Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1967
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 19.63 км²
Обливское месторождение
В административном отношении Обливское месторождение расположено на территории Пермского и Кунгурского районов Пермского края.
В региональном тектоническом плане территория месторождения приурочена к Мазунинской зоне поднятий, осложняющей Бымско-Кунгурскую моноклиналь.
Разработку месторождения осуществляет ООО «УралОйл» согласно лицензии ПЕМ 02648 НЭ от 01.04.2017 г. Срок окончания действия 29.12.2039 г.
К глубокому разведочному бурению Обливское месторождение подготовлено сейсмопартиями 9/65, 9/66, 15/81 треста «Пермнефтегеофизика».
Обливское нефтяное месторождение открыто в 1967 году по результатам испытания разведочной скважины 73, в которой из тульских отложений получен приток нефти 19 т/сут на штуцере 4 мм (Протокол ЦКЗ № 4 от 20.02.1968). Обливское месторождение включено в состав Лазуковской группы месторождений. По результатам бурения разведочных скважин 78, 149, 150 открыта малиновская залежь на Обливской площади.
Ближайшим к месторождению населенным пунктом является д. Рассолино, а из более крупных населенных пунктов – п. Курашим, п. Кукуштан, с. Платошино и п. Бершеть (Рис. 1).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Связь с областным центром – г. Пермь, а также с г. Кунгур, где расположены нефтегазодобывающие, промыслово-геофизические организации и предприятия, осуществляется по асфальтированной дороге.
К западу от месторождения, параллельно автодороге, проходит железная дорога «Пермь – Кунгур». Подъезд к ближайшей железнодорожной станции «Кукуштан» осуществляется по гравийной автодороге «Рассолино – Курашим – Кукуштан».
Для обеспечения транспортной связи до месторождения и внутри него имеются подъездные автодороги с гравийным покрытием и тракторные дороги. В летнее время в районе месторождения действует развитая сеть грунтовых дорог.
Месторождение расположено в районе с развитой системой нефтедобычи. Здесь находятся разрабатываемые месторождения: Кукуштанское, Кыласовское и Ожгинское.
Продукция скважин Обливского месторождения под собственным давлением поступает на групповые замерные установки типа АГЗУ, затем по нефтегазосборным трубопроводам на площадки насосных станций «Обливка» и «Курашим» Обливского месторождения, где происходит сбор, накопление и сепарация попутного нефтяного газа. Выделившийся попутный нефтяной газ при помощи газокомпрессорных станций транспортируется в газопровод «Чернушка – Пермь» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». После сепарационных блоков ПНС «Обливка» и ПНС «Курашим» дегазированная эмульсия при помощи насосов внешнего транспорта через оперативные узлы учета нефти ПНС «Обливка» и ПНС «Курашим» транспортируется по трубопроводу на УППН «Кыласово», где производится подготовка нефти до товарных кондиций. Далее товарная нефть транспортируется по нефтепроводу ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в направлении ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» через СИКН № 1000.
Район месторождения на 80 % покрыт лесом, преимущественно хвойным.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Обливского месторождения изучен по материалам структурного и глубокого бурения. Максимальная вскрытая толщина разреза на Обливской площади составляет 2511 м в разведочной скважине 73, на Курашимской площади – 2450 м в разведочной скважине 101к.
Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза пермской системы проводилось 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 схемы Русской платформы» от 1988 года с поправками, принятыми 1990 году.
Разрез месторождения является типичным для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых комплексом четвертичных отложений.
Протерозойская группа –PR
Вендский комплекс – V
Вендскому этапу геологического развития предшествовал длительный период континентального перерыва осадконакопления, в связи с этим терригенные отложения венда трансгрессивно, с угловым несогласием залегают на образованиях рифея. Вендский комплекс представлен переслаивающимися аргиллитами, алевролитами. Наибольшая вскрытая толщина комплекса составляет 45 м в скважине 73. В результате регионального подъема территории в преддевонское время породы вендского комплекса были значительно размыты.
Палеозойская группа – PZ
Представлена девонской, каменноугольной и пермской системами.
В раннепалеозойское время в результате общего подъема и интенсивного размыва были полностью снивелированы породы ордовика, силура, нижнего и частично среднего девона. В связи с этим, отложения девона со стратиграфическим несогласием залегают на породах венда и представлены средним и верхним отделами.
Девонская система –D
Отложения девонского возраста, вскрытые скважиной 73, представлены верхним и средним отделами.
Средний отдел – D2
Эйфельский ярус – D2ef
Отложения яруса представлены известняками, в различной степени доломитизированными, переходящими во вторичные доломиты, с желваками кварца и сидерита, толщина отложений изменяется от 30 до 40 м.
Живетский ярус – D2zv
Верхний отдел – D3
Франский ярус – D3 f
Разрез франского яруса включает терригенные отложения пашийского и тиманского горизонтов, а также толщу карбонатных осадков, выделяемую в объеме саргаевского, доманикового горизонтов и толщу верхнефранского подъяруса.
Нижний подъярус – D3f1
Пашийский и тиманскийгоризонты – D3p +D3tm
Отложения представлены аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Кровля терригенной пачки является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ III. В позднетиманское время установились мелководные условия осадконакопления. Произошла смена преимущественно терригенного литогенеза на карбонатный. Верхняя часть тиманского горизонта сложена известняками. Общая толщина подъяруса составляет 40-46 м.
Средний подъярус – D3f2
Саргаевский и Доманиковый горизонты – D3sr + D3dm
Отложения относятся к известняковому и кремнисто-битуминозно-известняковому подтипам, представлены известняками плотными, крепкими, местами битуминозными, глинистыми. Толщина саргаевского горизонта 5–34 м, доманикового 7–25 м.
Верхний подъярус – D3f3
Отложения верхнефранского подъяруса относятся к доломито-известняковому подтипу и представлены известняками и доломитами. Толщина карбонатных отложений подъяруса изменяется от 10 до 20 м.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения яруса представлены известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, плотными, толщина отложений изменяется от 35 до 70 м.
Каменноугольная система – C
Каменноугольная система включает нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел карбона подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус – C1t
Ярус сложен известняками коричневато-серыми, мелкокристалическими с зернами кальцита. На Курашимском поднятии отмечены нефтепроявления по керну, выделена залежь нефти непромышленного значения. Кровля яруса является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ IIп. Толщина отложений изменяется от 440 до 560 м.
Визейский ярус – C1v
Породы визейского возраста несогласно залегают на турнейских отложениях, и представлены кожимским и окским надгоризонтами.
Кожимский надгоризонт – C1kzh
Включает в себя радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт – C1rd
Породы горизонта сложены алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Отложения радаевского горизонта характеризуются литологической неоднородностью. К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласты Мл1, Мл2). Толщина отложений 21–55 м.
Бобриковский горизонт – C1bb
Бобриковские отложения представлены чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. К горизонту приурочена промышленная нефтеносность на Курашимском поднятии (пласт Бб2). Толщина отложений 20–40 м.
Окский надгоризонт – C1ok
Окский надгоризонт выделен в объёме тульского горизонта и нерасчленённой толщи алексинского, михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт – C1tl
Породы тульского горизонта делятся на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Для терригенной пачки характерно частое литологическое чередование аргиллитов, алевролитов и песчаников. В проницаемых разностям пород выделены залежи нефти (пласт Тл2-а). Толщина терригенной части тульских отложений 27–53 м. Кровля терригенной пачки тульского горизонта является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ IIк.
Карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми, серыми, тонкозернистыми, с прослоями мелкозернистых углисто-глинистых и известковистых песчаников и алевролитов. Из пачки отобран нефтенасыщенный керн, получены непромышленные притоки нефти. Толщина карбонатной пачки 7–31 м.
Алексинский, михайловский и веневский горизонты – (C1al+mh+vn)
Нерасчленённая толща верхней части окского надгоризонта сложена известняками и доломитами общей толщиной 106–146 м.
Серпуховский ярус – C1s
Породы представлены известняками светло-серыми мелко- и среднезернистыми с прослоями доломитов толщиной 85–120 м.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
Между отложениями серпуховского и башкирского ярусов наблюдается перерыв в осадконакоплении в связи с общим обмелением и регрессией моря. Разрез представлен светло-серыми известняки с прослоями доломитов и кремня. К проницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласт Бш). Кровля башкирского яруса является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ Iп.
Толщина башкирских отложений составляет 50–63 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт – C2vr
Верейский горизонт представлен известняками серыми мелко- и тонкозернистыми, глинистыми толщиной 60–80 м. Отмечены нефтепроявления по керну. Получены непромышленные притоки нефти.
Каширский горизонт – C2ks
Горизонт сложен светло-серыми известняками и доломитами с прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина 43–54 м.
Подольский горизонт – C2pd
Отложения представлены известняками с прослоями доломитов, прослоями гипса и ангидрита. Толщина 91–101 м.
Мячковский горизонт – C2mc
Доломиты светло-серые с включениями ангидрита и известняки светло-серые детритовые с перекристализованной фауной. Толщина 94–111 м.
Верхний отдел – С3
Доломиты с подчинёнными прослоями известняков, с включениями гипса. Известняки тонко- и мелкозернистые с включениями ангидрита. Толщина 132–166 м.
Пермская система – P
Отложения пермского возраста представлены нижним отделом, которому соответствуют: ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы.
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Нерасчлененные отложения сакмарского и ассельского ярусов представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита и известняками в различной степени доломитизированными. Толщина ассельско-сакмарских образований 339–415 м.
Артинский ярус – P1ar
Ярус сложен известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина 267–343 м.
Кунгурский ярус – P1k
Представлен филипповским – P1fl и иренским – P1ir горизонтами общей толщиной 50–60 м. Филипповский горизонт сложен доломитами и известняками с прослоями гипса и мергеля. Иренский горизонт представлен ангидритами кристаллическими плотными с подчиненными прослоями доломитов и известняков.
Уфимский ярус – P1u
Выделяется в объёме соликамского и шешминского горизонтов и сложен переслаивающимися доломитами, известняками, мергелями, глинами и алевролитами толщиной 230–273 м.
Кайнозойская группа – KZ
Четвертичная система – Q
Отложения четвертичной системы залегают повсеместно на размытой поверхности пермских пород и представлены аллювиальными и элювиально-делювиальными породами: глинами, галечниками, суглинками и супесями. Толщина их от 5 до 45 м.
Тектоническое строение
Обливское нефтяное месторождение расположено во внутренней прибортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов и приурочено к северной части Мазунинской зоны поднятий, осложняющей Бымско-Кунгурскую моноклиналь (Рис. 2.).
Рис. 2 Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Мазунинская зона поднятий представляет собой прерывистую цепочку поднятий субмеридионального простирания с некоторым отклонением северного окончания в восточном направлении. В основании поднятий залегают рифогенные сооружения верхнедевонско-турнейского возраста. Ширина структуры 4–7 км, высота 50–100 м. Восточнее Мазунинской зоны поднятий и параллельно ей протянулась цепочка поднятий Веслянского вала, в основании которых также лежат рифовые массивы. В южной части оба вала сливаются, образуя Кокуйскую структуру, к которой приурочено крупное нефтегазовое месторождение. Мазунинская зона включает в себя (по направлению с юга на север): Мазунинское, Троельжанское, Лазуковское, Кукуштанское, Курашимское и Обливское поднятия.
Формирование этих структур связано с общим регрессивным развитием бассейна ККСП. Большая часть поднятий с ядрами турнейских биогермов слабо выражена в пермском структурном плане (Мазунинское, Троельжанское, Кукуштанское) или не выражена совсем (Обливское).
До позднетиманского времени основным структурообразующим факторомна данной территории являлся тектонический. По данным сейсморазведки подрифовые горизонты палеозоя залегают в соответствии с общим тектоническим строением, характерным для юго-восточной части Пермского края, то есть ступенчато погружаются в северо-восточном направлении.
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.
Активизация тектонической деятельности на рубеже турнейского и визейского веков привела к подъему территории. 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 понижением территории и распространением морской обстановки осадконакопления.
Геологические преобразования территории в среднекаменноугольную эпоху существенно изменили ее региональный наклон. Началось формирование Урала и Предуральского прогиба, что обеспечило ступенчатый подъем структур Мазунинской валообразной зоны на юго-запад по направлению от прогиба к платформе.
Тектонические движения альпийского цикла подняли восточный край платформы и привели к изменению гипсометрического положения сформированных ранее залежей.
Изучение тектонического строения Обливского месторождения было выполнено по результатам бурения поисково-разведочных, эксплуатационных скважин и материалам сейсморазведки ОАО «Пермнефтегеофизика».
В состав месторождения входят две площади: Обливская, расположенная на севере рассматриваемой территории и Курашимская, расположенная на юге.
По кровле кыновского терригенного горизонта плошадь месторождения глубоким бурение изучена недостаточно, 3 скважины (73, 101, 102) вскрыли девонские отложения. На структурном плане ОГ III, отождествленного с кровлей девонских терригенных отложений, Обливское поднятие имеет вид структурной террасы, вытянутой в северо-восточном направлении. Терраса осложнена брахиантиклинальной складкой северо-западного простирания, размером 5 x 1.5 км, амплитудой более 30 м. Курашимское поднятие представляет собой складку широтного простирания с размерами по изогипсе минус 2090 м 5,7 x 1.5–2 км. Складка осложнена двумя параллельными выступами в районах скважин 102 и 112.
По кровле турнейского яруса, отождествленного с ОГ IIП, Обливское поднятие разбивается на две параллельные линии куполов, разделенные впадиной. Западный купол в р-не скв. 119 имеет размеры 1,5 x 0,6 км, амплитуду 14,4 м. Восточный купол в р-не скв. 129 имеет размеры 2,2 x 1.5 км, амплитуду 21,9 м.
По кровле терригенной пачки тульского горизонта, отождествленной с ОГ IIк, структурные элементы наиболее четко выражены.
Обливское поднятие по изогипсе минус 1520 м имеет форму неправильного овала с осью, соответствующей простиранию Мазунинского вала на северо-восток. Размеры Обливской структуры 3,8 х 2,5 км, амплитуда – 23,8 м. Структура осложнена двумя поднятиями, вытянутыми согласно общему простиранию вала и разделенными довольно глубокой впадиной. Свод западного поднятия находится в районе скважины 119, восточного – в районе скважины 129. Углы падения северо-западного крыла достигают 3°, юго-восточного – 1°54¢.
Курашимская структура по тульскому терригенному горизонту имеет более четкие очертания. Угол падения северо-западного крыла составляет 5°, юго-восточного – до 2°20¢. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе на абсолютной отметке минус 1500 м – 4,2 х 2,4 км, амплитуда более 10 м.
Размеры поднятия в районе скважины 112 на Курашимском поднятии в пределах замкнутой изогипсы на абсолютной отметке минус 1500 м 1,1 х 0,9 км, амплитуда 8,1 м.
По кровле верейского горизонта Обливское поднятие состоит из ряда плоских овальных куполов, осложняющих широкий выступ, круто спускающийся на северо-запад, в сторону Бымско-Кунгурской моноклинали. Северо-восточный и юго-восточный склоны более пологие. Угол падения северо-западного крыла превышает 2°, северо-восточного 0°30¢, юго-восточного 1°30¢.
Курашимское поднятие по верейскому плану выделяется в виде неправильной изогнутой складки, вытянутой в северо-западном направлении. В пределах замкнутой изогипсы на абсолютной отметке минус 1140 м размеры структуры составляют 6 x 2–4 км, амплитуда 20 м.
В результате изучения тектонического строения установлено:
1. Месторождение приурочено к двум локальным поднятиям, осложняющим северное окончание Мазунинской зоны поднятий.
2. Геологическое строение рассматриваемой площади обусловлено структурно-фациальными особенностями верхнедевонско-турнейского комплекса осадков.
3. Поднятия являются структурой облекания турнейских биогермов и прослеживается от турнейских до верейских отложений.
4. Структурные планы Курашимского поднятия характеризуются более тесной унаследованностью по всем отложениям, начиная с верхнего девона, по сравнению с Обливским поднятием.
5. Обливское поднятие, как замкнутая ловушка, с наибольшей амплитудой проявляется в визейское время.
6. Происходит выполаживание каменноугольных структур от турнейских отложений вверх по разрезу.
В тектоническом отношении Обливское нефтяное месторождение расположено на восточной окраине Русской платформы, приурочено к северной части Мазунинской зоны поднятий, осложняющей Бымско-Кунгурскую моноклиналь (Рис. 2.).
Геологический разрез глубоким бурением изучен до глубины 2511 м в скважине 73, представлен отложениям вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых четвертичными отложениями.
На Обливском месторождении нефтепроявления по керну были отмечены в отложениях верейского горизонта, башкирского яруса, радаевского, бобриковского, тульского горизонтов и турнейского яруса. Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Обливском месторождении промышленно нефтеносны два: верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс (пласт Бш) и нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс (пласты Тл2-а, Бб2, Мл1, Мл2).
Ближайшими к нему месторождениями являются: Кукуштанское, Лазуковское, Троельжанское, Елкинское, Ожгинское, Кыласовское, Ергачинское, а также крупное многокупольное Кокуйское месторождение.
В пределах Обливского месторождения установлено десять залежей с промышленными запасами нефти, из них семь отнесены к Курашимской площади и три к Обливской. Характеристики залежей по пластам приводятся ниже по тексту и в таблице 5.1.
Обоснование положения водонефтяных контактов проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований (Прил. 2) и опробования скважин (Прил. 9). Предпочтение отдавалось скважинам с удлинением до 70,0 м. Данные по скважинам с удлинением более 70,0 м в большинстве случаев не противоречат предлагаемым контактам. Обоснование положения водонефтяных контактов по залежам приведено в таблице 5.2.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена. На Обливском месторождении керн из отложений данного комплекса не отбирался, опробование не проводилось.
Каширо-гжельский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена. На Обливском месторождении керн из отложений данного комплекса не отбирался, опробование не проводилось.
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Нефтепроявления по керну отмечены на Обливской площади в скважине 73 на глубине 1489,2–1493,3 м (-1209,3 -1213,4 м) и в скважине 150 на глубине 1486,9–1491,9 м (-1205,3 -1210,2 м), на Курашимской площади в скважине 101 в интервале 1395,5–1419,3 м (-1152,3 -1176,3 м), в скважине 112 в интервале 1440–1456 м (-1182,2 -1198,2 м), при испытании пласта в процессе бурения скважин 25, 73, 149 Обливской площади и скважин 102, 103, 105 Курашимской площади притока не получили, а в скважинах 101, 113 Курашимской площади получили капли нефти и приток нефти с глинистым раствором. В колонне верейские отложения не испытывались. На Кокуйском месторождении и месторождениях Веслянского вала верейский пласт газоносен.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Бш
В кровле башкирского яруса выделен проницаемый пласт Бш, к пористым разностям известняков которого на Курашимской площади приурочена промышленная залежь нефти.
Обливская площадь. По керну отмечены нефтепроявления, отложения испытаны в процессе бурения в разведочных скважинах 25, 73, 78, 149, 150, в двух скважинах 25 и 150 притока не получено, в остальных получена вода.
Курашимская площадь. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 102к, 103к, 104к, 105к и 116к. По данным микроописаний, породы-коллекторы эффективной части пласта представлены преимущественно известняками биоморфными. Общая толщина пласта Бш изменяется от 5,2 до 35,6 м, в среднем равна 24 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1,4 до 9,6 м, составляя в среднем 4,7 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,8 до 5,0 м, составляя в среднем 2,9 м. Коэффициент расчлененности – 6 ед., коэффициент песчанистости – 0,258 д. ед.
Залежь массивная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 3,0 х 4,2 км. Высота залежи 24,1 м. В пределах контура залежи шестнадцать скважин.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1216 м и соответствует утвержденному ГКЗ. Безводные притоки нефти в результате опробования в колонне получены в скважинах 102к, 103, 104к, 115к и 130к (от 0,9 до 5,2 т/сут). ВНК принят по результатам опробования в колонне скважины 130к с учетом отметки нижней дыры перфорации и ГИС, получен безводный приток нефти дебитом 0,9 т/сут.
Запасы нефти оценены по категории А и В1. Залежь разрабатывается с 1988 года, накопленная добыча нефти 99,9 тыс. т.
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса. В результате проведенной детальной корреляции выделено четыре пласта (Тл2-а, Бб2, Мл1 и Мл2), имеющих промышленное значение.
Тульский горизонт
В верхней части разреза залегает карбонатно-терригенный пласт Тл1, пласт представлен переслаиванием карбонатных пород и пачками мергелей, алевролитов и песчаников. В ряде скважин отобран керн, описано 27 образцов. В скважине 106 пласт Тл1 испытан в колонне, получена нефть дебитом 0,8 т/сут, в скважинах 105, 125 пласт Тл1 прострелян совместно с другими пластами, получена нефть. Промышленная значимость запасов нефти не установлена.
В разрезе терригенных отложений тульского горизонта на месторождении выделены два проницаемых пласта: Тл2-а и Тл2-б. Промышленно нефтеносным является пласт Тл2-а.
Пласт Тл2-а залегает в верхней части терригенной пачки тульского горизонта, представлен алевролитами с прослоями песчаников. В пределах пласта выделены три нефтяные залежи.
Пласт Тл2-б приурочен к подошве тульского горизонта, на значительной площади месторождения пласт замещен плотными породами (29% скважин). Нефтенасыщенные песчаники встречены в керне скважины 133. На Обливской и Курашимской площадях пласт испытан в процессе бурения в четырех разведочных скважинах совместно с другими пластами. В скважине 149 получена нефть с водой, в скважине 150 притока не получено, в скважине 103 получена нефть, в скважине 105 нефть с водой. В скважине 115 пласт опробован совместно с Тл2-а, получен незначительный приток нефти. Промышленная значимость запасов нефти не установлена.
Пласт Тл2-а
Обливская площадь. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована керном в скважинах 73, 112, 121, 124, 133, 149. По данным макро- и микроописаний, коллекторами эффективной части пласта служат песчаники мелкозернистые, алевритистые и алевролиты Общая толщина пласта изменяется от 5,6 до 13,6 м, в среднем равна 10,9 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1,6 до 6,4 м, составляя в среднем 3,6 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,4 до 6,4 м, составляя в среднем 2,9 м. Коэффициент расчлененности – 2,8 ед., коэффициент песчанистости – 0,330 д. ед.
Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,9 х 3,8 км. Высота залежи 30,8 м. В пределах контура залежи пятнадцать скважин. Пласт отделен от нижележащего водоносного пласта Тл2-б плотным разделом толщиной 1,2–5 м.
Водонефтяной контакт наклонный, установлен на абсолютной отметке минус 1524 м в районе скважин 78, 150 до абсолютной отметки минус 1530 м в районе скважин 121, 149. При совместном испытании в открытом стволе пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б и Бб1 в скважине 78 получена пластовая вода, кровля водонасыщенного прослоя в пласте Тл2-а находится на абс. отм. минус 1523,7 м. При опробовании скважин 73, 107, 109 притоки нефти получены до абс. отм. минус 1528,9, 1529,4, 1530,9 м соответственно. Водонефтяной контакт принят на абсолютных отметках минус 1524–1530 м и соответствует утвержденному ГКЗ.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывается с 1975 года, накопленная добыча нефти 151,8 тыс. т.
Курашимская площадь, основная залежь. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 101к, 103к, 105к, 115к, 116к. Общая толщина пласта изменяется от 7 до 15,6 м, в среднем равна 13,4 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1,6 до 6,4 м, составляя в среднем 3,6 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,0 до 7,4 м, составляя в среднем 4,3 м. Коэффициент расчлененности – 3,7 ед., коэффициент песчанистости – 0,344 д. ед.
Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,6 х 3,9 км. Высота залежи 16,6 м. В пределах контура залежи 15 скважин и 1 боковой ствол. Пласт отделен от нижележащего пласта Тл2-б плотным разделом, сложенным аргиллитами толщиной 0,8–3,6 м.
Водонефтяной контакт принят усредненным на абсолютной отметке минус 1513 м по данным ГИС скважин 104к и 157. В скважине 104к подошва последнего нефтенасыщенного прослоя находится на абс. отм. минус 1515,3 м. В скважине 157 водонасыщенный прослой выделен с абс. отм. минус 1514,6 м. Нижняя отметка получения нефти при опробовании минус 1511,5 м в скважине 103к.
Запасы нефти оценены по категории А, В1. Залежь разрабатывается с 1988 года, накопленная добыча нефти 217,16 тыс. т.
Курашимская площадь, район скважины 112. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважине 112к. Общая толщина пласта изменяется от 13,2 до 14,8 м, в среднем равна 14 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 3 до 6,2 м, составляя в среднем 4,7 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 2,2 до 6,2 м, составляя в среднем 4,3 м. Коэффициент расчлененности – 3,5 ед., коэффициент песчанистости – 0,331 д. ед.
Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 1,2 х 1,4 км. Высота залежи 13,3 м. В пределах контура залежи 2 скважины и боковой ствол скважины 224. Пласт отделен от нижележащего пласта Тл2-б плотным разделом, сложенным аргиллитами толщиной 0,8–3,6 м.
Водонефтяной контакт принят на абсолютных отметках минус 1512–1518 м и соответствует утвержденному ГКЗ.
В скважине 112к на абс. отм. минус 1517,3 м определяется подошва последнего нефтенасыщенного прослоя, в скважине 224 на абс. отм. минус 1511,5 м по ГИС определяется подошва нефтенасыщенного прослоя, на абс. отм. минус 1513,5 м – кровля водонасыщенного прослоя. В скважине 224 из интервала перфорации с абс. отм. минус 1504,9–1511,9 м получено 0,58 т/сут нефти.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывается с 1988 года, накопленная добыча нефти 35,48 тыс. т.
Бобриковский горизонт
В разрезе отложений бобриковского горизонта на Обливском месторождении выделены два проницаемых пласта: Бб1 и Бб2. Промышленно нефтеносным является пласт Бб2. Кровля пласта отделена от вышезалегающего водоносного пласта Бб1 плотной глинистой покрышкой толщиной 1,2–3,6 м.
Пласт Бб2
В пределах пласта Бб2 выявлена одна нефтяная залежь с промышленными запасами нефти.
Курашимская площадь. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 101к, 103к, 105к, 116к. По данным макро- и микроописаний нефтяную часть пласта составляют песчаники мелкозернистые алевритистые и алевритовые, алевропесчаники и алевролиты.
Общая толщина пласта изменяется от 20 до 31,6 м, в среднем равна 27,8 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 6,2 до 30,8 м, составляя в среднем 16,6 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,6 до 8,6 м, составляя в среднем 3,9 м. Коэффициент расчлененности – 5,3 ед., коэффициент песчанистости – 0,598 д. ед.
Залежь пластовая сводовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,0 х 2,9 км. Высота залежи 9,9 м. В пределах контура залежи 12 скважин.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1533 м и соответствует утвержденному ГКЗ. ВНК принят осредненным по данным ГИС шести вертикальных скважин, а также по результатам опробования скважины 105, в которой из интервала перфорации на абс. отм. минус 1527,8–1533,8 м получена нефть дебитом 20,6 т/сут на диаметре штуцера 5 мм.
Запасы нефти оценены по категории А и В1. Залежь разрабатывается с 1988 года, накопленная добыча нефти 14 тыс. т.
Радаевский горизонт
В отложениях радаевского горизонта по данным ГИС выделяется два проницаемых пласта Мл1 и Мл2. Кровля пласта Мл1 отделена от вышележащих бобриковских пластов глинистым разделом толщиной 2–4 м.
Пласт Мл1
Пласт представлен алевролитами и песчаниками.
Курашимская площадь, район скважины 112. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважине 112. Нефтенасыщеная часть пласта, по данным макроописаний, сложена песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупно- и разнозернистыми. Общая толщина пласта изменяется от 3.6 до 11,6 м, в среднем равна 7.6 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1.6 до 2.6 м, составляя в среднем 2.1 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,6 до 2,6 м, составляя в среднем 2.1 м. Коэффициент расчлененности – 2.5 ед., коэффициент песчанистости – 0,199 д. ед.
Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 1,0 х 1,2 км. Высота залежи 16,1 м. В пределах контура залежи две скважины 112 и 224, кроме того боковой ствол скважины 224.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1577 м и соответствует утвержденному ГКЗ. При совместном опробовании пластов Мл1 и Мл2 в скважине 112к из интервала перфорации с абсолютной отметки минус 1573,9–1580,9 м получен приток нефти дебитом 11,8 т/сут. Водонефтяной контакт принят с учетом перфорации и данных ГИС скважины 112к.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывается с 1988 года, по состоянию на 01.01.2019 г. накопленная добыча нефти составила 39 тыс. т.
Пласт Мл2
В пределах пласта выделено 4 залежи нефти.
Обливская площадь, основная залежь. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 73, 150, 109к. В нефтяной части пласта коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми.
Общая толщина пласта изменяется от 4,2 до 13,4 м, в среднем равна 8 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 0,8 до 11 м, составляя в среднем 2.1 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,6 до 2,6 м, составляя в среднем 3,8 м. Коэффициент расчлененности – 1,6 ед., коэффициент песчанистости – 0,453 д. ед.
Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 1,1 х 3,8 км. Высота залежи 32,4 м. В пределах контура залежи тринадцать скважин.
Водонефтяной контакт принят на абсолютных отметках минус 1587,6 – 1593,3 м и соответствует утвержденному ГКЗ.
При опробовании скважины 103о из интервала перфорации с абсолютных отметок минус 1583,6–1586,6 м получена нефть дебитом 8.1 т/сут, в скважине 101о из интервала перфорации минус 1587,7–1590,7 м получена пластовая вода. В тоже время в скважинах 114, 124, 149 при нижних отметках дыр перфорации соответственно абс. отм. минус 1592,1 м, абс. отм. минус 1592,0 м, абс. отм. минус 1592,3 м получена нефть.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывается с 1976 года, накопленная добыча нефти 241 тыс. т.
Обливская площадь, район скважины 129. В пределах контура залежи одна скважина 129. Керн не отбирался.
Общая толщина пласта 6,2 м. Эффективная толщина 2,2 м, эффективная нефтенасыщенная 2,2 м. Коэффициент расчлененности – 2 ед., коэффициент песчанистости – 0,355 д. ед.
Залежь пластовая сводовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 0,3 х 0,5 км. Высота залежи 5,8 м. Водонефтяной контакт принят на абс. отм. минус 1572,8 м и соответствует утвержденному ГКЗ.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1572,8 м по подошве нефтенасыщенного прослоя. Из интервала перфорации минус 1566,4–1569,4 м получено 1,6 т/сут нефти.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывалась в период с сентября 1986 года по август 1996 года, скважина 129 выбыла из разработки по причине 98% обводненности продукции, накопленная добыча нефти составила 6 тыс. т.
Курашимская площадь, район скважины 101. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 101к, 115к. По данным микроописаний нефтенасыщенная часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми, часто с примесью алеврита.
Общая толщина пласта изменяется от 7,2 до 10 м, в среднем равна 8 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1,0 до 4,4 м, составляя в среднем 2,6 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,0 до 4,4 м, составляя в среднем 2,6 м. Коэффициент расчлененности – 1,25 ед., коэффициент песчанистости – 0,327 д. ед.
Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 0,6 х 1,4 км. Высота залежи 3,6 м. В пределах контура залежи три скважины.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1574 м и соответствует утвержденному ГКЗ.
В скважинах 101 и 130 получены фонтанные притоки нефти дебитом 15,8 и 10,5 т/сут соответственно. Подошва проницаемой части, соответствующая интервалу перфорации в скважине 101к находится на отметке минус 1574,3 м, в скважине 130к на отметке минус 1578,2 м. В скважине 137 с отметки минус 1574,4 м получена пластовая вода. ВНК установлен по данным ГИС, с учетом результатов опробования скважин.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывается с 1987 года, накопленная добыча нефти 74 тыс. т.
Курашимская площадь, район скважины 112. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважине 112к.
Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 7,2 м, в среднем равна 6,8 м. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1,1 до 1,2 м, составляя в среднем 1,2 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0,3 до 1,2 м, составляя в среднем 0,8 м. Коэффициент расчлененности – 1,5 ед., коэффициент песчанистости – 0,17 д. ед.
Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 0,4 х 0,7 км. Высота залежи 2,3 м. В пределах контура залежи пробурена скважина 112 и боковой ствол скважины 224.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1581 м и соответствует утвержденному ГКЗ.
При совместном опробовании с пластом Мл1 в скважине 112 из интервала перфорации на абсолютной отметке минус 1573,9–1580,9 м получена нефть дебитом 11,8 т/сут. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1580,7 м с учетом отметки подошвы нефтенасыщенного прослоя.
Запасы нефти оценены по категории А. Залежь разрабатывается с 1987 года, накопленная добыча нефти 6 тыс. т.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов.
В кровле турнейского яруса выделено два проницамых пласта Т1 и Т2. На Обливской площади пласты водоносны, на Курашимской площади выявлены залежи нефти непромышленного значения.
Фаменский ярус. В скважине 73 в интервале глубин 2035,1–2037,3 м отобран керн – известняк с запахом нефтяного газа. Испытания в девонских отложениях не проводились.
Промышленная значимость запасов нефти комплекса не установлена.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Обливского месторождения Пермского края. Договор № 6596/18П0344/18D0270 от 28.09.2018. Мельник Е.Е., Плотников А.В., Мулькова Л.Г., и др. 2019
Следующее Месторождение: Волковское