Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2007
Источник информации: РГФ_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 1.74 км²
Преображенское месторождение
В административном отношении Преображенское месторождениерасположено в Уинском районе Пермского края. В тектоническом отношении приурочено к Ново‑Уинскому поднятию, расположенному в пределах Башкирского свода восточнее Чернушинского вала.
Месторождение открыто в 2007 году поисковой скважиной 265. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях визейского (пласты Тл2-а и Мл) и карбонатных отложениях турнейского (пласт Т2) и фаменского (пласты Фм1 и Фм2) ярусов.
Впервые запасы нефти и растворенного газа по Преображенскому месторождению были утверждены в 2007 году протоколом ФАН № 18/802-пр от 23.10.2007 г.
Преображенское месторождение в административном отношении расположено в Уинском районе Пермского края, в 130 км южнее г. Перми (рис. 1). Районный центр с. Уинское находится в 4 км северо-восточнее месторождения. Ближайшие населенные пункты – с. Кочешовка, с. Аспа, с. Чайка.
Рис. 1.Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
Основными путями сообщения являются шоссе Пермь - Кунгур, улучшенная грунтовая дорога Кунгур - Орда - Уинское. На территории изучаемой площади имеется сеть дорог, пригодных для движения лишь в сухое летнее и зимнее время. Ближайшая железнодорожная станция Щучье Озеро располагается в 42 км южнее месторождения.
Уинский район – это аграрно-промышленный регион. Лесной и лесостепной характер района способствовал развитию отраслей лесного комплекса. В районе имеются предприятия лесопромышленного комплекса, небольшие строительные предприятия. Одно из основных богатств района – строительные материалы (известняки, доломиты, гипсы).
Сельское хозяйство – одна из ведущих отраслей. Развиты мясомолочное животноводство, свиноводство, зерноводство, картофелеводство.
В районе размещены предприятия нефтедобывающей промышленности.
В геоморфологическом отношении район месторождения находится на восточной окраине Русской равнины и представляет собой всхолмленную равнину с отдельными возвышенностями, расчлененную редкими небольшими речками и ручьями с глубокими врезами долин. Абсолютные отметки рельефа достигают 264 м. Территория почти сплошь покрыта лесом, в основном хвойным с примесью лиственных пород (осина, береза, липа).
По площади месторождения протекает река Ирень и ее притоки (Большой и Малый Ашап, Сып, Аспа). Развиты карстовые формы рельефа.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза проводится снизу вверх согласно «Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы», 1988г., с учетом внесенных поправок в 1990 году (каменноугольная система) и 2005 году (пермская система).
Протерозойская акротема – PR
Верхнепротерозойская эонотема – PR2
Вендская система – V
Вендские отложения представлены переслаивающимися аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Вскрытая толщина комплекса составляет 29-65 м.
Фанерозойская эонотема – FZ
Палеозойская эратема – PZ
Представлена тремя системами: девонской, каменноугольной и пермской.
Девонская система – D
Отложения системы залегают на породах вендского комплекса со стратиграфическим несогласием, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
Представлен живетским ярусом.
Живетский ярус – D2g
Представлен переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Толщина живетского яруса составляет 5-30 м.
Верхний отдел (D3)
Франский ярус (D3f)
Нижнефранский подъярус
Нижнефранский подъярус выделяется в объеме пашийского и тиманского горизонтов.
Пашийский горизонт
Представлен терригенными породами алевролитами, аргиллитами, песчаниками. Его толщина изменяется от 5 до 30 м.
Тиманский горизонт
Переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов. Толщина горизонта составляет 5-20 м. К кровле терригенных отложений тиманского горизонта приурочен сейсмический отражающий горизонт (ОГ) III.
В нижней части франских отложений развита глинисто-мергелистая пачка толщиной до 75 м, битуминозные известняки.
Фаменский ярус (D3fm)
Фаменские отложения представлены известняками органогенно-детритовыми, трещиноватыми, кавернозными. К отложениям фаменского яруса приурочена промышленная нефтеносность (пласты Фм2, Фм1).
Толщина франско-фаменских отложений изменяется от 220 до 600 м.
Каменноугольная система (C)
Нижний отдел (C1)
Турнейский ярус (C1t)
Разрез представлен органогенно-детритовыми известняками, прослоями глинистыми, доломитизированными. Возможно развитие рифовых построек. К турнейским отложениям приурочена промышленная нефтеносность (пласт Т2). Толщина отложений турнейского яруса составляет 64-169 м. С кровлей этих отложений связан ОГ IIП.
Визейский ярус (C1v)
Нижневизейский подъярус
Кожимский надгоризонт
Представлен радаевским и бобриковским горизонтами, которые несогласно залегают на отложениях турнейского яруса.
Радаевский горизонт
Горизонт представлен песчаниками, алевролитами и каолинитовыми аргиллитами. Преобладают песчаники и алевролиты. Песчаники коричневые, мелкозернистые, алевритистые, с глинистыми примазками. Алевролиты серые, слюдисто-глинистые. Горизонт промышленно нефтеносен (пласт Мл). Его толщина составляет 12-20 м.
Бобриковский горизонт
Бобриковские отложения представлены чередующимися аргиллитами и песчаниками. Его толщина изменяется от 15 до 29 м.
Верхневизейский подъярус
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
Тульский горизонт делится на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная часть разреза сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники коричневые, мелкозернистые, пористые, с глинистыми примазками. Алевролиты серые, песчаные, с глинистыми примазками. Толщина терригенной части составляет 25-39 м. Промышленная нефтеносность приурочена к проницаемому пласту Тл2-а. Кровля терригенных отложений тульского горизонта маркируется сейсмическим ОГ IIК.
Карбонатная часть разреза представлена известняками темно-серыми, серыми, участками доломитизированными и глинистыми. Толщина этих отложений изменяется от 14 до 21 м.
Серпуховский ярус (C1s)
Отложения серпуховского яруса представлены известняками светло-серыми, участками глинистыми, переслаивающимися с доломитами. Толщина отложений составляет 246-298 м.
Средний отдел (C2)
Башкирский ярус (C2b)
Башкирские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на толще серпуховских отложений. Породы башкирского яруса представлены известняками с редкими прослоями доломитов. Известняки серые, прослоями фораминиферовые и водорослевые. Доломиты светло-серые, мелкозернистые, с редкими маломощными прослоями и линзами аргиллитов. Толщина этих отложений составляет 59-101 м.
На Преображенском месторождении в башкирских отложениях отмечены признаки нефтенасыщения по керну, связанные преимущественно с известняками. Опробования пластоиспытателем во время бурения не проводилось.
К кровле карбонатных отложений башкирского яруса приурочен ОГ IП.
Московский ярус (C2m)
Верейский горизонт
Верейский горизонт представлен чередованием известняков глинистых, аргиллитов с редкими прослоями доломитов, алевролитов. Толщина горизонта составляет 40-60 м.
Из отложений верейского горизонта отобран нефтенасыщенный керн. В скважине № 265 в результате испытания получен слабогазированный фильтрат бурового раствора и нефти (табл. 2.3). С кровлей пород верейского горизонта связан ОГ IК.
Каширский + Подольский + Мячковский горизонты
Сложены известняками и доломитами, в нижней части глинистыми и алевритистыми. Толщина этих отложений достигает 299 м.
Верхний отдел (C3)
Толща нерасчлененного верхнего карбона представлена карбонатными породами, доломитами с прослоями известняков, с включениями гипса и ангидрита. Толщина отложений этого возраста варьирует от 125 до 155 м.
Пермская система (P)
Нижний отдел (P1)
Ассельский + Сакмарский ярусы (P1a+s)
Нерасчлененные отложения ассельского и сакмарского ярусов представлены, в основном, известняками, преимущественно органогенно-детритовыми. В нижней части залегают доломиты с подчиненными прослоями известняков. Толщина этих отложений составляет 242-290 м. В нижней части пород сакмарского яруса прослеживается сейсмический ОГ S.
Артинский ярус (P1ar)
Бурцевский горизонт
Сложен известняками органогенно-детритовыми, прослоями глинисто-битуминозными и окремнелыми, в нижней части сильно битуминозными. Толщина горизонта составляет 45-75 м.
Иргинский + Саргинский + Саранинский горизонты
Разрез представлен известняками, преимущественно органогенно-детритовыми, с прослоями доломитов. Толщина отложений составляет 150-235 м.
Кунгурский ярус (P1k)
Филипповский горизонт
Горизонт сложен доломитами, неравномерно сульфатизированными, в нижней части известняками доломитизированными. Толщина горизонта составляет 53-62 м.
Иренский горизонт
Разрез горизонта представлен переслаиванием ангидритов и доломитов с прослоями сульфатных глинистых пород. Толщина отложений составляет 71-124 м.
Уфимский ярус (P1u)
Породы этого возраста представлены алевролитами, глинами, песчаниками с прослоями ангидритов. Толщина отложений составляет 10-55 м.
Кайнозойская группа (КZ)
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности верхнепермских отложений и представлены аллювиальными суглинками, глинами, песками, включающими гнезда и линзы галечников. Толщина четвертичных отложений достигает 35 м.
Тектоническое строение
Преображенское месторождение, приуроченное к Ново-Уинскому поднятию, в тектоническом плане расположено в пределах Башкирского свода восточнее Чернушинского вала (рис. 2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
Согласно схеме геотектонического районирования по фундаменту, месторождение расположено на восточном склоне Осинской палеовпадины.
Глубина залегания фундамента изменяется от 8 до 9 км, увеличиваясь в юго-западном направлении в сторону осевой части впадины.
На размытой поверхности кристаллического фундамента залегает толща нижнерифейских отложений. Её толщина увеличивается в юго-западном направлении от 6000 м до 6500 м. В южной части площади возможно распространение терригенных пород гожанской свиты среднего рифея.
Поверхность рифейских отложений перекрывается терригенными породами вендского комплекса. Их толщина составляет 300-580 м, увеличиваясь в северо-восточном направлении.
С поверхностью рифейских отложений отождествлен ОГ V, который в пределах площади погружается в северо-восточном направлении. На фоне регионального погружения выделяется ряд структурных выступов, осложненных локальными объектами тектонического генезиса. Структурный план поверхности рифейских карбонатов осложнен разрывными нарушениями, наиболее протяженное из которых – Кулигинский сброс – протрассировано в центральной части площади. Этот дизъюнктив разрывает осадочный чехол вплоть до нижнепермских отложений. Опущенным является восточный блок. Амплитуда смещения по ОГ палеозоя составляет 20-30 м на юго-востоке, увеличиваясь до 60 м на северо-западе.
По отложениям палеозойского комплекса Ново-Уинская структура расположена в зоне сочленения Башкирского свода с Бымско-Кунгурской моноклиналью.
В 2005 году СП 11 и СП 12 (Лесная площадь) методикой ОГТ в комплексе со структурным бурением было подготовлено под глубокое бурение Ново-Уинское поднятие. В 2006 году в скважине № 265 сейсмокаротажным отрядом СП 12 были выполнены скважинные исследования поляризационным методом вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП).
В 2007-2008 гг. проведена пространственная сейсморазведка (модификация 3D).
Ново-Уинская структура четко выделяется по всем основным отражающим горизонтам осадочного чехла. Амплитуда поднятия по ОГ III составляет 3 м. В позднедевонское время в районе поднятия происходит формирование рифов франского и фаменского возрастов. Органогенные постройки четко выделяются на временных разрезах по характерному рисунку сейсмической записи. В связи с облеканием органогенных построек позднедевонского возраста по ОГ IIП купол увеличивается в размерах относительно ОГ III в северо-западном направлении и амплитуда его составляет 10 м.
СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
Преображенское месторождение расположено на территории Забродовского лицензионного участка (ПЕМ 12500 НР от 18.06.2004 г.).
Продуктивность Преображенского месторождения связана с визейским терригенным (пласты Тл2-а, Мл) и верхнедевонско-турнейским карбонатным (пласты Т2, Фм1, Фм2) нефтегазоносными комплексами.
Корреляция отложений продуктивных горизонтов проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев на основании промыслово-геофизических материалов с учетом данных исследований керна и результатов опробования скважин. Корреляция продуктивных отложений проводилась, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК), кавернометрии (ДС).
Форма и размеры залежей приняты по результатам интерпретации данных сейсморазведки. При этом за основу принимались карты по отражающим горизонтам IIК и IIП, построенные по результатам отчета сейсмических партий 11 и 12 на Лесной площади, с учетом данных поисково-разведочного бурения.
Геометризация пластов проведена с учетом трехмерного моделирования в программе IRAP RMS.
Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керновым, промыслово-геофизическим и гидродинамическим исследованиям.
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
На территории Преображенского месторождения из отложений верейского горизонта отобран нефтенасыщенный керн. В скв. 265 в результате испытания получен приток нефти, бурового раствора и фильтрата бурового раствора.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На Преображенском месторождении в башкирских отложениях отмечены нефтепроявления по керну. В основном это известняки с неравномерным насыщением нефтью. Опробования пластоиспытателем во время бурения не проводилось.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Тульский горизонт
По комплексу промыслово-геофизических исследований в терригенных отложениях тульского горизонта выделяется только один продуктивный пласт – Тл2-а.
Литологически отложения тульского горизонта представлены песчаниками мелкозернистыми алевритистыми слабо глинистыми и алевролитами мелко-крупнозернистыми песчанистыми. Нефтепроявления по керну встречены в интервале минус 1279,0-1287,6 м.
Продуктивность пласта Тл2-а доказана опробованием, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований и данными исследования керна.
Пласт Тл2-а
Пласт залегает в кровле терригенной части тульского горизонта.
Пласт Тл2-аиспытан в процессе бурения скважины 265 испытателем пластов в интервале 1580,0‑1614,9 (-1273,4-1306,0) м, в результате за 66 минут получено 0,5 м3 нефти, 3 м3 технической воды,1,45м 3 бурового раствора с нефтью.
Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования через колонну в скважине 265, где из интервалов перфорации 1586,0-1589,0 м (-1279,1-1281,9 м) получен приток нефти (дебитом 8,7 т/сут) и воды (дебитом 1,8 м3/сут).
ВНК принимается условно на абс. отметке -1281,9 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 265 с учетом результатов опробования скважины (Табл. 6.2).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 0,5 до 2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,236, коэффициент расчлененности – 2.
Залежь пластовая сводовая, размерами 0,5 ´ 0,3 км, высотой 2,6 м.
Бобриковский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в пределах горизонта выделяются два проницаемых пласта: Бб1 и Бб2, разделенных между собой аргиллитами толщиной до 2 м.
По промыслово-геофизическим данным и керну, отобранному из скв. 265 Преображенского месторождения, оба пласта водонасыщенные.
В пределах бобриковского горизонта залежей, имеющих промышленное значение нефти и газа на месторождении, не выявлено.
Радаевский горизонт
На Преображенском месторождениив объеме радаевского горизонта по результатам корреляции выделен один пласт Мл.
Промышленная нефтеносность пласта доказана опробованием, результатами промыслово-геофизических исследований, данными исследования кернового материала.
Пласт Мл
Пласт Мл залегает в кровле радаевского горизонта, покрышкой ему служат вышележащие глинистые породы толщиной 3,5 м.
Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования через колонну в скважине 265, где из интервалов перфорации 1639,5-1642,0 м (-1328,9-1331,2 м) получен приток нефти дебитом 29,4 т/сут (dшт = 5 мм).
ВНК предлагается принять на абс. отметке -1335,1 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 14 с учетом результатов опробования скважины.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 3,4 до 5,8 м и от 1,5 до 2,4 м соответственно. Коэффициент песчанистости равен 0,406, коэффициент расчлененности – 3,7.
Залежь пластовая сводовая, размерами 0,9 ´ 0,8 км, высотой 8,4 м.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Турнейский ярус
Отложения турнейского яруса представлены известняками комковато-водорослевыми с детритом и комковато-детритовыми с фораминиферами. Детальной корреляцией выявлено две зоны распространения коллекторов – пласты Т1 и Т2, разобщенные плотными породами, из них на Преображенском месторождении промышленно нефтеносен только Т2. Пласт Т1 водонасыщен по данным ГИС и керну, отобранному из верхней части пласта.
Промышленная нефтеносность пласта Т2 доказана опробованием, промыслово-геофизическими исследованиями, результатами исследования керна.
Пласт Т2
Пласт расположен в подошве турнейского яруса, от залегающего выше пласта Т1 отделен уплотненными известняками с примесью глинистого материала толщиной 3 м.
Пласт Т2испытан в процессе бурения скважины 265 испытателем пластов в интервале 1679,0-1698,0 (-1365,6-1383,2) м, в результате за 32 минуты получено 0,17 м3 нефти и 0,17 м3 ФБР.
Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования через колонну в скважине 265, где из интервалов перфорации 1688,5-1694,5 м (-1374,4-1380,0 м) получен приток нефти дебитом 5,7 т/сут (dшт = 3 мм).
ВНК принимается на абс. отметке -1379,6 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 265 с учетом результатов опробования скважины (Табл. 6.2).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 5,8 до 6,8 м и от 0,8 до 4,1 м соответственно. Коэффициент песчанистости равен 0,276, коэффициент расчлененности – 7.
Залежь массивная, размерами 1,1 ´ 1,0 км, высотой 15,4 м.
Фаменский ярус
Отложения фаменского яруса представлены известняками сферово-водорослево-комковатые, с детритом, сферами и фораминиферами.
Детальной корреляцией выделены пласты Фм1 и Фм2, к которым приурочена промышленная нефтеносность.
Пласт Фм1
От вышележащего пласт Фм1 отделяется пачкой глинистых известняков незначительной толщиной 2 м.
Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования через колонну в скважине 265, где из интервалов перфорации 1717,0-1718,5 и 1726,5-1728,5 м (‑1400,8‑1402,2 и -1409,6-1411,4 м) получен приток нефти дебитом 3,6 т/сут.
ВНК предлагается принять на абс. отметке -1429,5 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 14 с учетом результатов опробования скважины.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 4,2 до 5,9 м и от 2,7 до 5,8 м соответственно. Коэффициент песчанистости равен 0,088, коэффициент расчлененности – 7,3.
Залежь пластово-массивная, размерами 1,1 ´ 1,0 км, высотой 32,9 м.
Пласт Фм2
Пласт залегает в подошве фаменского яруса.
Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования через колонну в скважине 265, где из интервалов перфорации 1778,5-1781,0 м (-1457,5-1459,8 м) получен приток нефти дебитом 6,0 т/сут.
ВНК принимается на абс. отметке -1490,5 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС в скважине 265 с учетом результатов опробования скважины (Табл. 6.2).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 4,9 до 5,5 м и от 1,3 до 2,6 м соответственно. Коэффициент песчанистости равен 0,089, коэффициент расчлененности – 8.
Залежь массивная, размерами 1,1 ´ 0,9 км, высотой 36,7 м.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Преображенского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z810/6361 от 09.11.2017 г. Цылева А.П., Мулькова Л.Г., Гладких Н.А., и др. 2020
Следующее Месторождение: Чагвинское