Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1960
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 26.29 км²
Кыласовское газонефтяное месторождение
Кыласовское газонефтяное месторождение в административном отношении распо-ложено в Кунгурском районе Пермского края, в 50 км к юго-востоку от краевого центра. Районный центр г. Кунгур (железнодорожная станция Кунгур Свердловской железной дороги) находится в 20 км юго-восточнее месторождения (Рис. 1.).
Рис.1 Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Кыласовское месторождение открыто в 1960 г. поисковой скважиной 3р в результате поисково-разведочного бурения на Кунгурской площади, в 1961 г. запасы месторождения впервые поставлены на Государственный баланс.
Ближайшими населенными пунктами являются села Кыласово, Ергач, Ожга.
Сообщение с областным и районным центрами осуществляется по автотрассе рес-публиканского значения Пермь-Кунгур-Екатеринбург, которая проходит в южной части месторождения.
Кроме основной, по изучаемой площади проходят дороги местного значения - Кы-ласово-Калиничи и Кыласово-Снигирево, по которым движение возможно в течение все-го года.
Свердловская железная дорога проходит в южной части площади, пересекая ее в юго-восточном направлении, ближайшая железнодорожная станция - Ергач.
Кунгурский район является аграрно-индустриальным. На территории района расположены: завод «Турбобур» - производитель турбобуров и буровых установок, обувной комбинат, предприятия, связанные с агропромышленным комплексом и производством товаров народного потребления. Сельское хозяйство имеет молочно-зерновую специали-зацию, его угодья составляют 18.1% территории области. В районе размещены предприя-тия нефтедобывающей промышленности.
В физико-географическом отношении район относится к зоне широколиственно-хвойных лесов.
Район расположен в пределах Западного Урала. Рельеф равнинно-холмистый, расчлененный сетью речных долин, логов, оврагов и карстовых воронок. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 105 до 220 м.
Литолого- стратиграфическая характеристика
Геологический разрез месторождения вскрыт поисково-разведочными скважинами на глубину 2427.4 м и представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми четвертичными отложениями. Подробное стратиграфическое описание разреза с фаунистической характеристикой приведено в предыдущем отчете по подсчету запасов.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 г., каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 г. и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 г. с поправками, принятыми в 1990 г.
Выделение стратиграфических горизонтов проводилось по электрокаротажному материалу с учетом исследований керна и палеонтологических характеристик пород на основании сопоставления разрезов скважин Кыласовского месторождения с разрезами других площадей (Кокуйской, Ергачинской, Ожгинской и др.).
Осадочная толща в пределах Кыласовского месторождения представлена рифейским, вендским и палеозойским комплексами пород и залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.
В рифейское время преобладали прибрежно-морские условия. Периодически повторяющиеся восходящие тектонические движения приводили часто к размыву покрывающих толщ, вендские отложения залегают трансгрессивно и с угловым несогласием на рифейских образованиях, сложены зеленовато-серыми сланцеватыми алевролитами и аргиллитами . Вскрытая толщина отложений составляет 29.4 м.
В результате регионального подъема территории в преддевонское время породы вендского комплекса были значительно размыты.
Отложения девонской системы залегают на породах венда со стратиграфическим несогласием. На территории Кыласовского месторождения они вскрыты только скважинами 2р, 3р, 16 и 33, представлены средним и верхним отделами.
Отложения живетского яруса представлены алевролитами коричневато-серой окраски с маломощными прослоями песчаников, в нижней части присутствуют аргиллиты темно-серые, слабоглинистые, что характерно для склонового типа разреза. Толщина отложений в скв.3р достигает 18 м.
Верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами. Нижняя часть франского яруса в составе пашийского и тиманского горизонтов сложена терригенными породами толщиной около 18.0 м.
Благоприятные условия для процессов рифообразования были созданы во франско-фаменское время, которое характеризовалось господством мелкого теплого моря, с богатой фауной. Отложения этого возраста представлены органогенными известняками, битуминозными с подчиненным содержанием доломитов, их толщина в скв.3р достигает 535.9 м. На площади месторождения развит рифовый тип разреза глубоководного шельфа, характерный для бортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов.
Общая толщина пород девонской системы в скв. 3р составляет 575.8 м.
Отложения каменноугольной системы на территории месторождения полностью вскрыты всеми скважинами за исключением скв. 9 и 11. Система представлена всеми тремя отделами – нижним, средним и верхним.
Активизация тектонической деятельности на рубеже турнейского и визейского веков привела к подъему территории, отложения турнейского яруса накапливались в условиях мелководья и сложены известняками серыми и светло-серыми. Иногда в известняках встречаются пятна тяжелой окисленной нефти. Границы между отдельными горизонтами турнейского яруса четко не выявлены в связи с недостаточной охарактеризованностью керновым материалом. Толщина 63.0-137.0 м.
На рубеже турнейского и радаевского времени происходит смена трансгрессивных обстановок осадконакопления регрессивными, карбонатные породы сменяются терригенными.
Радаевский горизонт сложен алевролитами темно-серыми, песчанистыми, аргиллитами почти черными. Толщина отложений 11.0-28.0 м.
На раннебобриковское время приходится максимальная за всю историю визейского осадконакопления регрессия. Обмеление моря в начале бобриковского времени привело к образованию терригенных песчано-глинистых осадков прибрежно-морского и лагунно-морского происхождения. Бобриковский горизонт сложен светло-серыми песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами. Аллювиальные песчаники, выполняющие речные долины, образуют мощные (от 10.6 до 28.0 м) пачки и отличаются латеральной выдержанностью. Песчаники и алевролиты кварцевые, мелко- и реже среднезернистые. Пористые разности насыщены газом и нефтью. Аргиллиты темно-серые, почти черные, тонкослоистые. Толщина отложений 18.0-36.0 м.
В раннетульское время территория имела унаследованные прибрежно-морские условия образования осадков, наблюдается частое литологическое чередование пород с преобладанием песчаных образований. Начавшаяся в тульское время трансгрессия привела к накоплению песчано-глинистых осадков морского типа. Дальнейшее погружение территории привело к смене в позднетульское время терригенных осадков карбонатными, в результате этого породы тульского горизонта делятся на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная пачка сложена, в основном, алевролитами и аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников. Песчаники и алевролиты углисто-глинистые. Пористые разности песчано-алевролитовых пород насыщены газом и нефтью. Толщина отложений равна 17.0-23.0 м.
Карбонатная пачка сложена известняками и доломитами с редкими прослоями алевролитов и песчаников. Известняки неравномерно-глинистые, плотные, крепкие. Доломиты серые, иногда трещиноватые. Толщина 3.0-14.0 м.
Между отложениями визейского и серпуховского ярусов отсутствует четкая граница. Также невозможно произвести деление отложений серпуховского яруса. Породы представлены известняками и доломитами, местами ангидритизированными и окремнелыми, с включениями гипса. Толщина 223.0-245.0 м.
В связи с общим обмелением и регрессией моря на границе между серпуховским и башкирским ярусами наблюдается перерыв в осадконакоплении. В конце башкирского времени происходит общий подъем территории, который привел к размыву верхней части отложений. Породы башкирского яруса – это светло-серые известняки с маломощными прослоями доломитов и известковых конгломерато-брекчий, отражающих перерывы в осадконакоплении. Наиболее пористые разности известняков насыщены газом и нефтью. Толщина 45.0-60.0 м.
Московское время характеризуется мелководно-морским режимом осадконакопления, общее погружение территории сменило направление с юго-восточного на восточное, что связано с формированием Предуральского прогиба.
Московский ярус на территории месторождения представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами. Ярус сложен преимущественно карбонатными отложениями. Это известняки серые и светло-серые, иногда зеленоватого и коричневатого оттенка, участками неравномерно глинистые и алевритистые. Известняки переслаиваются с доломитами, содержание которых увеличивается к кровле яруса. Толщина карбонатных отложений составляет 202.0-346.0 м.
Верхний отдел каменноугольной системы сложен доломитами и доломитизированными известняками. Доломиты светло-серые, мелкозернистые, слабо известковистые, переслаивающиеся со светло-серыми, участками окремнелыми известняками. Толщина 165.0-195.0 м.
В начале раннепермского этапа происходил усиленный горообразовательный процесс в Уральской геосинклинали. Отложения пермской системы в объеме ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов представлены светло-серыми известняками с прослоями доломитов, с включениями гипса и ангидрита, которые накапливались в лагунно-морской обстановке, в бассейне с повышенной соленостью.
Породы кунгурского яруса размыты в верхней части, представлены ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, плотными, с подчиненными прослоями доломитов, реже известняков – в это время была сформирована региональная карбонатно-сульфатная толща.
С позднепермского времени наступил преимущественно континентальный режим развития, который завершился общим подъемом территории и размывом ранее отложившихся образований.
Общая толщина отложений пермской системы изменяется в пределах от 712.0 м до 955.0 м.
Четвертичная система представлена элювиальными, элювиально-делювиальными и аллювиальными отложениями: суглинками, глинами и песками красновато-серого цвета с галькой уральских пород. Отложения этого возраста распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнепермских пород, их толщина на территории месторождения достигает 20.0 м.
Таким образом, геологический разрез Кыласовского месторождения является типичным для месторождений Веслянского вала. В течение всего палеозойского периода неоднократно возникали благоприятные условия для накопления мощных терригенных толщ, содержащих как глинистые, так и песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород являются наиболее благоприятными для нефтегазообразования, а наличие выдержанных по площади песчаных коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.
Тектоническое строение района
Кыласовское газонефтяное месторождение в тектоническом плане приурочено к центральной части Веслянского вала, осложняющего Бымско-Кунгурскую моноклиналь (Рис. 2.).
Рис.2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Веслянский вал образован системой позднедевонских рифовых сооружений краевого типа, окаймляющей с востока Камско-Кинельскую впадину, имеет субмеридиональное простирание с некоторым смещением на восток в северной части и прослежен на расстоянии более 100 км при ширине 6-8 км. В его пределах выделены поднятия (в направлении с севера на юг): Комарихинское, Елкинское, Ожгинское, Кыласовское, Ергачинское, Лужковское, Макаровское, Веслянское. Все они по генетическому типу относятся к прибортовым структурам облекания, в основании которых залегают крупные рифогенные тела верхнефранско-фаменского возраста. Конфигурация вала сохраняется по всем маркирующим горизонтам, отмечается лишь выполаживание рельефа от нижележащих горизонтов к вышележащим.
До позднетиманского времени основным структурообразующим факторомна данной территории являлся тектонический.
Строение вала по кровле терригенного девона изучено недостаточно. По данным сейсморазведки подрифовые горизонты палеозоя залегают в соответствии с общим тектоническим строением, характерным для юго-восточной части Пермской области, то есть ступенчато погружаются в северо-восточном направлении. Величина погружения в пределах площади исследований составляет около 80 м.
В саргаевское и последующее время восточный край платформы испытывал погружение, что явилось причиной разделения морского бассейна на области с различными глубинами (период образования Камско-Кинельской системы прогибов). Вдоль границы мелководного и глубоководного палеошельфов сформировалась цепочка биогермных сооружений, представляющих собой барьерные гряды. Такие рифогенные образования послужили основой для формирования структур облекания, сыгравших роль ловушек углеводородов в нижне- и среднекаменноугольных отложениях. Для локальных структур облекания биогермных сооружений характерна асимметричность. Крылья структур, обращенные к осевой зоне ККСП значительно более крутые, что наблюдается на территории всего Веслянского вала. На фоне погружения на северо-восток подрифовых горизонтов палеозоя строение отражающих горизонтов карбона, в основном, определяется позднедевонским рифовым комплексом.
Активизация тектонической деятельности на рубеже турнейского и визейского веков привела к подъему территории. Отрицательные формы турнейского палеорельефа определили направление речных потоков, которые привели к образованию эрозионных форм в теле турнейских известняков. В результате на территории Веслянского вала сформировался палеорельеф, состоящий из чередовавшихся валов и прогибов, простиравшихся с северо-запада на юго-восток. Расчлененный палеорельеф подвергался интенсивному разрушению, а осадконакопление происходило во впадинах. Толщи осадков, выполнявшие пониженные участки морского дна, выпадают из разреза за пределами этих впадин.
На фоне общей крупной регрессии в радаевское и бобриковское время происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий, обусловивших циклическое строение отложений. Формирование обломочного материала происходило в первую очередь за счет разрушения возвышенных участков суши, с которых материал транспортировался стекавшими реками и русловыми потоками.
Поздневизейское (окское), серпуховское и башкирское время характеризуются дальнейшим понижением территории и распространением морской обстановки осадконакопления.
Геологические преобразования территории в среднекаменноугольную эпоху существенно изменили ее региональный наклон. Началось формирование Урала и Предуральского прогиба. Нефтематеринские свиты девона и нижнего карбона, вовлеченные в глубокое погружение, продуцировали нефть и газ, которые мигрировали в западном и юго-западном направлении и заполняли встречающиеся на своем пути ловушки. Ступенчатый подъем структур Веслянского вала на юго-запад по направлению от прогиба к платформе обеспечил заполнение всех ловушек и закономерное распределение нефти по степени ее подвижности.
Тектонические движения альпийского цикла подняли восточный край платформы и привели к изменению гипсометрического положения сформированных ранее залежей, при этом высота подъема на территории Веслянского вала составляла около 200 м. Преобразование залежей нефти и газа привело к перераспределению флюидов в ловушках.
Изучение тектонического строения Кыласовского месторождения было выполнено по результатам бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин и материалам сейсморазведки ОАО «Пермнефтегеофизика».
Кыласовское месторождение состоит из нескольких поднятий, которые прослеживаются по всем отражающим горизонтам визейского яруса, выполаживаясь вверх по разрезу.
Строение площади по девонским отложениям изучено недостаточно. На территории Кыласовского месторождения они вскрыты лишь скважиной 3р. По данным сейсморазведки кровля тиманского горизонта представляет собой моноклинальный склон, погружающийся в сторону Предуральского прогиба с абс.отм. -2100 м на западе до -2200 м на востоке. По кровле тиманского горизонта Кыласовское поднятие не выделяется.
По кровле отложений турнейского яруса (отражающий горизонт IIп), Кыласовское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, которая является структурой облекания рифогенных сооружений верхнефранско-турнейского возраста – с крутым западным и более пологим восточным крыльями. Размеры поднятия составляют 14.2 км в длину и 3.3 км в ширину, высота – 27.3 м (центральная часть месторождения). Входящие в его состав структуры разделены прогибами, установленными по данным сейсморазведки и бурения скважин. Структуры расположены на различных гипсометрических уровнях, в северном направлении наблюдается постепенное погружение элементов Кыласовского поднятия, характерное для всех месторождений Веслянского вала.
Северное поднятие имеет широтное простирание, в его пределах отмечаются две приподнятые зоны – в районах скважин 16 и 19. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе с абс.отм. -1530 м составляют 1.3 х 2.8 км. Угол падения западного крыла равен 4º26', восточного – 3º30'.
Центральное поднятие является самым крупным на месторождении, его размеры в пределах оконтуривающей -1510 м равны 2.2 х 4.2 км, амплитуда 27.3 м. Угол падения западного крыла равен 9º28', восточного – 2º20'.
В районе скв. 109 по данным сейсморазведки выделен небольшая куполовидная структура размерами 0.9 х 1.1 км. Ее высота составляет не менее 7.0 м. Большая ось структуры имеет северо-восточное простирание.
Южное поднятие имеет неправильную форму, вытянуто в северо-восточном направлении. В пределах изогипсы с абс.отм. -1510 м его длина и ширина составляют 1.3 и 2.6 км соответственно. Угол падения западного крыла равен 3º49', восточного – 1º44'.
По кровле терригенных отложений тульского горизонта Кыласовское поднятие сохраняет свои размеры и форму, но несколько выполаживается: амплитуда в центральной части месторождения составляет 24.0 м, сохраняются все структуры, их конфигурация.
Размеры северного поднятия по отражающему горизонту IIк равны 1.0 х 2.4 км. Произошло сглаживание рельефа: углы наклона крыльев структуры уменьшились до 2º13' на западе и до 2º23' на востоке.
Центральное поднятие сохранило как форму, так и размеры (2.2 х 4.2 км), но уменьшилась его амплитуда – 24.0 м.
По данным сейсморазведки размеры купола в районе скв. 109 в пределах изогипсы -1440 м не превышают 0.5 км.
Южное поднятие по оконтуривающей изогипсе -1440 м имеет размеры 0.8 х 1.3 км, углы падения крыльев - 3º16' на западе и 1º42' на востоке.
По кровле башкирского яруса наблюдается значительное выполаживание рельефа. Северный купол разделился на две структуры: небольшое самостоятельное поднятие в районе скв.16 и приподнятую зону в районе скв.19, вошедшую в состав центрального поднятия. Размеры объединенной структуры в пределах замкнутой изогипсы –1160 м составляют 2.5 х 7.4 км. Угол наклона западного крыла равен 6º07', восточного – 1º46'.
В южной части месторождения в результате выполаживания произошло слияние южного поднятия и локальной структуры в районе скв.109. По полузамкнутой изогипсе –1160 м длина поднятия равна 4.2 км, ширина 1.6 км, углы падения западного и восточного крыльев составляют 3º10' и 1º00' соответственно.
По результатам изучения тектонического строения месторождения можно сделать выводы:
1. По генетическому типу Кыласовское поднятие является прибортовой структурой облекания, в основании которой залегают рифовые тела верхнефранско-турнейского возраста.
2. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субмеридионального направления, осложненной локальными структурами разного размера.
3. Элементы Кыласовского поднятия сохраняют форму и размеры по основным отражающим горизонтам, выполаживаясь от более древних отложений к молодым.
4. Несоответствие структурных планов по горизонтам карбона и терригенного девона обусловлено структурно-фациальными особенностями франско-визейской толщи.
5. История геологического развития Веслянского вала наложила отпечаток на формирование и дальнейшее преобразование залежей нефти и газа в пределах месторождения, что выразилось в ступенчатом погружении флюидных контактов в северном направлении, в сторону Предуральского прогиба.
6. Первоначальные контуры залежей, их высота и форма были несколько иными по сравнению с современными. Позднейшие тектонические преобразования в эпоху альпийской складчатости вызвали перераспределение нефти и оформление залежей в современном виде.
7. Региональные тектонические наклоны обеспечили условия для дифференциального улавливания флюидов.
Нефтегазоносность
Кыласовское месторождение расположено на территории Кыласовского лицензионного участка (ПЕМ 02628 НЭ от 01.05.2017 г.).
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья [2] на Кыласовском месторождении промышленно нефтегазоносны: верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4), верхневизейско- башкирский карбонатный (пласты Бш1 и Бш2) и визейский терригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1и Бб2). 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 диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК). Также привлекались: стандартный каротаж с применением 2-х метрового зонда (А2.0М0.5N), кривая потенциала собственной поляризации (ПС), кавернометрия (ДС). В качестве реперов в терригенных отложениях визейского яруса выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. В карбонатных отложениях башкирского яруса реперами являются уплотненные известняки и аргиллиты, переслаивающиеся с маломощными прослоями доломитов (Граф. 2-5).
Газонефтяные, газоводяные, водонефтяные контакты (ГНК, ГВК, ВНК) по залежам с терригенными коллекторами принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний, по залежам с карбонатными коллекторами – по отметкам нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть.
Значения ГНК, ГВК, ВНК по всем залежам, числящимся на балансе, не изменились.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На Кыласовском месторождении из отложений артинского яруса был отобран известняк слабо пропитанный нефтью, с кавернами, заполненными нефтью и нефтенасыщенный (скв. 6р и 9). Опробование отложений данного комплекса не проводилось.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена. На Кокуйском месторождении из скважины 2 с глубин 398.7-409.2 м (отложения сакмарско-ассельского возраста) поднят керн равномерно нефтенасыщенный, с кавернами, заполненными нефтью. Повышенные газопоказания, связанные с возможным нефтенасыщением, отмечены в тех же отложениях по газовому каротажу скважин 4, 70, 72.
Каширско-гжельский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На Кыласовском месторождении керн из отложений данного комплекса не отбирался, опробование не проводилось.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Коллектора комплекса представлены известняками биоморфными, комковато-оолитовыми, кавернозно-пористыми.
Отложения верейского горизонта промышленно нефтегазоносны на Кокуйском и Ожгинском месторождениях. Запасы нефти и газа приурочены к пласту В3В4.
Пласт В3В4
Пласт распространен на всей территории месторождения, его общая толщина составляет 14.0-18.0 м, среднее значение равно 15.6 м, эффективная толщина изменяется от 1.4 до 7.6 м, в среднем 4.0 м.
В состав пласта входят от 1 до 4 проницаемых прослоев. Доля коллектора по пласту равна 0.3 д.ед., расчлененность - 2.8 ед.
На Кыласовском месторождении при бурении отложений верейского горизонта из скважин 2, 3, 4, 6р, 7р, 8р, 9, 11, 15, 16, 17, 19 и 33 был вынесен керн в различной степени нефтенасыщенный, в скважине 16 нефтепроявления по керну отмечены до абс. отм. -1142.6 м, где отобран известняк равномерно нефтенасыщенный.
В настоящее время в пласте В3В4 Кыласовского месторождения выделяется одна газонефтяная залежь, охватывающая центральный и северный купола.
Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1118 м, так как в скважине 102 было получено 7 тыс. м3/сут газа из интервала -1106.4-1120.4 м (-1106.8-1118.2 м с учетом проницаемых пропластков).
ВНК предлагается принять на абс. отм. -1129 м, его высотное положение обосновано по результатам опробования: в скважине 9 при совместном опробовании через колонну интервалов 1305.0-1312.0 м (-1116.7-1123.7 м) и 1315.0-1317.0 м(-1126.7-1128.7 м) получено 0.9 т/сут нефти и 0.1 м3/сут воды; при опробовании скважины 11 из интервала перфорации 1296.0-1304.0 м (-1120.8-1128.8 м) получена нефть дебитом 2.5 т/сут, также учитывалось насыщение по ГИС в скважинах 3р, 17.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры газовой шапки составляют 1.7 х 2.9 км, этаж газоносности – 11.8 м. Нефтяная часть залежи имеет размеры 2.1 х 5.6 км, этаж нефтеносности – 11.0 м.
Наличие залежи в южной части месторождения не подтвердилось. При опробовании скважины 37 из интервала перфорации 1294.0-1301.0 м (-1125.7-1132.7 м) приток не получен.
Структурные карты по кровле газонефтяного пласта В3В4 представлены в графическом приложении 10, карты эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщин представлены в графических приложениях 13 и 14.
Верхневизейско-башкирский карбонатный НГК.
Пласты Бш1 и Бш2
В пределах комплекса промышленно нефтеносны пористые разности известняков башкирского яруса. Наряду с коллекторами порового типа присутствуют и кавернозно-пористые породы.
На территории Кыласовского месторождения к отложениям башкирского яруса приурочена газовая залежь с нефтяной оторочкой, которая разделена на два подсчетных объекта – Бш1 и Бш2. В подошве каждого из них установлены локальные реперы с повышенными значениями кривой НГК.
Отложения башкирского яруса продуктивны на соседних месторождениях: на Ожгинском, Ергачинском и Кокуйском; на последнем залежи газа и нефти приурочены к пластам Бш1, Бш2 и Бш3.
На территории Кыласовского месторождения выделены два подсчетных объекта – пласты Бш1 и Бш2, так как они отличаются по своим коллекторским свойствам: коэффициент открытой пористости пласта Бш1 принят равным 0.12 д. ед. по результатам промыслово-геофизических исследований, пласта Бш2 – 0.14 д. ед. Также отличаются и коэффициенты газонасыщенности – для пласта Бш1 этот параметр равен 0.74 д. ед., для пласта Бш2 0.77 д. ед.
Пласт Бш1 распространен по всей площади месторождения, замещение пород-коллекторов плотными разностями отмечено в трех скважинах (5р, 18, 100). Общая толщина пласта изменяется от 10.2 до 20.4 м, в среднем - 15.4 м, эффективная толщина изменяется от 0.6 до 8.6 м, среднее значение - 3.9 м, эффективная газонасыщенная толщина, в среднем - 3.6 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 м до 1.2 м. В составе пласта выделяются 1-7 проницаемых прослоев. Коэффициент песчанистости равен 0.3 д. ед., расчлененность пласта Бш1 равна 3.7 ед. Керн, в различной степени нефтенасыщенный, отобран из скважин 2, 3р, 6р, 7р, 8р, 9, 11, 15, 16, 19, 33, 102 и 108, нефтепроявления в пласте отмечены до абс. отм. -1186.0 м (скв. 16).
Структурная карта по кровле пласта Бш1 представлена в графическом приложении 15, карта эффективной газонасыщенной толщины представлены в графическом приложении 18.
Пласт Бш2 отделяется толщей глинистых известняков от 2 до 6 м. Пласт прослежен по всей площади месторождения, в скважине 5р отмечена зона отсутствия коллектора.
Общая толщина пласта Бш2 равна 5.0-15.7 м, эффективная – 1.0-7.4 м, в среднем - 4.5 м. Доля коллектора составляет 43%, расчлененность равна 4.2 ед., количество проницаемых прослоев изменяется от 1 до 9. Нефтепроявления по керну отмечены в скважнах 2, 3р, 4, 6р, 7р, 9, 11 и 103. К пласту приурочена газовая залежь с нефтяной оторочкой.
Установлено, что вся башкирская карбонатная толща представляет собой единую гидродинамическую систему. В связи с этим обоснование ГНК и ВНК на Кыласовском месторождении целесообразно выполнять с привлечением всех данных об опробовании башкирских пластов.
Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1176 м по результатам опробования скважины 9. В скважине 9 из интервала перфорации 1361.0-1369.0 м (-1172.7-1180.7 м) было получено 0.4 тыс. м3/сут газа, 2.2 т/сут нефти и 0.56 м3/сут воды (-1172.2-1174.1 м с учетом проницаемой части газонасыщенного пропластка).
Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1177 м в результате опробования скважины 9. В скважине 9 из интервала перфорации 1361.0-1369.0 м (-1172.7-1180.7 м) было получено 0.4 тыс. м3/сут газа, 2.2 т/сут нефти и 0.56 м3/сут воды (-1175.7-1176.9 с учетом нефтенасыщенного пропластка), также учитывалось насыщение по ГИС в скважине 83.
Газовая шапка пласта Бш1 охватывает центральный и северный купола, ее размеры составляют 2.3 х 9.0 км, этаж газоносности – 35.6 м, газонасыщенные толщины изменяются в пределах от 0.6 до 8.6 м, среднее значение - 3.6 м. Залежь пластово-массивная, литологически ограниченная.
Нефтенасыщенные толщины в нефтяной оторочке не превышают 1.2 м. Оторочка не имеет промышленного значения. Залежь пластово-сводового типа, литологически ограниченная.
Размеры газовой шапки пласта Бш2 в пределах внешнего контура газоносности равны 1.7 х 3.1 км, этаж газоносности – 17.6 м, газонасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 7.0 м. Залежь пластово-массивная. Оторочка не имеет промышленного значения.
Серпуховский ярус
На Кыласовском месторождении опробование отложений серпуховского яруса не проводилось. В скважине 33 из интервала 1342.0-1345.6 м (-1219.2 -1213.1 м) отобрано 0.2 м известняка с выпотами густой нефти. Залежи нефти не обнаружены.
Отложения серпуховского яруса продуктивны на Кокуйском поднятии, где по результатам опробования выделена нефтяная залежь с небольшими газовыми шапками на наиболее приподнятых участках структуры.
Нижне-средневизейский терригенный НГК
Тульский горизонт
В отложениях тульского горизонта по комплексу промыслово-геофизических исследований и опробованию скважин выделяются два продуктивных пласта: Тл2-а и Тл2-б, разделенных пачкой непроницаемых глинистых пород толщиной от 1 до 5 м. Кровля и подошва пластов четко выделяются по диаграммам радиоактивного каротажа, кавернограммам, микрозондам.
Литологически пласты представлены песчаниками мелкозернистыми, с алевритовой примесью и алевролитами песчаными, известковисто-глинистыми.
Отложения тульского горизонта промышленно нефтегазоносны на территории ближайших месторождений – Ожгинского, Ергачинского и Кокуйского, причем на последнем промышленные залежи нефти выделены также в карбонатно-терригенной части разреза – это пласты Тл1-а, Тл1-би Тл1-в.
Пласт Тл2-а
Залегает в кровле тульской терригенной толщи, на 1-2 м ниже тульского терригенного репера, выделенного по ГИС.
Основой для построения структурных карт по пласту Тл2-а явилась карта по кровле тульского терригенного горизонта, составленная по данным сейсморазведки (ОГ IIк), а также бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.
Структурная карта по кровле пласта Тл2-а представлена в графическом приложении 23, карты эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщин представлены в графических приложениях 26 и 27.
Пласт представлен плотными породами в скважинах 4р, 125, 124. Его общая толщина составляет 5.8-11.6 м, в среднем - 9.1 м, эффективные толщины изменяются в пределах 0.8-5.5 м, среднее значение равно 3.1 м. Зоны распространения высоких значений эффективной толщины сосредоточены в центральной и южной частях месторождения. В пласте выделено от 1 до 5 проницаемых прослоев, коэффициент песчанистости равен 0.3 д. ед., а расчлененность – 2.4 ед.
Продуктивность пласта Тл2-а доказана опробованием скважин, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований, результатами изучения образцов керна (нефтепроявления по керну отмечены до абс. отм. -1453.0, скв. 108).
Выделяются три газонефтяные залежи: на северном, центральном и южном куполах и одна газовая залежь в районе скважины 109.
Северный купол. Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1445 м по результатам опробования скважины 19, в которой получено 50 тыс. м3/сут газа (совм. с Тл2-б) с подошвы проницаемого пропластка на абс. отм. -1445.2 м.
Газовая шапка имеет размеры 0.4 х 1.4 км, эффективная газонасыщенная толщина в скв. 19 – 2.4 м.
Обоснование положения водонефтяного контакта выполнено по результатам опробования скважины 16, где приток безводной нефти получен с подошвы проницаемого прослоя на абс. отм. -1456.4 м. ВНК принят на абс. отм. -1456 м. Ширина нефтяной части залежи равна 0.9 км, длина – 2.5 км, этаж нефтеносности составляет 11 м, эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 16 равна 4.0 м. Залежь пластово-сводового типа.
Центральный купол. Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1442 м. В скважине 17 из интервала 1636.0-1640.0 м (-1437.2-1441.2 м) получен газ дебитом 239.2 тыс. м3/сут, причем подошва последнего газонасыщенного пропластка в этой скважине выделена на абс. отм. -1441.6 м.
Газовая шапка имеет размеры 2.1 х 4.1 км, этаж газоносности – 22.2 м, газонасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 5.5 м.
При обосновании ВНК были использованы результаты опробования и промыслово-геофизических исследований. В скважине 17 из интервала перфорации1648.0-1655.0(-1449.2-1456.2 м) получена нефть дебитом 44 т/сут., причем подошва последнего нефтенасыщенного пропластка на абс. отм. -1456.2, также учитывалось насыщение по ГИС в скв. 161.
Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1456 м. Такое положение ВНК подтверждается по всей площади купола. Исключение составляет скважина 18. Здесь из интервала перфорации 1650.0-1653.0 м (-1459.6-1462.6 м) получен приток безводной нефти дебитом 1.1 т/сут. Поэтому ВНК в р-не скважины 18 считаем равным -1463 м.
Ширина нефтяной части залежи равна 2.5 км, длина – 4.9 км. Этаж нефтеносности составляет 14 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1.6 до 3.8 м. Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная.
Район скважины 109. Небольшое поднятие было выделено по данным сейсморазведочных работ и подтверждено опробованием скважины 109. Здесь из интервала перфорации 1639.0-1644.0 м (-1449.1-1454.1 м) был получен газ, 8 тыс. м3/сут. Подошва проницаемой части пласта выделена на абс. отм. -1453.9 м. Это не согласуется с данными опробования скважин ни на центральном куполе, ни на южном. Следовательно, в р-не скважины 109 существует обособленная газовая залежь с газоводяным контактом на абс. отм. -1454 м. Размеры залежи: ширина – 1.1 км, длина – 1.3 км, газонасыщенная толщина в скважине 109 равна 1.2 м, высота залежи – не менее 4 м. Точно определить высоту газовой шапки невозможно, так как скважина 109 находится не в центре структуры, а на ее южном крыле. Залежь пластово-сводового типа.
Южный купол. Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1451 м. Основанием для этого является опробование скважины 154. В скважине 154 из интервала перфорации 1581.0-1586.0 м (-1447.7-1452.7 м), (-1447.3-1451.1 м с учетом проницаемых пропластков) получен газ дебитом 3.8 тыс. м3/сут. Размеры газовой шапки составляют 1.6 х 2.5 км, высота – 13.3 м, эффективные газонасыщенные толщины изменяются в пределах 2.6-4.8 м.
ВНК принят по на абс. отметке -1453 м.
Ширина нефтяной части залежи (нефтяной оторочки) равна 1.7 км, длина – 2.6 км, этаж нефтеносности – 2 м. Значение эффективной нефтенасыщенной толщины по скважинам не превышает 1.6 м. Залежь пластово-сводовая. Оторочка не имеет промышленного значения.
Пласт Тл2-б
Пласт залегает в подошве тульского горизонта, от вышележащего пласта отделяется аргиллитами толщиной от 1 до 5 м. Пласт представлен плотными породами в центральной части месторождения и охватывает скважины 8р, 104 и 123. Общая толщина пласта изменяется в пределах 4-12 м, эффективные толщины – от 0.6 до 7.0 м. В объеме пласта выделяются 1-3 проницаемых прослоев, средние значения коэффициента песчанистости и расчлененности по пласту составляют 0.3 д. ед. и 1.7 ед. соответственно.
Продуктивность пласта Тл2-б доказана опробованием скважин, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований, результатами изучения кернового материала (нефтепроявления по керну отмечены до абс. отм. -1461.4 м, в скважине 16).
Структурная карта по кровле пласта Тл2-б представлен в графическом приложении 28, карты эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщин представлены в графических приложениях 31 и 32.
В пласте Тл2-б выделены две газонефтяные залежи на северном и центральном куполах и одна нефтяная на южном.
Северный купол. Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1456 м по результатам опробования скважины 19, где в интервале 1627.0-1640.0 м (-1443.2 -1456.2 м) получен газ дебитом 50 тыс. м3/сут (совм. с Тл2-а). Размеры газовой шапки составляют всего 0.2 х 0.5 км, эффективная газонасыщенная толщина в скважине 19 равна 0.6 м.
Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1465 м по данным промыслово-геофизических исследований скважины 19, где нефтенасыщенный пропласток выделяется до абс. отм. -1464.6 м, а в скважине 16 с отметки -1466.4 м получено 0.6 м3/сут пластовой воды без признаков нефти. Размеры нефтяной части залежи равны: ширина – 0.9 км, длина – 2.1 км, эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 19 составляет 2.4 м. Залежь пластово-сводового типа.
Центральный купол. Залежь центрального купола – газонефтяная, с двумя газовыми шапками – в районе скважины 6р и в районе скважины 103. Газонефтяные контакты приняты на абс. отм. -1442 м.
При опробовании скважины 6р из пласта на абс. отм. -1442.2 м было получено 124 тыс. м3/сут газа (совм. с Тл2-а и Бб1). Размеры газовой шапки составляют 0.5 х 0.7 км. Максимальное значение газонасыщенной толщины – 7.0 м (скв. 6р), минимальное – 0.6 м (скв. 7).
В районе скважины 103 УПУ принят по аналогии с газовой шапкой в районе скважины 6р на абс. отм. -1442 м, так как в пределах этой газовой шапки не было проведено ни одного опробования.
Размеры газовой шапки – 1.2 х 2.3 км, этаж газоносности равен 11.6 м, эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 5.0 м.
Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1463 м по результатам опробования скважины 91, в которой получен приток безводной нефти дебитом 16.5 т/сут из интервала перфорации 1646.0-1650.0 м (-1458.6-1462.6 м), также учитывалось насыщение по ГИС в скважине 161.
Ширина нефтяной части залежи равна 2.4 км, длина – 4.8 км, этаж нефтеносности составляет 21 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 0.6-6.2 м. Залежь пластово-сводового типа, литологически ограниченная.
Южный купол. Залежь южного купола – нефтяная. Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1459 м. В скважине 33 из интервала опробования 1584.0-1589.0 м(-1451.5-1456.5 м) получена нефть дебитом 2.0 т/сут. В скважине 120 подошва нефтенасыщенного пропластка выделена на абс. отм. -1459.0 м. Размеры залежи – 0.9 х 1.8 км, этаж нефтеносности 6.5 м; минимальное значение нефтенасыщенной толщины – 2.8 м, максимальное – 3.0 м. Залежь пластово-сводового типа.
Бобриковский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в терригенных отложениях бобриковского горизонта выделяются два проницаемых пласта: Бб1 и Бб2, разделенных между собой аргиллитами толщиной до 4 м. В некоторых скважинах пласты сливаются, образуя единую гидродинамическую систему.
Пласт Бб1
Пласт Бб1 залегает в кровле бобриковского горизонта, в пласте выделены четыре зоны замещения пород-коллекторов плотными разностями.
Структурная карта по кровле пласта Бб1 представлена в графическом приложении 33, карты эффективной нефтенасыщенной и газонасыщенной толщин представлены в графических приложениях 36 и 37.
По результатам корреляции отложений бобриковского горизонта были выделены три зоны слияния пластов Бб1 и Бб2, они расположены в районах скважин: 102, 85, 86, 122, 104, 123 и 132, 154. Общая толщина пласта изменяется в пределах 5.8-18.2 м, эффективная толщина – от 0.8 до 15.8 м (скв. 132). Область распространения наиболее высоких значений эффективной толщины приурочена к центральной части месторождения и имеет юго-восточное простирание. Доля коллектора в пласте составляет 44%, расчлененность равна 2.1 ед.
Нефтегазоносность пласта Бб1 доказана опробованием и промыслово-геофизическими исследованиями. Керн с признаками нефтенасыщения отобран из скважин 6р, 17, 101, 104, 125 и 132, причем в скважине 17 нефтепроявления отмечены до абс. отм. -1465.9 м).
Пласт включает в себя только одну газонефтяную залежь.
В северной части центрального купола выделена небольшая газовая шапка: в скв. 101 с подошвы интервала перфорации на абс. отм. -1450.9 м (с учетом проницаемого пропластка) получен газ дебитом 43.3 тыс. м3/сут. В центральной части этого же купола получены притоки безводной нефти с гораздо более высоких отметок. По-видимому, газовая шапка не имеет гидродинамической связи с центральной частью залежи.
Газонефтяной контакт принят на абс. отм. -1451 м.
Газовая шапка имеет размеры 0.7 х 0.8 км, этаж газоносности – 5 м, значение газонасыщенной толщины изменяется в пределах от 1.0 до 3.2 м.
Промышленные притоки нефти получены по всей площади залежи. Нижняя отметка получения безводной нефти в пласте Бб1 равна -1458.3 м (скв. 83). В скважинах 7р, 102 и 131 при совместном опробовании пластов Бб1 и Бб2 также получены притоки безводной нефти на абс. отм. -1457.4, -1458.1 и -1459.1 м соответственно. Условно подсчетный уровень принят на абс. отм. -1464 м по аналогии с пластом Бб2 (см. ниже), так как эти два пласта представляют собой единую гидродинамическую систему. Такое положение УПУ подтверждается данными промыслово-геофизических исследований: в скв. 85 нефтенасыщенные толщины выделены до абс. отм. -1461.1 м, в скважине86–до -1463,3 м, в скважине 132 – до -1462.1 м.
Размеры нефтяной части залежи составляют 2.2 х 4.5 км, этаж нефтеносности – 26.1 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.6 до 15.8 м. Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная.
Пласт Бб2
Пласт залегает в подошве бобриковского горизонта, от пласта Бб1 отделен пачкой плотных глинистых пород толщиной до 4 м, распространен по всей площади месторождения, представлен от 1 до 7 проницаемыми пропластками.
Общая толщина пласта изменяется в переделах 5.6-28.4 м, эффективная нефтенасыщенная – от 1.4 до 26.2 м. Область распространения наиболее высоких значений эффективной толщины приурочена к центральной части месторождения, что связано с особенностями процесса осадконакопления. Коэффициент песчанистости равен 0.6 д.ед., расчлененность равна 3.0 ед.
Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием скважин, результатами промыслово-геофизических исследований, данными исследования кернового материала.
В скважинах 3р, 6р, 7р, 16, 17, 33, 104, 125 и 132 из пласта отобран керн, представленный, в основном, песчаниками нефтенасыщенными или алевролитами с запахом нефти. Нефтепроявления отмечены до абс. отм. -1492.2 м (скв. 16).
В пласте выделена одна нефтяная залежь, расположенная на центральном куполе.
Центральный купол. Промышленные притоки нефти получены в скважинах 7р, 102, 103, 106 и 131. Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1464 м. Основанием для этого служит получение безводного притока нефти дебитом 69.0 т/сут в скважине 103 из интервала перфорации 1639.5-1646.5 м (-1456.5-1463.5 м). Положение ВНК подтверждается данными промыслово-геофизических исследований в скважинах 7р, 103 и 106, в которых нефтенасыщенные толщины выделены до абс. отм. -1464.4, -1464.0, -1463.3 м соответственно. Водонасыщенные толщины в скважинах 3р, 83 и 104 по данным ГИС выделены с абс. отм. -1464.4, -1463.5 и -1463.7 м соответственно. Следует отметить, что ВНК в терригенных отложениях не имеет горизонтального распространения, а колеблется от скважины к скважине. В целом же для залежи принято среднее значение водонефтяного контакта.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Кыласовского месторождения Пермского края. Договор № 6596/18П0344/18D0270 от 28.09.2018. Поповцева С.В., Плотников А.В., Мулькова Л.Г., и др. 2019
Следующее Месторождение: Турышевское