтверждает принятый ВНК. Однако, позднее, в скважине 208, после установления цементного моста, был проперфорирован вышележащий интервал 1578.6-1580.6 (-1352.5-1354.5), который дал пластовую воду с пленкой нефти. Учитывая высокую вязкость нефти и то, что данный интервал по ГИС является нефтенасыщенным, можно допустить поступление, более подвижной воды снизу, ввиду возможного нарушения целостности цементного моста.
На Западно-Кораблевском поднятии водонефтяной контакт отбит на абсолютной отметке минус 1297 м на основании результатов испытания наклонной (ΔL = 86 м) скважины 59, где подошва нефти находится на абсолютной отметке минус 1297.2 м. Несколько ниже установлен ВНК в скв. 56, также являющейся наклонной (ΔL = 106.4 м), где нефть получена до абсолютной отметки минус 1299.9 м, что учтено в нефтенасыщенной толщине. Остальные скважины не противоречат принятому ВНК.
На Кораблевском поднятии ВНК залежи принят условным на абсолютной отметке –1281 м по данным испытания скв. 138.
Ниже приводится краткое описание пластов снизу вверх.
Пласт Бб является выдержанным по площади.
На Кудрявцевском поднятии нефтеносность пласта установлена в 8 скважинах (5, 12, 13, 16, 40, 41, 207 и 214), скв. 5, 53 и 208 вскрыли водоносную часть пласта и находятся за контуром нефтеносности. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.4*1.3 км, высота - 102.2м. Замещение коллекторов плотными породами отмечено в скв. 6 и 19. Разработка пласта на Кудрявцевском поднятии ведется с 1991 г. скважинами 5, 13, 16, 40, и 41. Всего на дату подсчета из пласта отобрано 72 тыс. тонн нефти, что составляет 55 % от добычи всей залежи (89 тыс. тонн).
На Западно-Кораблевском поднятии продуктивный пласт вскрыт в 4 скважинах (10, 43, 56 и 59), - все скважины находятся в эксплуатации. В скв. 1 коллекторы замещены плотными породами. Скв. 54 и 213 находятся за контуром нефтеносности. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.1*1.2 км, высота – 51 м. Разработка залежи на данном поднятии ведется только в пласте Бб с 1990 г. На дату подсчета из пласта отобрано 59 тыс. тонн нефти.
Таким образом, в пределах пласта Бб выявлены две залежи нефти: на Кудрявцевском и Западно-Кораблевском поднятиях. Всего из двух залежей пласта Бб отобрано 131 тыс. тонн нефти, что составляет 89 % от всей добычи визейских отложений (148 тыс. тонн). Пласт Бб является одним из основных объектов разработки в визейской терригенной толще.
Пласт Тл2-б является выдержанным по площади и лишь в 3х скважинах на Западно-Кораблевском поднятии коллекторы замещены плотными породами. (Граф.П.16). Скв. 54, 131, 137, 208 и 213 вскрыли водоносные породы. Промышленная нефтеносность пласта доказана испытанием на Кудрявцевском (в скв. 6, 12, 53, 207 и 214) и на Кораблевском (в скв.138) поднятиях.
На Кудрявцевском поднятии пласт Тл2-б эксплуатируется с 1994 г. тремя скважинами (6, 12, 53). Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.8*1.5 км, высота – 119.1 м. Всего на дату подсчета из пласта отобрано 17 тыс. тонн нефти, что составляет 19% от добычи залежи в целом (89 тыс. тонн).
На Кораблевском поднятии в пласте Тл2-б залежь нефти вскрыта скважиной 138, где при испытании в колонне получен приток нефти дебитом 1.4 т/сут., после чего скважина была переведена на вышележащий объект (пласт КВ1). Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.2*1.0 км, высота – 12 м.
На Западно-Кораблевском поднятии нефтеносность пласта установлена по промыслово-геофизическим данным. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.5*1.3 км, высота – 63.8 м.
Таким образом, в пределах пласта Тл2-б залежи нефти выявлены на всех трех поднятиях. Разработка пласта ведется только на Кудрявцевском поднятии. Отбор нефти пласта составил 11% от добычи по залежам визейской терригенной толщи (148 тыс. тонн).
Пласт Тл2-а проницаем в 11 скважинах на Западно-Кораблевском поднятии и в 2-х – на Кудрявцевском, причем во всех скважинах является водоносным. В 8 скважинах на Западно-Кораблевском поднятии и в 16 – на Кудрявцевском коллекторы замещены плотными породами. Таким образом, пласт представлен отдельными линзовидными водонасыщенными пропластками. Опробование пласта проведено в скважине 207 на Кудрявцевском поднятии, где при испытании в колонне получен приток пластовой воды. Таким образом, пласт Тл2-а промышленного интереса не представляет и в дальнейшем не рассматривается.
На основании вышеизложенного, можно заключить, что результаты комплексной интерпретации материалов сейсморазведки и данные бурения позволили уточнить строение визейской терригенной толщи, а следовательно и уточнить геологические модели выявленных залежей нефти.
Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Отложения данного комплекса представлены чередованием плотных и проницаемых разностей известняков с редкими прослоями доломитов. Промышленная нефтеносность комплекса связана с пластами В3 и В4, находящимися в подошвенной части верейского горизонта. Продуктивность пластов доказана и на соседних месторождениях: Москудьинском и Аптугайском. Оба пласта небольшой толщины с маломощным разделом, разрабатываются совместно, поэтому рассматриваются как единый пласт и единый подсчетный объект В3В4.
Пласт В3В4 является выдержанным по площади.
Промышленная нефтеносность пласта установлена в скв. 15, 17, 18, 31, 32, 207 и 214 на Кудрявцевском и в скв. 4, 34, 35 и 36 на Западно-Кораблевском поднятиях. Скважины 12, 131, 137, 138, 208 и 213 являются водоносными. Таким образом, в пределах пласта В3В4 выделены две залежи нефти.
Залежь на Кудрявцевском поднятии выявлена в 1989 году скв.207, давшей при испытании фонтанный приток нефти. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.3*1.4 км, высота – 47.2 м. ВНК принят условным, без изменений, т.е. на абсолютной отметке минус 970 м на основании результатов испытаний скважины 214 (табл. 1). В скв.31 (ΔL = 108.4м) из интервала перфорации (-964.1-967.5) с учетом проницаемых прослоев получили нефть с водой. ВНК находится на абсолютной отметке минус 964.6 м, т.е. на 2.4 м выше принятого, что учтено в нефтенасыщенной толщине. Остальные скважины не противоречат принятому ВНК. С 1989 г. залежь находится в разработке. На дату подсчета добывающими являются скв. 15, 18 и 32. Скв.207 и 214 остановлены, скв. 17 является нагнетательной, скв. 31 - контрольной. Всего из залежи отобрано 72 тыс. тонн нефти.
Залежь нефти на Западно-Кораблевском поднятии вскрыта в 1990 году скважиной 4. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.5*1.7 км, высота – 47 м. ВНК принят условным, без изменений, т.е. на абсолютной отметке минус 957 м, на основании промыслово-геофизических исследований скважины 1 (табл. 1). Наинисшая отметка (-941.8 м) нефтяного пропластка, давшего при испытании нефть, вскрыта в скв.35 (ΔL=87 м). Разработка залежи началась с 1990 года. На дату подсчета добывающими являются скв. 4, 34, 35, 36, скв. 58 - нагнетательной. Всего из залежи отобрано 43 тыс. тонн нефти.
Каширско-гжельский нефтегазоносный комплекс
Отложения комплекса представлены, в основном, известняками и реже доломитами. Промышленная нефтеносность установлена в пластах К и В1, как на Кудрявцевском, так и на соседних месторождениях: Москудьинском и Аптугайском. По промыслово-геофизическим данным проницаемый пласт К выделяется в подошвенной части каширского горизонта, в кровле верейского горизонта прослеживается пласт В1. Небольшая толщина пластов и маломощный плотный аргиллитовый раздел между ними позволяют рассматривать их, как единый пласт и единый подсчетный объект КВ1.
Пласт КВ1 является выдержанным, как по площади так и поразрезу.
Промышленная нефтеносность пласта на Кудрявцевском поднятии установлена в скв.208, где при испытании в колонне получили приток нефти (Qн=3 т/сут.) и пластовую воду (Qв=8.8 м3/сут.). Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.5*1.4 км, высота – 50.7 м. Все скважины находятся в контуре нефтеносности. ВНК принят на абсолютной отметке минус 936.4м по данным ГИС и результатам испытаний этой скважины. При опробовании в процессе бурения в скв. 214 также получена нефть до абсолютной отметки минус 932.6 м.
Нефонтанный приток нефти при освоении компрессором после проведения СКО дала скв. 138 на Кораблевском поднятии. Скважина была ликвидирована, как выполнившая свое назначение. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 0.12*0.11 км, высота – 9.5 м. ВНК принят условным на абсолютной отметке минус 899.5 м на основании результатов испытаний и данных ГИС этой скважины.
На Западно-Кораблевском поднятии при испытании в процессе бурения приток нефти с глинистым раствором получен в скв. 209 до абсолютной отметки минус 892.6 м, по ГИС подошва нефти находится на абс. отметке минус 901.3 м (табл. 1). При опробовании пласта в колонне скважина 137 с абсолютной отметки минус 920.9 м вскрыла водонасыщенный коллектор. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 1.5*1.8 км, высота – 50.5 м. Скважины 137 и 213 находятся за контуром нефтеносности. ВНК принят условным, равным утвержденному на абсолютной отметке минус 921м.
Таким образом, в пределах пласта КВ1 выявлены три залежи нефти.
Источник: Геологическое строение и пересчет запасов нефти и газа Кудрявцевского месторождения на основе цифровой геологической модели. Отчет по договору № 03-12Г/1813. Минина О.М., Сумароков С.Д., Бейзман В.Б., и др. 2004