Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2005
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 3.48 км²
Шароновское месторождение
Шароновское месторождение нефти в административном отношении расположено в Октябрьском и Чернушинском районах Пермского края, в 14 км на запад-северо-запад от станции Щучье Озеро Свердловской железной дороги. Ближайшие месторождения: Светлогорское в 3.7 км северо-западнее, Габышевское в 4.6 км севернее, Солдатовское в 2.6 км востоку (Рис. 1.).
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
В тектоническом отношении Шароновское месторождение расположено на восточном склоне Чернушинской валообразной зоны, осложняющей центральную часть Башкирского свода.
Шароновское месторождение открыто в 2005 году поисковой скважиной 75, пробуренной на Ново-Камышловской структуре, подготовленной в 2002 году сейсморазведочными работами 2D (СП 11) в комплексе со структурным бурением. Введено в разработку в 2010 году.
Промышленная нефтеносность установлена в отложениях верейского (пласт В3В4), тульского (пласт Тл2-б), радаевского (пласт Мл) горизонтов, туренйского (пласт Т1, Т2) и фаменского (пласты Фм1, Фм2, Фм3, Фм4) ярусов.
Впервые запасы нефти и растворенного газа по Шароновскому месторождению были подсчитаны в 2005 году ООО «ПермНИПИнефть». В 2006 году запасы поставлены на Государственный баланс (протокол Роснедра №18/179-пр от 30.03.2006).
Связь с областным центром осуществляется автотранспортом по шоссейной дороге Пермь-Кунгур-Орда-Богородск-Сорс. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Щучье Озеро, Агарзинский, Казанцево.
В орографическом отношении район расположен на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, на Южном окончании Сылвенского кряжа. Наиболее высокие отметки рельефа 240-260 м на водораздельных участках и вершинах холмов, наименьшие - 120-140 м в поймах рек. Поймы рек и ручьев большей частью заболочены. Район изрезан многочисленными сухими оврагами.
Стратиграфия
Геологический разрез Шароновского месторождения изучен по материалам структурных, поисковой и эксплуатационных скважин от четвертичных отложений до пород вендского комплекса и является характерным для месторождений юга Пермского края (Граф. 1). Максимально вскрытая толщина разреза составляет 2401 метр в скважине 108.
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.
Вендский комплекс– V
Отложения вендского комплекса представлены переслаивающимися аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников, которые образовались преимущественно в прибрежно-морских и морских условиях.
Вскрытая толщина комплекса 55 м.
Палеозойская группа – PZ
Включает девонскую, каменноугольную и пермскую системы.
Девонская система – D
Отложения девонского возраста несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены средним (живетский ярус) и верхним (франский и фаменский ярусы) отделами.
Средний отдел – D2
Живетский ярус – D2 g
Яруса представлен переслаиванием терригенных пород: песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Толщина живетского яруса 5–17 м.
Верхний отдел – D3
Франский ярус – D3 f
Терригенная часть яруса представлена аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников.
Нижняя часть карбонатной толщи сложена известняками серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, доломитизированными микро- и тонкозернистыми, битуминозными известняками и сланцами.
Верхняя часть яруса сложена известняками рифового типа: серыми и светло-серыми, участками доломитизированными, микро- и тонкозернистыми, с минеральными включениями глауконита, пирита.
Толщина отложений франского яруса 150–280 м.
Фаменский ярус - D3fm
Отложения фаменского яруса характерны для прибортовой зоны и представлены известняками коричневато-серыми, неравномерно окремнелыми и битуминозными, микро- и тонкозернистыми с детритом, органогенно-детритовыми.
Иногда известняки почти черные, содержат прослои сланцев битуминозно-известняковых, многочисленную фауну пелеципод, брахиопод, остракод, водорослей, наутилоидей. К данным отложениям приурочена промышленная нефтеносность: пласты Фм1, Фм2, Фм3, Фм4.
Толщина отложений 112–347 м.
Каменноугольная система – С
Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел – С1
Турнейский ярус - С1t
Литолочически ярус представлен мелководными морскими фациями. Это известняки светло-серые, почти белые, мелкодетритовые, фораминиферово-водорослевые, прослоями тонко- и мелкозернистые с редкими налетами коричневато-серой глины на плоскостях наслоения, иногда с плитчатой отдельностью, с фауной остракод. К данным отложениям приурочены промышленно нефтеносные пласты Т1 и Т2.
Кровля турнейского яруса является сейсмическим репером – отражающий горизонт IIП.
Толщина отложений 53–61 м.
Визейский ярус - С1v
Представлен нижним (кожимский надгоризонт) и верхним (окский надгоризонт) подъярусами.
Кожимский надгоризонт представлен бобриковским и радаевским горизонтами.
Нижний подъярус – С1v
Кожимской надгоризонт – C1kzh
Радаевский горизонт - C1rd
Отложения сложены песчаниками, алевролитами и каолинитовыми аргиллитами с линзовидными прослоями углей, углистых аргиллитов. Преобладают песчаники и алевролиты. Песчаники темно-серые и серые, светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, с прослоями темно-серых плитчатых аргиллитов. Алевролиты темно-серые, глинистые. Толщина радаевских отложений 6–10 м.
Промышленная нефтеносность приурочена к песчаникам радаевского возраста (пласт Мл).
Бобриковский горизонт – С1bb
Алевролиты коричневато-серые, неравномерно по слою с бледно-зеленым оттенком, разнозернистые, с обильным цементом пелитовой размерности, с гнездами алевролита темно-серого, разнозернистого, с карбонатным цементом, с единичными длинными ходами илоедов, плотные, крепкие.
Толщина горизонта 17-25 м.
Верхний подъярус – С1v2
Окский надгоризонт – С1оk
Тульский горизонт – C1tl
Горизонт по литологическим особенностям подразделяется на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная часть разреза сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти черные, оскольчато-слюдистые, плотные, крепкие, с отпечатками флоры. Алевролиты темно-серые, среднезернистые, плотные, крепкие. Песчаники серые, кварцевые, пористые, плотные, крепкие. К данным отложениям приурочен нефтеносный пласт Тл2-б.
Кровля терригенных отложений тульского горизонта является сейсмическим репером – отражающий горизонт IIК.
Толщина отложений 24–25 м.
Карбонатная часть разреза представлена известняками серыми, иногда с коричневато-бурым оттенком, тонко и мелкозернистыми, детритовыми, участками доломитизированными и глинистыми толщиной 25 – 29 м.
Нерасчлененная толща верха окского надгоризонта представлена карбонатными породами известняками темно-серыми, серыми, иногда с коричневато-бурым оттенком, тонко и мелкозернистыми, детритовыми, участками доломитизированными и глинистыми толщиной.
Толщина отложений 200–362 м.
Серпуховский ярус – С1s
Мощная карбонатная толща серпуховского яруса сложена, в верхней части доломитами с подчиненными прослоями известняков, в нижней - известняками с подчиненными прослоями доломитов.
Толщина отложений 59–170 м.
Средний отдел – С2
Средний отдел каменноугольной системы представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – С2b
Сложен известняками с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Известняки серые, прослоями фораминиферовые и водорослевые. Доломиты светло-серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые. Аргиллиты образуют редкие маломощные прослойки и линзы.
Кровля отложений башкирского яруса является сейсмическим репером – отражающий горизонт IП.
Толщина отложений 40–95 м.
Московский ярус – С2m
Ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.
К особенностям разреза отложений московского яруса на изучаемой площади можно отнести «каширско-верейский палеоврез». По результатам кластерного анализа построена обобщенная сейсмофациальная схема распространения эрозионно-врезовых отложений каширско-верейского возраста. Данные палеоврезы могли служить путями миграции УВ, что является дополнительным поисковым признаком. Это подтверждено скважинными данными на Павловском месторождении, где пласт КВ1 продуктивен.
Нижний подъярус - С2m1
Верейский горизонт – С2vr
Представлен чередованием известняков и аргиллитов с редкими прослоями доломитов и алевролитов. Известняки серые, массивные и слоистые. Аргиллиты темно-серые, неравномерно слюдистые и алевритистые, тонкослоистые и тонкоплитчатые.
К отложениям верейского горизонта приурочен промышленно нефтеносный пласт В3В4.
К кровле горизонта приурочен сейсмический репер – ОГ IК.
Толщина отложений 53–63 м.
Каширский горизонт – С2ks
В каширское время происходило накопления карбонатных осадков. Горизонт сложен известняками с прослоями доломитов и редкими маломощными прослоями аргиллитов в нижней половине горизонта. Известняки серые, иногда доломитизированные и сульфатизированные с редкими стилолитами.
Толщина горизонта 50–77 м.
Верхний подъярус – С2m2
Подольский горизонт – С2 pd
Представлен известняками и доломитами. Известняки серые, темно-серые, микро- и мелкозернистые, органогенно-детритовые, неравномерно глинистые, доломитизированные, сульфатизированные, с включениями кремня, гнездами ангидрита, с примазками темно-серой глины. Доломиты серые, известковистые, участками глинистые, тонкозернистые, кавернозные, крепкие.
Толщина изменяется от 57 до 106 м.
Мячковский горизонт – С2 mc
Представлен переслаиванием известняков и доломитов.
Известняки светло-серые, органогенно-детритовые, неравномерно глинистые, перекристаллизованные, прослоями доломитизированные, плотные, крепкие.
Доломиты серые, темно- и коричневато-серые, микро-тонкозернистые, слабо известковистые, с мелкими кавернами и включениями голубовато-серого ангидрита.
Толщина отложений 39–98 м.
Верхний отдел – С3
Мощная толща сложена известняками и доломитами. Известняки серые, коричневые, детритовые и пелитоморфные, неравномерно доломитизированные, участками окремнелые. Доломиты коричневато-серые, тонко- мелкозернистые и пелитоморфные, пористые, кавернозные, с включениями ангидрита, неравномерно сульфатизированные.
Толщина отложений 146–151 м.
Пермская система – Р
Отложения пермской системы представлены нижним отделом.
Нижний отдел – Р1
Ассельский + сакмарский ярусы Р1a+s
Нерасчлененная карбонатная толща представлена известняками и доломитами, с прослоями ангидритов.
Известняки светло-серые, коричневато-серые, желтовато-серые, преимущественно органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные.
Доломиты светло-серые и серые, микро- и тонкозернистые, прослоями органогенно-детритовые, участками известковистые, в разной степени сульфатизированные.
Толщина отложений изменяется от 85 м до 214 м.
Артинский ярус – Р1аr
Представлен слоистыми карбонатами, преимущественно известняками, часто доломитизированными с прослоями доломитов.
Известняки от светло- до тёмно-серых, в различной степени перекристаллизованные, слоистые, неравномерно сульфатизированные, с прослоями и включениями битуминозного материала, участками и прослоями окремнелые, с включениями гипса, пирита.
Толщина отложений 78–237 м.
Кунгурский ярус – Р1kq
В составе кунгурского яруса выделяются филипповский и иренский горизонты.
Филипповский горизонт- Р1fl
Горизонт представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов, толщина которых составляет 51–57 м.
Иренский горизонт-Р1ir
Горизонт представлен не в полном объеме: верхние пачки его размыты денудационными процессами. Литологически иренский горизонт представляет собой чередование сульфатных и карбонатных пород толщиной 68–112 м.
Общая толщина пермских отложений изменяется от 636 до 640 м.
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения на рассматриваемой территории распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнепермских отложений, представлены аллювиальными суглинками, глинами, песками, включающими гнезда и линзы галечников. В местах выхода кунгурских отложений на поверхности развита карстовая брекчия. Мощность четвертичных отложений и карстовой брекчии 3–54 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Шароновское месторождение расположено на восточном склоне Чернушинской валообразной зоны, осложняющей центральную часть Башкирского свода, в пределах внешней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов (Рис. 2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Месторождение приурочено к Ново-Камышловской структуре, выявленной структурным бурением по кровле артинского яруса.
Глубина залегания фундамента в изучаемом районе достигает 10 км. На его эродированной поверхности с угловым и стратиграфическим несогласием залегает осадочный чехол, основной объем которого составляют породы рифейского комплекса (6000-8000 м). Поверхность рифейских карбонатов разбита разрывными нарушениями, образующими грабенообразные прогибы и горстообразные выступы, которые имеют в плане северо-западное, а иногда северо-восточное простирание.
Вендские отложения толщиной 100-200 м перекрывают терригенные породы гожанской свиты. С подошвой вендского комплекса отождествляется отражающий горизонт VВП, который моноклинально погружается в северо-восточном направлении от -2040 до -200м и осложнен тектоническими поднятиями и структурными выступами. В верхнепротерозойских отложениях проявляются дизъюнктивные нарушения.
Башкирский свод (северная часть его в пределах Пермского края) прослеживается по отложениям венда и палеозоя. Наиболее четко эта структура вырисовывается по кровле девона и отложениям карбона. Восточное крыло ее по всем маркирующим горизонтам карбона и девона пологое и имеет угол наклона <1°.
В нижней части палеозойского комплекса выделяется отражающий горизонт III, который в общих чертах повторяет ОГ VВП и погружается в северо-восточном направлении от -1860-1930 до -1970-2040 м. Структурные выступы, а также локальные зоны повышенного залегания поверхности тиманских терригенных отложений (ОГ III) послужили основанием для формирования органогенных построек в позднедевонское время.
Северная часть БС осложнена Чернушинской валообразной зоной, которая образовалась в позднедевонскую эпоху. Это тектоно-седиментационное сооружение, состоящее из кольцеобразной цепочки локальных поднятий, основные из которых – девонские рифы. Эта цепочка условно разделена на две субмеридиальные ветви – западную и восточную. Образование органогенных построек в позднедевонское время значительно осложнило рельеф поверхности турнейских карбонатов (ОГ IIП).
Структурные планы вышележащих горизонтов палеозоя (ОГ IIК, IК) отражают унаследованный характер осадконакопления и характеризуются выполаживанием (сокращением амплитуд локальных поднятий).
В раннепермскую эпоху региональный наклон меняется с северо-востока на северо-запад и происходит смещение структурных планов верхней и нижней перми относительно глубокозалегающих горизонтов.
По пермским отложениям восточная часть Башкирского свода выделяется в качестве самостоятельного крупного выступа –” Уфимского плато”. Резкое увеличение мощности артинского яруса в восточном направлении и существование гряды сылвинско-саргинских рифовых сооружений вдоль границы платформы и Предуральского прогиба привело к образованию крутого флексурообразного склона по восточному краю” Уфимского плато” (Углы 20-30).
Ново-Камышловская структура имеет тектоно-седиментационный генезис, в ее формировании принимали участие как тектонические, так и седиментационные процессы.
В 2002 г. сейсмопартией 11 методикой ОГТ с плотностью профилей 1.3 км/км2 в комплексе со структурным бурением с плотностью скважин 1.2 скв/км2, Ново-Камышловское поднятие было подготовлено под глубокое бурение.
Структура была закартирована по всем ОГ каменноугольной системы в виде купола северо-западного простирания с амплитудой по ОГ IК 10 м. Северо-восточное крыло поднятия осложнено «каширо-верейским врезом». В 2003 году на структуре отработано 3 сейсмопрофиля с целью уточнения положения ее северной периклинали и детализации сводовой части. В результате интерпретации полученного материала размеры свода несколько увеличились за счет расширения в южном направлении. Амплитуда поднятия осталась прежней. По форме сейсмической записи, а также по данным динамического анализа, проведенного по ПР 1103k25, в районе ОГТ 250-305 в интервале турнейско-верхнедевогских отложений наблюдается аномалия волнового поля. На разрезе частот она характеризуется пониженными значениями параметра. В ее пределах отчетливо видно, что промежуточные отражения ниже ОГ IIП как бы «заваливаются», и даже ОГ III под структурой прогнут вниз. Такая волновая картина характерна для пластов с пониженными скоростями, что для карбонатных пород является признаком хороших коллекторских свойств.
Структура характеризуется соответствием структурных планов (ОГ IIП, IIК, IК, НГК(S)).
По ОГ III на месте структуры наблюдается моноклинальное погружение в северо-восточном направлении.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В тектоническом отношении Шароновское месторождение расположено на восточном склоне Чернушинской валообразной зоны, осложняющей центральную часть Башкирского свода и приурочено к Ново-Камышловскому поднятию.
Шароновское месторождение расположено на территории Жуковского (лицензия ПЕМ 12499 НР от 18.06.2004) и Енапаевского (лицензия ПЕМ 12498 НР от 18.06.2004) лицензионных участков.
Месторождение открыто в 2005 году поисковой скважиной 75. В эксплуатацию месторождение введено в 2010 году.
Подробное описание всех проведенных работ на месторождении приведено в главе 3 настоящего отчета.
Предыдущий пересчет запасов углеводородного сырья Шароновского месторождения выполнен в 2011 году, по данным бурения скважины 75 для составления проектно-технической документации на разработку месторождения (протокол совещания при начальнике Управления геологии нефти и газа, подземных вод и сооружений №18/610-пр. от 12.10.2011).
Действующим проектным документом, согласно которому разрабатывается месторождение, является «Дополнение к технологической схеме разработки Шароновского нефтяного месторождения», выполненный «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2014 году (протокол ЦКР № 965 от 03.09.2014).
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Шароновском месторождении промышленно нефтеносны: верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (пласты Т1, Т2, Фм1, Фм2 Фм3, Фм4), визейский терригенный (пласты Тл2-б, Мл) и верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводилась, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК, ННК-т) и кавернометрии (ДС) с учетом результатов испытаний скважин и исследований керна. В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. В карбонатных отложениях реперами являются уплотненные глинистые известняки .
Геометризация пластов выполнена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов. При этом за основу принимались карты по отражающим горизонтам IК, IIК и IIП .
Характеристики залежей по пластам приводятся ниже по тексту и в таблице 6.1.
Обоснование положения водонефтяных контактов (условных подсчетных уровней) проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе. При обосновании ВНК, предпочтение отдавалось условно вертикальным скважинам. Обоснование флюидальных контактов приведено в таблице 6.2, на рисунке 6.1 и на графических приложениях 8, 9.
Следует отметить, что на Государственном балансе запасы углеводородного сырья пластов Т1 и Т2 учтены совместно, аналогично учтены запасы углеводородного сырья и пластов Фм1, Фм3, Фм4.
В 2010 г. на Южно-Софьинской площади, полностью охватывающую территорию Шароновского месторождения, выполнены сейсмические исследования методом пространственной сейсморазведки 3D.
После предыдущего подсчета запасов (ПЗ 2011 г.) на месторождении пробурены 20 эксплуатационных скважин и 4 боковых ствола (БС), по результатам бурения которых выполнена корректировка сейсмических данных по отражающим горизонтам (Iк, IIк, IIп).
В связи с получением новых данных по результатам разбуривания месторождения эксплуатационным фондом скважин, выполнен данный оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Шароновского месторождения.
Далее приводится характеристика залежей углеводородов, выделенных в разрезе Шароновского месторождения.
Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
По промыслово-геофизическому материалу в верейских отложениях выделяются пласты: В1 - в кровельной части горизонта, В2 - в средней его части и В3В4 - в нижней части.
Пласт В1 нефтегазоносен на Деткинском поднятии Павловского месторождения, где выделено три непромышленные залежи: в районе скв.237 залежь нефти с газовой шапкой, газовая залежь в районе скв.258, нефтяная залежь в районе скв.238. Отложения комплекса также продуктивны на Таныпском и Курбатовском месторождениях – пласт КВ1, на Таныпском, Светлогорском, Софьинском месторождениях – пласт В3В4.
Особенностью залежи пласта В3В4 является наличие каширо-верейского эрозионного палеовреза – он прослежен по данным сейсмики на обширной площади как зона увеличенных толщин между отражающими горизонтами IК и IП. На площади Шароновского месторождения палеоврез бурением не вскрыт. По данным бурения скважин 237 и 238б на Павловском месторождении тело вреза сложено терригенными породами. Полосовое распространение песчаников, быстрое их выклинивание на коротких расстояниях в направлении, поперечном простиранию полосы, размыв подстилающих пород позволяет предположить, что рассмотренные образования представляют собой отложения древней реки шириной до 2 км, имеющей субширотное простирание. Нижняя часть вреза сложена преимущественно непроницаемыми породами – глинами и аргиллитами, которые послужили экраном для залежи пласта В3В4.
На Шароновском месторождении промышленная нефтеносность приурочена к пласту В3В4. Литологически пласты представлены известняками органогенно-детритовыми и биоморфными.
Пласт C2vr (В3В4)
Залежь нефти пласта В3В4 расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР.
Общая толщина пласта В3В4
изменяется от 15.1 до 17.5 м, составляя в среднем
16.0 м.
Эффективная толщина изменяется от 2.6 до 8.6 м, нефтенасыщенная – от 1.3 до
6.0 м, средняя составляет 3.3 м. Доля коллектора– 0.34 д.ед., коэффициент
расчлененности – 4.
ВНК по залежи предлагается оставить без изменений на абсолютной отметке -835.0 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя выделенного по данным ГИС в скважине 75, с учетом результатов испытания в открытом стволе. Из интервала 1057-1085 м (-811.0-839.0 м) открытого ствола скважины 75, получена нефть в объеме 0.003 м3 и буровой раствор, перебитый нефтью.
Залежь – пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры 2.1 × 1.8 км, высота – 17.1 м.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена практически на всех месторождениях юга Пермского края. Комплекс является основным продуктивным и характеризуется циклическим строением. Нефтевмещающие породы представлены пористыми песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Литологической особенностью горизонтов является преобладание в их составе песчаников. Промышленно нефтеносными являются тульские (пласты Тл2-а, Тл2-б), бобриковские (пласты Бб1 и Бб2) и радаевские (пласт Мл) отложения. Промышленные залежи нефти из этих отложений установлены на Одиновском, Камышловском, Новосеминском, Судановском, Павловском, Таныпском, Светлогорском, Софьинском, Тартинском, Казаковском, Дозорцевском, Моховском, Викторинском, Винниковском, Трифоновском, Курбатовском, Солдатовском месторождениях.
На Шароновском месторождении к данному комплексу приурочена промышленная нефтеносносность радаевского и тульского горизонтов.
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
На Шароновском месторождении по комплексу промыслово-геофизических исследований в терригенных отложениях тульского горизонта выделяются два пласта: Тл2-а и Тл2-б. Пласт Тл2-а сложен плотными породами.
Пласт C1tl (Тл2-б)
Покрышкой тульской залежи служит плотная глинисто-аргиллитовая пачка пород.
Залежь нефти пласта Тл2-б расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР .
Общая толщина пласта Тл2-б
изменяется от 10.8 до 18.4 м, составляя в среднем
12.8 м.
Эффективная толщина изменяется от 0.8 до 4.8 м, нефтенасыщенная – от 0.8 до
4.8 м, средняя составляет 2.5 м. Доля коллектора– 0.2 д.ед., коэффициент
расчлененности – 2.9.
Нефтенасыщенность пласта Тл2-б установлена по данным ГИС и доказана результатами испытаний в открытом стволе скважины 75.
Из интервала 1476,4-1502,4 м (-1229,1-1255,1 м) открытого ствола скважины 75 за 38 минут, получена нефть в объеме 0.4 м3 и буровой раствор, перебитый нефтью.
При свабировании, во вновь пробуренных эксплуатационных скважинах 170 и 171 из интервалов пласта Тл2-б получена нефть дебитом 9,6 т/сут и 11,9 т/сут.
УПУ по залежи предлагается принять на абсолютной отметке - 1270.5 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя выделенного по данным ГИС в скважины 125.
Залежь пластовая сводовая, размеры ее в пределах предлагаемого УПУ составляют 1.5 × 1.7 км, высота – 25.0 м.
Кожимский надгоризонт
Бобриковский горизонт
В отложения бобриковского возраста испытаний в скважинах не производилось,
по данным ГИС коллектора являются водоносными.
Радаевский горизонт
Отложения радаевского горизонта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, слабо известковистыми и глинистыми. Кроме того, встречены алевропесчаники и аргиллиты.
На Шароновском месторождении в объеме радаевского горизонта по результатам корреляции выделен один пласт Мл.
Пласт C1rd (Мл)
Пласт залегает в кровле радаевского горизонта, покрышкой ему служат вышележащие глинистые породы.
Залежь нефти пласта Мл расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР.
Общая толщина пласта Мл изменяется от 6.8 до 9.8 м при среднем значении 8.3 м. Коэффициент расчлененности равен 1.9, коэффициент песчанистости – 0.4 д. ед. Эффективная толщина изменяется от 1.6 до 4.7 м, составляя в среднем 3.0 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах колеблется от 1.6 до 4.7 м, среднее значение 3.0 м.
Промышленная нефтеносность пласта Мл доказана результатами опробования скважины 75 и результатами интерпретации данных ГИС по скважинам.
При перфорации скважины 75 из интервала 1531-1534 м (-1283,6-1286,6 м) получена нефть дебитом 4,4 т/сут на штуцере 3 мм.
Во вновь пробуренной эксплуатационной скважине 171 при перфорации интервала 1794-1797 м (-1294,7-1297,4 м) получена нефть дебитом 7,9 т/сут с незначительным количеством воды 0,3 м3/сут (2016 г.).
Условный подсчетный уровень по залежи предлагается принять на абс.отм. -1311,9 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка выделенного по данным ГИС в скважине 103.
Залежь – пластовая сводовая литологически экранированная, размеры залежи составляют 1,5 × 1,7 км, высота залежи равна 27,7 м.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов.
Турнейский ярус
Промышленная нефтеносность связана с пористыми разностями известняков и доломитов, покрышкой для них служат слабопроницаемые породы кизеловско-косьвинского возраста. Формирование покрышки связано с переходным этапом в истории геологического развития, с общим подъемом Русской платформы, определившим смену фациальных обстановок от нормально-морской мелководной на прибрежно-морскую с накоплением преимущественно глинисто-карбонатных илов и терригенно-карбонатных осадков.
Промышленные залежи нефти в турнейских отложениях установлены на соседнем Павловском месторождении, а также на Одиновском, Камышловском, Новосеминском, Судановском, Таныпском, Софьинском, Тартинском, Казаковском, Дозорцевском, Моховском, Викторинском, Винниковском, Трифоновском, Курбатовском и Солдатовском месторождениях.
На Шароновском месторождении детальной корреляцией выявлены две зоны распространения коллекторов – пласты Т2 и Т1, разобщенных плотной толщей карбонатных пород. В основу структурных построений положена карта кровли карбонатных отложений турнейского яруса, выполненная по сейсмическим данным (отражающий горизонт IIП) с привлечением результатов глубокого бурения.
Нефтенасыщенная часть сложена известняками фораминиферово-комковато-водорослевыми с детритом иглокожих, иногда кораллов, слоистыми, неравномерно пористыми и нефтенасыщенными.
Пласт C1t (Т1)
Пласт приурочен к кровле турнейского яруса.
Залежь нефти пласта Т1 расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР.
Общая толщина пласта изменяется от 22.3 до 25.5 м, составляя в среднем 23.9 м. Коэффициент расчлененности равен 14.4, доля коллектора 0.6. Эффективная толщина изменяется от 10.0 до 18.9 м, при среднем значении 15.1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 1.8 до 14.0 м, при среднем значении 6.9 м.
УПУ по залежи предлагается оставить без изменения, на утвержденной абсолютной отметке -1321.5 м по результатам опробования в колонне скважины 75 с учетом подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя, выделенного по данным ГИС .
При совместном опробовании пластов Т1 и Т2 из интервалов перфорации -1297.6-1321.5 м (пласт Т1), -1334.5-1336.0 м и -1341.5-1348.0 м (пласт Т2) получен приток нефти дебитом 1,7 т/сут и воды дебитом 0,9 м3/сут.
Залежь пластово-массивная, размеры ее в пределах контура нефтеносности составляют 1.3 × 1.4 км, высота залежи– 23.3 м.
Пласт C1t (Т2)
От вышележащего пласта Т1 данный пласт отделяется пачкой глинистых известняков.
Залежь нефти пласта Т2 расположена в пределах лицензионного участка ПЕМ 12498 НР (Граф. 29-31).
Общая толщина пласта изменяется от 13 до 15.6 м, составляя в среднем 14.1 м. Коэффициент расчлененности равен 3.0, доля коллектора 0.1. Эффективная толщина изменяется от 0.9 до 2.6 м, при среднем значении 1.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 0.4 до 2.0 м, при среднем значении 1.0 м.
УПУ по залежи предлагается оставить без
изменений на абсолютной отметке
-1344.7 м по данным опробования в колонне скважины 75 с учетом подошвы нижнего
нефтенасыщенного прослоя выделенного по данным ГИС. При совместном опробовании
пластов Т1 и Т2 из интервалов перфорации -1297.6-1321.5 м (пласт Т1),
-1334.5-1336.0 м и -1341.5-1348.0 м (пласт Т2) получен приток нефти дебитом 1,7 т/сут и воды дебитом 0,9 м3/сут.
Залежь – пластовая сводовая литологически экранированнаяс размерами 0,6 × 0,9 км и высотой 10,0 м.
Фаменский ярус
Нефтепроявления в фаменских карбонатных отложениях были установлены юго-западнее и северо-западнее Шароновского месторождения на Таныпском и Южно-Чернушинском месторождениях. Промышленные залежи нефти в фаменских отложениях выявлены на сопредельной территории на Одиновском, Новосеминском, Светлогорском, Габышевском, Софьинском, Тартинском, Дозорцевском, Моховском, Викторинском, Винниковском, Солдатовском месторождениях. На Шароновском месторождении отложения фаменского яруса формируют структуру облекания франского рифового биогерма. Это, в основном, известняки коричневато-серые, неравномерно окремнелые и битуминозные.
Деление на пласты отложений фаменского яруса выполнено в соответствии с работой Вилесова А.П. «Анализ и обобщение геологических данных о фильтрационно-емкостных свойствах, литолого-фациальном и циклостратиграфическом строении фаменских продуктивных отложений Енапаевского и Жуковского лицензионного участков (2005–2009 гг.) .
На месторождении согласно детальной корреляции выявлено пять зон распространения коллекторов – пласты Фм1, Фм2, Фм3, Фм4, разобщенных плотными карбонатными породами, нефтеносность приурочена ко всем выделенным пластам.
Пласт D3fm(Фм1)
Пласт залегает в кровле фаменского яруса. Покрышкой служат глинистые известняки.
Залежь нефти пласта Фм1 расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР.
Общая толщина пласта Фм1изменяется от 38.0 до 61.8 м, составляя в среднем 50.1 м. Эффективная толщина изменяется от 5.6 до 14.5 м, нефтенасыщенная – от 1.2 до 7.6 м, средняя составляет 3.3 м. Доля коллектора– 0.2 д.ед., коэффициент расчлененности – 13.7.
В результате испытания пласта в скважине 122 получен приток нефти дебитом 21,3 т/сут и воды 5,1 м3/сут.
Промышленная нефтеносность пласта доказана и результатами опробования через колонну вновь пробуренных эксплуатационных скважин 122, 124, 170 и 126_2.
ВНК по залежи предлагается
оставить на утвержденной абсолютной отметке
-1389.2 м по подошве нефтенасыщенного коллектора, выделенного по ГИС в
скважине 75, с учетом результатов опробования.
Залежь массивная, размеры 1,4 × 1,7 км, высота 30,7 м.
Пласт D3fm (Фм2)
(новая залежь)
В настоящей работе предлагается открытие новой залежи пласта Фм2.
От вышележащего пласта Фм1 отделяется пачкой плотных глинистых известняков.
Залежь нефти Фм2 расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР.
Залежь нефти установлена по результатам опробования скважины 125 и данным интерпретации материалов ГИС.
При свабировании скважины 125 из интервалов 1792,0-1795,0 м (-1432,24-1435,0 м) и 1801,0-1804,0 м (-1440,4-1443,1 м) получен приток нефти дебитом 8,5 т/сут.
Общая толщина пласта изменяется от 18.2 до 31.0 м, составляя в среднем 26.5 м. Коэффициент расчлененности равен 3.4, доля коллектора 0.10. Эффективная толщина изменяется от 0.9 до 6.0 м, при среднем значении 2.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 0.9 до 6.0 м, при среднем значении 2.4 м.
Условный подсчетный уровень по залежи предлагается принять округленно на абсолютной отметке -1468 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка выделенного по данным ГИС в скважине 123.
Залежь пластово-массивного типа, размерами 1.8 × 2.1 км, высотой 98.9 м.
Залежь пласта Фм2предлагается учесть в балансе.
Пласт D3fm (Фм3)
От вышележащего пласта Фм2 отделяется пачкой плотных глинистых известняков.
Залежь нефти пласта Фм3 расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР (Граф. 36-38).
Общая толщина пласта Фм3изменяется от 31.8 до 41.3 м, составляя в среднем 37.6 м. Эффективная толщина изменяется от 5.5 до 15.1 м, нефтенасыщенная – от 3.6 до 11.9 м, средняя составляет 8.2 м. Доля коллектора– 0.3 д.ед., коэффициент расчлененности – 13.6.
Условный подсчетный уровень по залежи предлагается принять на абсолютной отметке -1485.6 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка скважины 103 с учетом результатов опробований скважины 171.
Залежь пластово-массивная, размеры 1,8 × 2,0 км, высота 47,0 м.
Пласт D3fm (Фм4)
Покрышкой пласта служат плотные известняки.
Залежь нефти пласта Фм4 расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12499 НР и ПЕМ 12498 НР.
Общая толщина пласта Фм4изменяется от 40.9 до 47.4 м, составляя в среднем 44.7 м. Эффективная толщина изменяется от 1.5 до 15.8 м, нефтенасыщенная – от 1.5 до 8.4 м, средняя составляет 4.2 м. Доля коллектора – 0.2 д.ед., коэффициент расчлененности – 10.1.
ВНК по залежи предлагается принять округленно на абсолютной отметке -1518 м по результатам опробования скважины 75, с учетом границ нижнего нефтяного пропластка (Табл. 6.2): при совместной перфорации интервалов -1488.3-1494.3 м, -1496.3-1498.3 м и -1504.8-1521.3 м получена нефть дебитом 4.4 т/сут (dшт = 3 мм).
Залежь пластово-массивная, размеры 1.5 × 1.5 км, высота – 32.5 м.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Шароновского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Щербенев А.В., Гайниева В.Г., Плотников А.В., и др. 2020
Следующее Месторождение: Ульяновское (Волгоград)