Месторождение: Межевское (ID: 37468)

Свойства

Класс Месторождения: Среднее

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 1961

Источник информации: РГФ-23

Метод открытия:

Площадь: 3.13 км²

Описание

Межевское месторождение

Межевское месторождение открыто в 1960 г. в результате бурения разведочной скважины 102, в пробную эксплуатацию введено в 1962 году.

В административном отношении Межевское месторождение расположено в Добрянском районе Пермского края, в тектоническом отношении в пределах Межевской валообразной зоны на северо-восточном склоне Пермского свода.

Ближайшими нефтяными месторождениями являются Полазненское, Шеметинское и Ярино-Каменноложское месторождения.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса (пл. Бш1, Бш2, Бш3) и терригенных отложениях визейского яруса
(пл. Тл2-а).

Межевское месторождение расположено в Добрянском районе Пермского края. Краевой центр г. Пермь находится в 40 км на юго-запад. Северо-западнее месторождения проходит тракт Пермь – Соликамск, по югу – дорога пос. Полазна – ст. Дивья. Дороги пригодны для движения автотранспорта в любое время года (Рис. 1).

Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.

В морфологическом отношении район представляет всхолмленную равнину с колебанием абсолютных отметок рельефа 180-230 м. Площадь прорезает левый приток р. Кама река Полазна с ее притоками.

Площадь покрыта, в основном, хвойными лесами.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез на месторождении вскрыт от четвертичных отложений до отложений вендского комплекса (скв. 106 глубиной 2191 м). Разрез является типичным для восточного склона Русской платформы

Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 года, каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 году.

Стратиграфическое расчленение разреза проведено по промыслово-геофизическому материалу с использованием керновых данных с учетом литологических и палеонтологических исследований.

Протерозойская группа – PR

Комплекс пород верхнепротерозойского возраста слагают вендские образования.

Вендский комплекс - V

Отложения вендского комплекса представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Вскрытая толщина 2 м.

Палеозойская группа – PZ

Включает девонскую, каменноугольную и пермскую системы.

Девонская система – D

Отложения девонского возраста залегают на породах вендского комплекса с большим стратиграфическим несогласием и представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел – D₂

Средний отдел девонской системы представлен двумя ярусами – эйфельским и живетским.

Эйфельский ярус – D₂ef

Эйфельский ярус в кровле представлен известняками, ниже – пестроцветными песчаниками, в подошве – прослоями аргиллитов. Толщина 115 м.

Живетский ярус– D₂z

Живетский ярус представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками. Толщина 15-20 м.

Верхний отдел – D₃

Средний отдел девонской системы представлен двумя ярусами – франским и фаменским.

Франский и фаменский ярусы – D₃f+fm

Отложения представлены известняками и доломитами с прослоями алевролитов и аргиллитов, особенно в подошве. В верхней части известняки кавернозные, трещиноватые. Толщина 260-500 м.

Каменноугольная система – С

Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел – С₁

Нижний отдел каменноугольной системы состоит из трех ярусов – турнейского, визейского и серпуховского.

Турнейский ярус – С₁t

Турнейский ярус представлен известняками, прослоями глинистыми. Пористые разности известняков, участками нефтенасыщенные. Толщина 40-190 м.

Визейский ярус – С₁v

Породы визейскоготерригенного комплекса со стратиграфическим перерывом в осадконакоплении залегают на известняках турнейского яруса. В разрезе ярус представлен кожимским и окским надгоризонтами.

Нижний подъярус – С₁v₁

Кожимской надгоризонт – C₁kzh

Кожимский надгоризонт представлен отложениями радаевского и бобриковского горизонтов.

Радаевский горизонт – C₁rd

Радаевский горизонт представлен аргиллитами и алевролитами. Толщина 8-18 м.

Бобриковский горизонт – С₁bb

Бобриковский горизонт представлен песчаниками светло-серыми и темно-серыми иногда нефтенасыщенными, с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина 35-37 м.

Верхний подъярус – С₁v₂

Окский надгоризонт – С₁оk

Окский надгоризонт включает в себя тульские терригенные и карбонатные отложения.

Тульский горизонт – C₁tl

Тульский горизонт состоит из верхней карбонатной и нижней терригенной пачек. Известняки серые и темно-серые, доломиты – верхняя часть. Песчаники светло-серые, глины, алевролиты – нижняя часть.

К песчаникам тульских отложений приурочена нефтяная залежь.

Толщина 30-35 м.

Алексинский+михайловский+веневский горизонты – С₁al+mh+vn +
Серпуховский ярус – С₁s

Серпуховский ярус представлен известняками светло-серыми, с включениями гипса и ангидрита. В известняках редко встречаются нефтепроявления. Толщина 120 м.

Средний отдел – С₂

Среднекаменноугольные отложения залегают со стратиграфическим несогласием на породах нижнекаменноугольного отдела. Отдел представлен башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус – С₂b

Башкирский ярус представлен известняками светло-серыми, пористыми и кавернозными, нефтенасыщенными.

К башкирским отложениям приурочены нефтяные залежи.

Толщина 75-85 м.

Московский ярус – С₂m

В составе яруса выделяются нижний и верхний подъярусы.

Нижний подъярус – С₂m₁

Нижний подъярус представлен верейским и каширским горизонтами.

Верейский горизонт – С₂vr

Верейский горизонт представлен чередованием известняков, аргиллитов. В известняках встречаются нефтепроявления в виде выпотов. Толщина 50-65 м.

Каширский горизонт – С₂ks

Каширский горизонт представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов, часто с включениями кремния, в керне встречаются слабые нефтепроявления. Толщина 100 м.

Верхний подъярус – С₂m₂

Верхний подъярус представлен подольским и мячковским горизонтами.

Подольский горизонт – С₂pd

Подольский горизонт сложен известняками серыми, местами доломитизированными. Толщина 25-30 м.

Мячковский горизонт – С₂mс

Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами с включениями кремния, гипса, ангидрита. Толщина 65-70 м.

Верхний отдел – С₃

Верхний отдел каменноугольной системы представлен однообразной толщей известняков и доломитов, сильно перекристаллизованных. Толщина 135-150 м.

Пермская система – Р

Отложения пермской системы представлены нижним отделом.

Нижний отдел – Р₁

Нижний отдел пермской системы представлен отложениями ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.

Ассельский, сакмарский, артинский ярус – Р₁a+s+ar

Артинско-сакмарско-ассельская толща сложена известняками и доломитами серыми и светло-серыми. В верхней части иногда известняки рифогенные. Толщина 490-620 м.

Кунгурский ярус – Р₁kq

Кунгурский ярус представлен иренским и филипповским горизонтами.

Филиповский горизонт – Р₁fl

Филипповский горизонт сложен светло-серыми доломитами, с прослоями гипса, ангидрита, известняков. Толщина 45-80 м.

Иренский горизонт – Р₁ir

Иренский горизонт представлен мощной пачкой ангидритов, переслаивающихся с доломитами и известняками. Толщина 10-90 м.

Кайнозойская группа – KZ

Четвертичная система – Q

Четвертичные отложения распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнепермских пород. Они покрывают маломощным чехлом водораздельные пространства, выполняют долины рек, ручьев и оврагов.

Четвертичные отложения представлены песками, суглинками и глинами. Толщина 10-80 м. Тектоническое строение

В тектоническом отношении Межевское месторождение приурочено к одноименной валообразной структуре, расположенной между внутренней и внешней прибортовыми зонами Камско-Кинельской системы прогибов. Межевская валообразная структура находится между Краснокамским валом и Каменноложской валообразной зоной. Межевская структура имеет субмеридиональное простирание, прослеживается по всем маркирующим поверхностям осадочного чехла, ассиметрична, восточное крыло круче западного. В пределах структуры с юга на север выделяются Талицкое, Южно-Межевское, Межевское, Полазненское, Шеметинское, Русаковское, Томиловское поднятия.

Рис. 2. Выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.

По маркирующим горизонтам среднего карбона (башкирские карбонаты, ОГ I^П) и нижнего (тульские терригенные отложения, ОГ II^К) Межевское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную двумя куполами: северным (р-н скв. 103) и южным (р-н скв. 104).

По кровле башкирского яруса размеры брахиантиклинали по изогипсе ‑980 м составляет 5.2 км×1.8 км. Угол падения крыльев северного купола составляет 2º35´, южного – 2º10´.

По кровле тульских терригенных отложений размеры структуры в пределах изогипсы ‑1240 м равны 5,6×1,75 км. Угол наклона крыльев северного купола составляет 3º20´, южного – более пологого около 1º.

Восточные крылья куполов более крутые.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Месторождение открыто в 1960 году, в результате бурения разведочной скважины 102, в пробную эксплуатацию введено в 1962 году.

Предыдущий подсчет запасов Межевского месторождения выполнен в 2005 г. совместно с ТЭО КИН по результатам бурения 15 глубоких скважин (10 разведочных и 5 оценочных), сейсморазведочных работ, проведенных на площади 1994-1996 гг., а также на основе анализа обобщения всего промыслово-геофизического материала (Протокол № 440
от 27.01.2005) [16].

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Межевском месторождении промышленно нефтеносны верхневизейско-башкирский карбонатный (пласты C2b (Бш1, Бш2 и Бш3) и визейский терригенный (пласты C1tl (Тл2-а) комплекс.

В результате детальной корреляции и согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья, в башкирских отложениях выделено три продуктивных пласта – C2b (Бш1, Бш2, Бш3), в тульских терригенных отложениях два пласта – C1tl (Тл2-а, Тл2-б), причем продуктивным является только верхний – C1tl (Тл2-а).

Корреляция отложений продуктивных горизонтов выполнена на основании промыслово-геофизических материалов, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с привлечением кавернометрии (ДС), с учетом исследований керна и результатов испытаний в скважинах.

Геометризация пластов проведена с учетом трехмерного моделирования в программе IRAP RMS.

Также при подсчете запасов по результатам исследования керна и ГИС рассчитаны подсчетные параметры.

Водонефтяные контакты залежей с терригенными коллекторами принимались на основании данных ГИС и результатов опробований

Ниже приводится описание продуктивных пластов.

Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях нефтеносность данного комплекса не установлена.

На Межевском месторождении керн из отложений комплекса не отбирался, нефтепроявлений по разрезу не отмечено, испытания не проводились.

Каширско-гжельский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях нефтеносность данного комплекса не установлена.

Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях нефтеносность данного комплекса установлена на Полазненском месторождении.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Башкирский ярус

Пласт C2b (Бш1, Бш2)

На Межевском месторождении в пласте C2b (Бш1, Бш2) установлено 2 залежи нефти.

Залежь в районе скв. 103. Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в поисковой скважине 103. Из интервалов перфорации 1148,0-1164,0 м (-958,0-974,0 м) получен приток нефти, дебит нефти 3,6 т/сут.

ВНК по залежи принят, как и ранее на отметке 973-976 м, по подошве нефтяного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 103. Подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 103, находится на отметке -975,6 м .

Площадь нефтеносности по категории А составила 788 тыс.м².

Размеры залежи в районе скв. 103 1,5×0,8 км, этаж нефтеносности 15 м. Залежь пластовая сводовая. В контуре нефтеносности находятся скважины 103, 113, 115, 120.

По пластам C2b (Бш1, Бш2) общая толщина изменяется от 35,0 м до 35,8 м, эффективная нефтенасыщенная – 1,2-3,6 м, средняя - 2,9 м. Коэффициент песчанистости равен 0,11, коэффициент расчлененности - 3,3.

Залежь в районе скв. 104. Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в поисковой скважине 104. Из интервалов перфорации 1115-1126 м (-964,7-975,7 м) получен приток нефти (Qн=26,2 т/сут), из интервалов перфорации 1126-1130 м (-975,7-979,7 м) получен приток нефти, дебит нефти 28,3 т/сут.

ВНК по залежи принят, как и ранее на отметке -986 м, по подошве нефтяного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 104. Подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 104, находится на отметке -986 м.

Площадь нефтеносности по категории А составила 1878 тыс.м².

Размеры залежи в районе скв. 104 составляют 2,2×1,1 км, этаж нефтеносности
21,9 м. Залежь пластовая водоплавающая. В контуре нефтеносности находится одна скважина 104.

Общая толщина пластов С2b (Бш1, Бш2) составляет 44,5 м, эффективная нефтенасыщенная - 10,6 м. Коэффициент песчанистости равен 0,29, коэффициент расчлененности – 13.

По данным ГИС и с учетом результатов испытания пласт C2b (Бш1) является полностью нефтенасыщенным. Водонасыщенные пропластки отмечены лишь во второй части пласта C2b (Бш2). Это дает возможность рассматривать эти пласты в единой залежи – C2b (Бш1, Бш2). Коэффициенты песчанистости и расчлененности равны соответственно 0,29 и 13.

Пласт C2b (Бш3)

В пласте C2b (Бш3) выделена одна залежь в районе скважины 103.

Промышленная нефтеносность пласта доказана результатами опробования через колонну в поисковой скважине 103 и 113. В скважине 103 из интервалов перфорации 1177-1183 м (-987-993 м) получен приток нефти, дебит нефти 1,48 т/сут. В скважине 113 из интервалов перфорации 1260-1281 м (-997,6-1017,8 м) получен приток нефти, дебит нефти 3 т/сут. По данным разработки скважина сразу же обводнилась.

ВНК по залежи принят, как и ранее на отметке -997 м, по подошве нефтяного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 103. Подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 103, находится на отметке -997,2 м .

Площадь нефтеносности по категории А составила 297 тыс.м².

Размеры залежи составляют 0,9×0,4 км, этаж нефтеносности 10,2 м. Залежь пластовая сводовая водоплавающая. В контуре нефтеносности находятся три скважины: 103, 113, 120.

По пласту C2b (Бш3) общая толщина изменяется от 38,4 м до 39,8 м, эффективная нефтенасыщенная - 2,0-4,4 м, средняя - 2,8 м. Коэффициент песчанистости равен 0,19, коэффициент расчлененности - 7,0.

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Тульский горизонт

Пласт C1tl (Тл2-а)

В пласте C1tl (Тл2-а) выделена одна залежь в районе скважины 103.

В скважине 102 из интервала перфорации 1439,0–1442,0 м (-1218,8–1221,8 м) получен приток нефти дебитом 20 т/сут (dшт = 6 мм) на абсолютных отметках -1221,5–1221,8 м (с учетом проницаемых прослоев); по данным ГИС подошва нефтенасыщенного прослоя -1224,0 м. В скважине 103 при испытании из интервала 1395,0–1407,0 м (-1204,9–1216,9 м) получен дебит нефти 90 т/сут (dшт = 10 мм). По данным ГИС текущее положение ВНК установлено в скважинах 113, 114, 115, 120 на абсолютных отметках -1214,6 м, -1214,4 м, -1210,6 м, -1213,3 м.

Водонефтяной контакт (ВНК) по залежи принят, как и ранее на абс. отметке -1224 м по подошве нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС с учетом результатов опробования.

Площадь нефтеносности по категории А составила 1172 тыс.м².

Размеры залежи составляют 1,6×0,8 км, этаж нефтеносности 10,2 м. Залежь пластовая сводовая. В контуре нефтеносности находятся три скважины: 102, 103, 113, 114, 115 и 120.

По пласту C1tl (Тл2-а) общая толщина изменяется от 10,6 м до 18,2 м, эффективная нефтенасыщенная – 2,5-11,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,61, коэффициент расчлененности 6,3.

На южном поднятии по данным ГИС нефтенасыщенная толщина в 1,6 м вскрыта скв. 104. Промышленная ценность залежи результатами испытания не доказана.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Промышленная нефтегазоносность данного комплекса установлена на ближайших Полазненском и Ярино-Каменноложском месторождениях.

Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях нефтеносность данного комплекса не установлена.

На Межевском месторождении комплекс вскрыт скважинами 8, 104, 106. Керн из отложений комплекса не отбирался, нефтепроявлений по разрезу не отмечено, испытания не проводились.

Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Межевского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Окулова Л.В., Мулькова Л.Г., Даутова Э.М., и др. 2020.

Следующее Месторождение: Воробьевское