Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1969
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 11.9 км²
Русаковское нефтяное месторождение
Русаковское нефтяное месторождение в административном отношении находится на территории Ильинского района Пермского края, в 25 км юго-восточнее районного центра – поселка Ильинский (рис.1.), в тектоническом - расположено в южной части Висимской моноклинали, в зоне ее сочленения с Пермским сводом в пределах Межевской валообразной зоны.
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
На 01.01.2020 г. Русаковское месторождение состоит из трех поднятий: с севера-запада на юг-восток – Романятское, Русаковское, включающее группу обособленных куполов в районах скважин (261, 236, 259 и 123) и Мартыновское.
Месторождение открыто в 1969 году скважиной № 120 (Русаковское поднятие).
Промышленная нефтеносность месторождения приурочена к терригенным отложениям тульского (пласт Тл2), бобриковского (пласты Бб1 и Бб2), радаевского (пласт Мл) горизонтов визейского и карбонатным отложениям турнейского (пласт Т) ярусов.
Впервые запасы Русаковского месторождения были подсчитаны в оперативном порядке в 1969 году по результатам бурения одной поисковой скважины (скв.120) (Протокол ЦКЗ № 6 от 02.03.1970 г.).
Разработка месторождения началась в 1981 году.
Рельеф района месторождения представляет собой приподнятую равнину, расчлененную густой сетью речек, ручьев и оврагов. Максимальная абсолютная отметка +308.7 м отмечается в верховьях р. Гаревой, минимальная +130 м – у ее уреза.
Правый приток Камы – р. Полуденная, протекающая через всю площадь в северо-восточном направлении.
Территория месторождения в значительной степени залесена. Леса смешанные, с преобладанием хвойных. Почвенно-растительный покров достаточно своеобразен. Значительные массивы темноцветных серых лесостепных почв, имеются оподзоленные черноземы, много дерново-подзолистых и дерново-карбонатных почв. Растительность отличается обилием и разнообразием видов – степных, луговых, лесных. Животный мир типичен для освоенной части лесостепи.
Стратиграфия
Геологический разрез Русаковского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин на глубину более 2250 м и представлен отложениями вендской, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Осадочный чехол характеризуется преобладанием карбонатного комплекса отложений и фациальным разнообразием терригенных осадков.
Вендская система (V)
Отложения венда представлены переслаиванием аргиллитов и алевролитов буровато-темных с песчаниками зеленовато-серыми, глинистыми.
Вскрытая мощность комплекса 50 м (скв. № 128).
Палеозойская эратема
Палеозойские отложения на территории месторождения представлены отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем, залегающих несогласно на терригенных породах вендского комплекса.
Девонская система (D)
Девонская система представлена терригенными отложениями среднего (эйфельский, живетский ярусы), которые залегают с большим стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса, и карбонатными отложениями верхнего (франский и фаменский ярусы) отделов.
Средний отдел
Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами.
Эйфельский ярус
Ярус представлен известняками серыми и темно-серыми, органогенными с прослоями доломитов.
Мощность комплекса 84 м (скв. 128).
Живетский ярус
В разрезе Русаковского месторождения ярус представлен старооскольским надгоризонтом, пашийским горизонтом и нижней (терригенной) пачкой тиманского горизонта.
Вскрытая мощность комплекса 38 м (скв. № 128).
Старооскольский надгоризонт
Надгоризонт сложен песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Мощность надгоризонта 38 м.
Пашийский горизонт
Горизонт сложен алевролитами и мелкими песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. Мощность горизонта 8 м.
Тиманский горизонт
Нижняя пачка
Пачка представлена аргиллитами зеленовато и темновато-серыми с прослоями алевролитов. Мощность 25 м.
Верхний отдел
Отдел представлен двумя ярусами: франским и фаменским.
Франский ярус
Ярус состоит из нижнего, среднего и верхнего подъярусов.
Нижний подъярус
Подъярус представлен саргаевским горизонтом.
Саргаевский горизонт
Горизонт сложен известняками серыми и буровато-серыми, тонкозернистыми и пелитоморфными, местами конгломератовидными. Мощность горизонта 7 м.
Средний подъярус
Семилукский горизонт
Горизонт представлен доломитами с подчиненными прослоями известняков. Мощность отложений 15 м.
Верхний подъярус
Подъярус представлен воронежским + речицким надгоризонтами.
Надгоризонты сложены доломитами с прослоями известняков. Мощность 55 м.
Фаменский ярус
Ярус сложен светло-серыми и серыми доломитами с буроватым оттенком, слабо известковистыми, микрозернистыми с включениями ангидрита, а также светло-серыми и серыми известняками с коричневатым оттенком, местами доломитизированными с прослоями доломитов. По литолого-тектоническим особенностям указанные отложения относятся к карбонатному типу разрезов мелководного шельфа. Мощность отложений фаменского яруса достигает 183 м.
В карбонатных отложениях франского и фаменского ярусов отмечены нефтепроявления.
Каменноугольная система (С)
Каменноугольная система выделяется в составе двух подсистем: 1) миссисипской в объеме нижнего (турнейский ярус), среднего (визейский ярус) и верхнего (серпуховский ярус) отделов; 2) пенсильванской в объеме нижнего (башкирский ярус), среднего (московский ярус) и верхнего отделов. Разрезы отделов преимущественно сложены карбонатными породами.
Миссисипская подсистема
В состав миссисипской подсистемы входят три отдела: нижний (турнейский ярус), средний (визейский ярус) и верхний (серпуховский ярус).
Турнейский ярус
Ярус сложен серыми и светло-серыми, почти белыми, пелитоморфными, мучнистыми известняками. В кровле турнейского яруса выделяется нефтяной пласт Т. Мощность яруса от 41 до 227 м.
Визейский ярус
В составе яруса выделены радаевский, бобриковский, тульский, алексинский, михайловский, веневский горизонты.
Радаевский горизонт
Отложения горизонта несогласно залегают на размытой поверхности турнейского яруса. В радаевском горизонте выделяется пласт Мл, в котором установлены нефтегазопроявления.
Мощность отложение от 3 до 12 м.
Бобриковский горизонт
Горизонт характеризуется переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. В данном горизонте можно выделить два пласта, к которым приурочены промышленные запасы нефти и газа – это пласты Бб2 и Бб1.
Мощность горизонта от 21 до 31 м.
Тульский горизонт
Горизонт характеризуется переслаиванием алевролитов, аргиллитов, с подчиненными прослоями песчаников. К подошве пласта Тл2, рассматриваемого горизонта, приурочены промышленные запасы нефти и газа.
Вышележащий пласт Тл1 сложен доломитами, известняками, внизу прослоями алевролитов и песчаников, где установлено нефтепроявление. Общая мощность тульского горизонта изменяется от 14 до 39 м.
Нерасчлененная верхняя часть визейского яруса представлена доломитами светло и буровато-серыми, реже почти белыми, тонкозернистыми, ниже известковистыми с прослоями светло-серых известняков. Мощность нерасчлененной части составляет 183-216 м.
Алексинский + Михайловский + Веневский горизонты
Горизонт представлен доломитами светло и буровато-серыми, реже белыми, тонкозернистыми, в нижней части известковистые с прослоями светло-серых известняков.
Мощность отложений от 183-216 м.
Серпуховский ярус
Ярус представлен в разрезе изучаемого месторождения почти белыми известняками, разнозернистыми с промазками зеленоватой глины и включениями голубовато-белого кремния.
Мощность пород от24 до 212 м.
Пенсильванская подсистема
В разрезе пенсильванская подсистема представлена тремя отделами: нижним (башкирский ярус), средний (московский ярус) и верхний.
Башкирский ярус
Ярус сложен серыми, органогенно-детритовыми, тонкозернистыми, сильно окремнелыми известняками, с подчиненными прослоями известняковых песчаников и конгломератов брекчий, отражающих перерыв в осадконакоплении.
Мощность яруса изменяется от 64 до 72 м.
Московский ярус
Ярус подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский подъярусы.
Верейский подъярус
Подъярус представлен темно-серыми и серыми глинистыми, алевритистыми известняками, переслаивающимися с темно-серыми аргиллитами, почти черными, содержащими подчиненные прослои алевролитов.
Мощность отложений до 62 м.
Каширский подъярус
Подъярус сложен серыми детритусовыми известняками со стилолитовыми швами, с включениями ангидрита и гипса. Также присутствуют доломиты светло-серые микро- и тонкозернистые с включениями пирита и ангидрита.
Мощность отложений изменяется в пределах 43-49 м.
Подольский подъярус
Подъярус сложен органогенными известняками светло-серыми и серыми, тонко и мелкозернистыми, прослоями темно-серыми. Присутствуют серые микрозернистые доломиты.
Мощность отложений до 110 м.
Мячковский подъярус
Подъярус представлен органогенными серыми и темно-серыми мелкозернистыми известняками. Присутствуют серые доломиты, микрозернистые, частью окремнелые с включениями кремния, ангидрита и гипса.
Мощность отложений изменяется от 38 до 76 м.
Верхний отдел
Верхний отдел пенсильванской подсистемы сложен светло-серыми и серыми микро- и тонкозернистыми доломитами, участками окремнелыми. Присутствуют известняки светло-серые, разнозернистые, доломитизированные. Установлены газопроявления. Мощность отложений 146-166 м.
Пермская система (P)
В разрезе система представлена приуральским (нижним), биармийским (средним) и татарским (верхним) отделами.
Приуральский отдел
Нижний отдел состоит из ассельского, сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.
Ассельский и сакмарский ярусы (нерасчлененная толща)
Толща характеризуется переслаиванием серых, голубовато-серых известковистых доломитов, слабопористых, скрытокристаллических и известняков скрытокристаллических, плотных, иногда оолитовых.
Мощность изменяется в пределах 180-209 м.
Артинский ярус
Ярус сложен известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, реже кристаллическими или пелитоморфными, с включениями линз кремния и гнезд гипса, с подчиненными прослоями афанитовых доломитов серых и темно-серых.
Мощность отложений яруса 180-205 м.
Кунгурский ярус
Ярус представлен отложениями филипповского и иренского горизонтов.
Филипповский горизонт
Горизонт сложен доломитами от светло- до темно-серых, глинистыми, афанитовыми или кристаллическими, с подчиненными прослоями серых известняков, включениями ангидрита, гипса и углистого вещества.
Мощность отложений от 29-52 м.
Иренский горизонт
Горизонт представлен плотными голубовато-серыми крупнокристаллическими ангидритами с темно-серыми доломитами, афанитовыми, с подчиненными прослоями известняков.
Мощность горизонта 112-132 м.
Уфимский ярус
Ярус представлен отложениями соликамского и шешминского горизонтов.
Соликамский горизонт
Горизонт сложен известняками от светло- до темно-серых, тонкослоистых, с прослоями мергеля и черной глины. Прослеживаются серые доломиты, скрытокристаллические с прожилками ангидрита и гипса. Присутствует темно-серый доломитизированный мергель с прослоями глины.
Мощность горизонта составляет 67-77 м.
Шешминский горизонт
Горизонт характеризуется чередованием серых микрозернистых песчаников, глинистых алевролитов коричневых и красновато-коричневых, известковистых и глин коричневых, участками загипсованных. Мощность горизонта 305 м.
Биармийский отдел
Средний отдел представлен отложениями казанского яруса.
Казанский ярус
Ярус характеризуется чередованием песчаников серых и коричневато-серых, известковых, с включениями галек местных пород, глин коричневых, песчанистых, известковистых, алевролитов плотных, известковистых и конгломератов.
Мощность отложений 175 м.
Татарский отдел
Отложения характеризуется чередованием песчаников, глин и алевролитов. Мощность отложений до 39 м.
Кайнозойская эратема
Четвертичная система (Q)
Отложения повсеместно залегают на размытой поверхности верхнепермских пород и представлены суглинками, глинами, песками с известняковой галькой.
Мощность отложений до 18 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Русаковское месторождение расположено в южной части Висимской моноклинали, в зоне ее сочленения с Пермским сводом в пределах Межевской валообразной зоны (Рис.2.).
Рис. 2. Тектоническая схема района работ
Под общим названием Русаковской рассматривается структура третьего порядка, состоящая из Романятского, Мартыновского и собственно Русаковского поднятий, включающих группу обособленных куполов в районах скв. №№ 123, 261, 236 и 259.
Девонские отложения глубоким бурением не изучены. На структурной карте по отражающему горизонту III, отождествляемому с кровлей терригенных отложений тиманского горизонта, наблюдается погружение пород в северном направлении.
Наиболее полно собственно Русаковская, Романятская и Мартыновская структуры изучены по каменноугольным и пермским отложениям.
По отражающим горизонтам нижнего карбона (IIК, IIП) все поднятия являются структурами облекания позднедевонских рифовых образований верхне-франско-фаменского возраста, развитые по бортам Камско-Кинельской системы прогибов, которые унаследовано развивались как локальные поднятия до конца нижнепермского периода.
Наиболее полное описание тектонических элементов приведено в отчете 2004 года, выполненном ООО «ГЕОМЕН» на тему: «Детальное изучение геологического строения Русаковского месторождение нефти с целью подсчета запасов».
Основные параметры локальных объектов и характеристика тектонических элементов, входящих в состав Русаковской месторождения подробно описаны в отчете по подсчету запасов 2006 года.
Таким образом, Русаковская, Романятская и Мартыновская структуры, вместе с осложняющими их поднятиями, в целом достаточно изучены бурением и сейсморазведочными работами по технологии 2D на данном этапе. Все поднятия имеют закономерную особенность - сохраняют свою форму, постепенно выполаживаются от более древних образований к молодым.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В разрезе Русаковского месторождения промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях тульского (пласт Тл2), бобриковского (пласты Бб1 и Бб2) и радаевского (Пласт Мл) горизонтов визейского яруса нижнего карбона и в карбонатных отложениях турнейского (пласт Т) яруса. В пределах месторождения выявлено 13 нефтяных залежей, имеющих промышленное значение и приуроченных к трем поднятиям Романятское, Русаковское и Мартыновское. Далее в отчете рассматриваем их как площади: Романятская, Русаковская и Мартыновская.
Коллекторами служат пористые разности известняков турнейского яруса, а также переслаивающиеся песчаники и алевролиты радаевского, бобриковского и тульского горизонтов.
В пределах Русаковского месторождения выделено 5 продуктивных пластов на 3 куполовидных поднятиях. Корреляция отложений проведена в предыдущем подсчете запасов согласно принятой номенклатуры снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК), также привлекалась кавернометрия (ДС), в данной работе изменений не было.
Каждая площадь представляет собой совокупность самостоятельных залежей нефти с соответствующим ВНК. Исключением являются Мартыновская залежь, где продуктивен лишь один пласт Тл2, а также Русаковская площадь, включающее группу обособленных куполов (р-оны скв. №№ 261, 236, 259, 123), образующих, как правило, самостоятельные залежи.
Таким образом, в пределах каждого продуктивного пласта выделено от одной до пяти залежей нефти. Всего на Русаковском месторождении выделено 13 залежей нефти, каждая из которых является самостоятельным подсчетным объектом.
Положение ВНК в предыдущем подсчете запасов оценивалось по результатам испытаний и опробований разведочных и эксплуатационных скважин, результатам интерпретации ГИС.
В настоящем отчете выполняется работа по двум направлениям:
- пересчет запасов нефти и газа Русаковского месторождения;
- актуализация категорий запасов нефти Русаковского месторождения в соответствии с Новой классификацией (Приказ МПР и экологии РФ № 477 от 01.11.2013г.).
Пласт Тл2
В пределах пласта Тл2-а выделено четыре залежи нефти: на Романятской, Русаковской (основной купол и залежь в р-не скв. 261) и Мартыновской площадях.
Романятская площадь.
Залежь пластовая, сводовая, с терригенным типом коллектора. По своей форме повторяет залежи бобриковских и турнейского пластов, размеры составляют 1.1 х 1.4 км, высота залежи 16,5 м. Наивысшая отметка кровли коллектора в области построения равна -1514,5 м. Залежь разбурена девятью скважинами, из которых три вскрыли чисто нефтяную зону, составляющую около 35% от всей площади. Расчлененность пласта составила 4,35 д. ед., песчанистость 0,21 д. ед. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважинами, изменяется от 1.2 до 4 м. Испытание пласта не проводилось.
Обоснование положения водонефтяного контакта проводилось по результатам интерпретации материалов ГИС. В скважине 227 подошва нижнего нефтяного пропластка находится на а.о. -1531.1 м и практически совпадает с нижней дырой интервала перфорации, из которой в начале эксплуатации получена нефть. В водонефтяных скважинах 220, 226 и 231 кровли верхних водяных пропластков находятся на отметках -1531,5 м, -1532,3 м и -1532,7 м, соответственно, а подошвы нижних нефтяных проницаемых прослоев находятся на отметках -1529,8 м, -1530,5 м и -1530,8 м (в скважине 226 прослой имеет неясный характер насыщения по ГИС).
ВНК как и ранее, принят на абсолютной отметке -1531,0 м по подошве нефтяного пропластка в скважине 227, что не противоречит результатам интерпретации ГИС в остальных скважинах и работе эксплуатационных скважин, соответственно проперфорированных ниже, либо выше водонефтяного контакта.
На Русаковской площади выделено две залежи нефти – основной купол Русаковской площади и залежь в районе скважины 261, разделенные перешейком около 600-800 метров, в районе которого скважины 234 и 235 вскрыли водонасыщенный коллектор, структура основного купола Русаковской площади представлена брахиантиклинальной складкой, осложненной куполом в районе скважины 236, а также включающей приподнятый участок в районе скважине 259. Сама складка ориентирована с юго-востока на северо-запад. Самостоятельная залежь в районе скважины 261 расположена далее по простиранию основного поднятия на северо-запад.
Русаковская площадь (основной купол)
Основная залежь Русаковской площади пластового типа с терригенным типом коллектора, имеет неправильную вытянутую форму, длиной 3,4 км и шириной 1,5 км. Высота залежи достигает 25,5 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах скважин от 1 до 5 метров. Залежь разбурена 29 скважинами, из них 19 попали в чистонефтяную зону, составляющую большую часть в районе центрального купола. По разрезу пласт расчленён, в среднем в каждой скважине выделяется 3-4 проницаемых прослоя, песчанистость 0,23. Испытание пласта проводилось в скважинах 120 и 122, получены притоки нефти с дебитами до 18,9 т/сут и 15,1 т/сут при диаметре штуцера 5 мм.
Обоснование ВНК проводилось по результатам опробований и интерпретации материалов ГИС. В скважине 120 подошва нижнего пропластка, из которого при испытании получена нефть находятся на а.о. -1537,8 м. Кровли верхних водонасыщенных пропластков в скважинах 127 и 236 находятся на а.о. -1541,0 м, -1538,0 м соответственно.
ВНК принимаем на абс. отметке - 1538,0 м по вертикальной скважине 120, что не противоречит результатам интерпретации материалов ГИС в остальных скважинах и подтверждается работой эксплуатационных скважин в начальный период разработки.
Русаковская площадь (р-он скв.261)
Залежь в районе скважины № 261 пластовая, сводовая с терригенным типом коллектора. Размеры залежи составляют 0.9 х 0.6 км, высота – 10.8 м. Наивысшая отметка кровли коллектора в области построения равна -1527,2 м. Площадь разбурена четырьмя скважинами, три из которых вскрыли чисто нефтяную зону, составляющую около 40% от всей залежи. Продуктивный пласт, в пределах участка, неоднородный, расчлененность составила 3.23, песчанистость – 0.18. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 0.4 м в скважине № 253 до 3.8 м в скв. № 251. Испытание пласта проводилось в скв. № 121 дважды, в открытом стволе получен приток нефти 3.5 м3, в колонне испытание признано некачественным, получена нефть с водой.
Обоснование ВНК проводилось по результатам опробований и интерпретации материалов ГИС. В скважине 121 подошва нижнего пропластка, из которого при испытании получена нефть, находится на а.о. -1537,4 м. Кровля верхнего водонасыщенного пропластка в 272 находятся на а.о. -1538,4 м.
ВНК соответствует утвержденному и принят на отметке -1538,0 м по скважине 121 как по основной залежи.
Мартыновская площадь
Залежь пластовая сводовая, с терригенным типом коллектора имеет форму правильного овала. Вскрыта одной поисковой скважиной 277. Размеры залежи составляют 0,9 х 0,7 км, высота – 4,2 м. В скважине 277 выделяется 3 проницаемых прослоя, нефтенасыщенная толщина составила 1,3 м. Из пласта получена нефть в интервале перфорации от -1527,6 м до -1531,6 м, соответственно, ВНК залежи принят на отметке -1532,0 м, что не противоречит результатам интерпретации материалов ГИС.
Пласт Бб1
В пределах пласта Бб1 выделено пять самостоятельных залежей нефти: одна на Романятском поднятии и четыре входят в состав Русаковского поднятия (основная залежь и районы скважин 236, 261 и 259)
Романятская площадь
Залежь пластовая, сводовая, с терригенным типом коллектора, имеет форму неправильного круга. Размеры залежи 1 х 1,1 км, высота 14,9 м. Продуктивный пласт неоднороден, коэффициенты расчленённости и песчанистости, соответственно, 3 и 0,27. Залежь разбурена девятью скважинами, шесть из них попали в чистонефтяную зону. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 3,6 м. Испытание пласта не проводилось, три эксплуатационные скважины проперфорированы и работали в начальный период безводной нефтью.
Обоснование положения водонефтяного контакта проводилось по результатам интерпретации материалов ГИС. В скважинах 220, 226 и 228 подошвы нижних нефтяных пропластков находятся на абсолютных отметках -1542,6 м, -1543,1 м и 1540,0 м, соответственно. Кровля верхнего водяного пропластка в скважине 227 находится на абсолютной отметке -1543,3 м.
Положение ВНК принимаем на а.о. -1543.0 м, что не противоречит работе нефтяных эксплуатационных скважин 220 и 226 в начальный период, проперфорированных до отметок -1542,8 м и -1542,8 м, соответственно.
На Русаковской площади выделено четыре залежи нефти, представляющие вытянутую с юго-востока на северо-запад цепочку в следующем порядке: р-он. скв.259, основная залежь Русаковского поднятия, а также залежи в районах скважин 236 и 261.
На северо-западе от основного поднятия два купола в районах скважин 261 и 236 представляют собой небольшие самостоятельные залежи. Между ними расположены скважины 234 и 235, в которых по результатам интерпретации ГИС выделена вода. От собственно Русаковского поднятия рассматриваемые залежи отделены узким перешейком до 300 м., в пределах которого пробурены скважины 238 и 242, так же являющиеся водонасыщенными по ГИС. Разделение собственно Русаковского поднятия на две части, к каждой из которых приурочена самостоятельная залежь, происходит в его юго-восточной части в непосредственной близи от скважины 259 за счет зоны отсутствия коллектора, простирающийся преимущественно в субмеридиональном направлении, разделяясь на два рукава в районе скважины 270. Всего, по результатам интерпретации ГИС, в зону неколлектора вошло 6 скважин. Следовательно, залежь основного купола Русаковской площади является литологически экранированной с юго-востока, а залежь в районе скважины 259 – с северо-запада.
Русаковская площадь (р-он скв.261)
Залежь в районе скважины 261 пластовая, сводовая, с терригенным типом коллектора, имеет неправильную форму с размерами 0,7 х 0,5 км, высота 8,4 м. Залежь разбурена двумя скважинами, одна из которых попала в чистонефтяную зону, на которую приходится меньшая ее часть (10%). Продуктивный пласт неоднородный, сильно расчленен, количество проницаемых прослоев в пределах поднятия достигает 10. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 1 м в скважине 251 до 7,8 м в скважине 261. Испытание пласта в районе залежи не проводилось.
Русаковская площадь (р-он скв.236)
Залежь в районе скважины 236 пластовая, сводовая, с терригенным типом коллектора, имеет овальную форму с размерами 0,75 х 0,7 км, высота залежи 3,3 м. Залежь разбурена тремя скважинами, ни одна из которых не попала в чистонефтяную зону. Продуктивный пласт неоднородный, расчленённость 2,63, песчанистость – 0,33. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменятся от 1,2 м до 2 м. Испытание пласта в районе залежи не проводилось.
Русаковская площадь (основной купол)
Основная залежь Русаковской площади пластовая, сводовая, литологически экранированная с юго-востока, с терригенным типом коллектора. Залежь имеет неправильную форму с размерами 1,1 х 0,9 км, высота 25,2 м. Залежь разбурена 11 скважинами, две из которых вскрыли водонефтяную зону. Продуктивный пласт неоднородный, расчленённость 2,27, песчанистость – 0,24. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменятся от 0,8м до 4,2м. Испытание пласта в районе залежи не проводилось.
Русаковская площадь (р-он скв.259)
Залежь в районе скважины 259 литологически экранированная с северо-запада, тип коллектора терригенный. Залежь имеет форму неправильного круга с размерами 0,25 х 0,25 км. Залежь разбурена одной скважиной, вскрывшей чистонефтяную зону. В скважине 259 выделено три проницаемых прослоя, песчанистость составила 0,3, нефтенасыщенная толщина 3 м. Испытание пласта в районе залежи не проводилось.
Обоснование положения водонефтяного контакта проводилось по результатам интерпретации материалов ГИС. Как было сказано выше, пласты Бб1 и Бб2 в законтурных скважинах Русаковской площади практически сливаются, образуя единую гидродинамическую систему, в то время как в районе залежи глинистый раздел составляет 5-8 м и хорошо выдержан. Данная закономерность отразилась на формировании водонефтяного контакта, что позволило проследить единый ВНК для обоих пластов на всех осложняющих Русаковскую площадь куполах. Это также подтвердилось результатами интерпретации материалов ГИС и работой эксплуатационных скважин в начальный период. Водонефтяной контакт по результатам интерпретации ГИС вскрыт в скважине 261 на отметке -1546 м, в скважинах 120 и 236 подошвы нижних нефтяных пропластков находятся на отметках -1546,0 м и -1545,7 м, соответственно. В приконтурных водяных скважинах 238 и 271 кровли верхних проницаемых пропластков находятся на отметках -1547,8 м и -1546,4 м, соответственно.
Таким образом, водонефтяной контакт для всех четырех залежах пласта Бб1 принят на отметке -1546,0 м по скважине 261, и соответствует ВНК принятому для пласта Бб2.
Пласт Бб2
В пределах пласта выделено две залежи нефти: на Романятской и Русаковской площадях.
Романятская площадь
Залежь пластовая, сводовая с терригенным типом коллектора. Залежь имеет форму неправильного овала, ориентирована с юга на север. Размеры залежи составляют 1,5 км в длину, 1,25 км в ширину и 23,3 метров в высоту. Залежь разбурена девятью скважинами. Все пробуренные скважины вскрыли чистонефтяную зону залежи, которая занимает большую часть площади. Расчлененность пласта 4,35, при песчанистости 0,41. Среднее количество проницаемых пропластков в скважинах 2-3. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважинами, изменяется от 1 до 5,2 метров. Опробование пласта проводилось в скважине 131, получен приток нефти дебитом 30,8 т/сут при диаметре штуцера 7 мм. Положение контакта определялось по результатам интерпретации ГИС. В нефтяных скважинах 227 и 231 подошвы нижних проницаемых пропластков находятся на а.о. -1557,9 м и -1553,1 м соответственно, в водяных скважинах 221 и 225 кровли верхних пропластков соответствуют отметкам -1568,9 м и -1565,3 м. Водонефтяной контакт принят на отметке -1561,0 м. что соответствует середине расстояния между подошвами нижних нефтяных пропластков и кровлями верхних водяных в скважинах 221, 225, 227 и 231.
Русаковская площадь
Залежь пластовая, сводовая, с терригенным типом коллектора, овальной формы, ориентирована с юго-востока на северо-запад. Размеры залежи составляют 1х0,6 км. Высота – 8,9 м. Продуктивный пласт в пределах залежи неоднороден, сильно расчленён. Среднее количество проницаемых прослоев в скважинах – 8. Залежь разбурена пятью скважинами, две из них вскрыли чистонефтяную часть, на которую приходится около 20% всей площади. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, не превышает 4,8 метров. Испытание пласта не проводилось. По результатам интерпретации данных ГИС в скважине 245 вскрыт водонефтяной контакт на отметке -1546,0 м, в скважине 268 подошва нижнего нефтяного прослоя находится на а.о. -1546,0 м, поэтому ВНК принимаем на абсолютной отметке -1546,0 м по скважинам 268 и 245, что не противоречит результатам интерпретации ГИС в остальных скважинах, а также подтверждается перфорацией эксплуатационных скважин 245, 246 и 268, в которых получена нефть, соответственно, выше принятого ВНК.
Пласт Мл.
В пределах пласта выделена одна залежь нефти на Русаковской площади, вскрытая единственной скважиной 123. Залежь литологически ограниченная, имеет форму линзы с терригенным типом коллектора. Размеры залежи незначительны и составляют 0,6 х 0,6 км, высота – 6 м, чистонефтяная и водонефтяная зоны примерно одинаковые по площади. В целом по месторождению коллектор радаевского пласта вскрыт шестью скважинами – тремя на Романятском и тремя на Русаковском поднятии. В скважине 123 выделено три проницаемых прослоя, песчанистость составила 0,5, нефтенасыщенная толщина 3,6 м. Пласт Мл в скважине 123 проперфорирован в интервале от а.о. -1580.9 м до а.о. -1582.9 м, получена нефть. По результатам интерпретации ГИС верхний проницаемый прослой имеет неясный характер насыщения, все нижние – водяные. ВНК принят на абсолютной отметке -1586,0 м что соответствует подошве верхнего проницаемого прослоя.
Пласт Т
В пределах пласта выделена одна залежь нефти на Романятской площади. Залежь пластовая с карбонатным типом коллектора, ориентирована с юга на север. Размеры составляют 1,4 км в длину, 1 км в ширину и 20,5 м в высоту. Залежь разбурена девятью скважинами, пять из них вскрыли чисто нефтяную зону, составляющую примерно половину всей залежи. По разрезу пласт неоднородный – расчлененность 4,17, песчанистость 0,21, количество проницаемых прослоев в скважинах достигает 8. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 9 м в скважине 131 до 1,8 м в скважине 228. Пласт испытан в разведочной скважине 131 – получен приток нефти дебитом 17,2 т/сут, также были проперфорированы 5 эксплуатационных скважин, работавшие в начальный период чистой нефтью. Уточнение ВНК в залежи проводилось по результатам интерпретации ГИС с учетом результатов опробования. В скважине 227 подошва нефтяного прослоя находится на а.о. -1576,3 м, а кровля водяного на а.о. -1580,1 м.; в скважине 231 подошва нефтяного прослоя соответствует а.о.-1574,9 м, а кровля водяного а.о. -1581,6 м. Следует отметить, что в эксплуатационной скважине 232, работавшей нефтью, нижнее отверстие интервала перфорации приходится на а.о. -1578,1 м; в скважине 226 на а.о. -1578 м расположен проницаемый прослой с неясным характером насыщения; в скважине 220 на а.о. -1578,0 м приходится кровля верхнего водонасыщенного пропластка. Таким образом, ВНК принимаем на а.о. -1578,0 м.
В пределах Русаковской площади пласт Т опробован в процессе поисково-разведочного бурения испытателем пластов (скв.120, 123, 127) и в колонне (скв.121, 122, 125). В скважине 120 притока не получено. Пластовую воду с глубин 1596,8 и 1584,7 м. дали скв.123 и 127. В скв.121, 122, 125 при отметках кровли интервала перфорации, с учетом проницаемых прослоев, -1588,5, -1573,3 и -1587,2 м получены притоки пластовой воды (3,2-13,2 м3/сут.) с незначительным содержанием нефти (от пленки до 1,5%). Как указывалось выше, приток воды в скв.122 связан с некачественным цементом. В период эксплуатационного бурения промышленная нефтеносность пласта Т на Русаковской площади также не была установлена.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Русаковского месторождения Пермского края. Договор № 19D0317 от 01.10.2019 г. Заклевская О.С., Косухина Е.Н., Гаврилова Т.Е., и др. 2021
Следующее Месторождение: Садовое