Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1994
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 17.49 км²
Шатовское нефтяное месторождение
В административном отношении месторождение находится в пределах Ильинского района Пермской области, в 42 км северо-восточнее районного центра п. Ильинский. Ближайшим населенным пунктом является поселок Чермоз. Связь с областным центром осуществляется автотранспортом по шоссейной дороге Пермь-Ильинский-Чермоз и водным транспортом по реке Кама. Ближайшее разрабатываемое месторождение - Чермозское, находится в 5 км на юго-восток. Ближайший нефтепровод Васильевка-Северокамск находится в 50 км южнее Шатовского месторождения.
В тектоническом плане месторождение расположено в центральной части Висимской моноклинали, в пределах Майкорской валообразной зоны – бортовой зоны ККСП. В настоящее время на Шатовском месторождении выделяются три площади, которые включают в себя несколько куполов: Гуляевская - Гуляевский, Восточно-Гуляевский, Долинский и Якуневский купола; Мартюгинская - Мартюгинский, Южно-Долинский, Кесовский, Тартановский, Пьянковский купола; Шатовская – Шатовская площадь.
Месторождение открыто в 1994 году скважиной 282, в которой из отложений бобриковского горизонта был получен промышленный приток нефти дебитом 49,6 т/сут на штуцере диаметром 7 мм. Введено в разработку с 1997 года.
Промышленная нефтеносность Шатовского месторождения установлена в терригенных отложениях радаевского (пласт Мл), бобриковского (пласт Бб), тульского (пласт Тл2) горизонтов визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы.
Геолого-геофизические работы на Шатовской разведочной площади начались с 1938 года.
Ближайший нефтепровод Васильевка – Северокамск находится в 50 км южнее Шатовского месторождения.
Сбор скважинной продукции Шатовского месторождения под собственным давлением по нефтегазосборным трубопроводам осуществляется на УПСВ «Шатовка» Шатовского месторождения, где происходит предварительный сброс подтоварной воды. Далее предварительно обезвоженная нефть транспортируется автомобильным транспортом на УППН «Васильевка», где происходит стабилизация, обезвоживание, обессоливание и подготовка нефти до товарных кондиций согласно ГОСТ Р 51 858-2002. Подготовка производится непрерывно одним технологическим потоком, с добавлением в поток химического реагента и пресной воды. После проведения подготовки, нефть транспортируется по нефтепроводу на ПНС НПС «Северокамская», где происходит прием и накопление товарной нефти. Сдача товарной нефти ПНС «НПС «Северокамская» осуществляется через СИКН №823 в систему магистральных нефтепроводов АО «Транснефть-Прикамье».
Других полезных ископаемых, имеющих промышленное значение на территории данного района нет.
Рис. 1.Местоположение Шатовского месторождения. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Геологическое строение района
Шатовское месторождение расположено в центральной части Висимской моноклинали, приурочено к Майкорской валообразной зоне – бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Шатовское месторождение объединяет ряд структур, наиболее выраженных по поверхности турнейских карбонатных отложений (ОГ IIп). Купола структур имеют размеры от 0,6x0,8 км амплитудой 3,3 м (район скв. 284 Шатовской структуры) до 1,3x1,5 км амплитудой 21,3 м (Якуневская структура).
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в терригенных отложениях тульского (пласт Тл2), бобриковского (пласт Бб) и радаевского (пласт Мл) горизонтов визейского яруса нижнего карбона.
В настоящее время на Шатовском нефтяном месторождении выделяются три площади, которые включают в себя несколько куполов: Гуляевская площадь – Гуляевский, Восточно-Гуляевский, Долинский, Якуневский купола; Мартюгинская площадь – Мартюгинский, Южно-Долинский, Кесовский, Тартановский, Пьянковский купола; Шатовская – Шатовская площадь. Всего месторождение объединяет десять продуктивных структур.
Всего на месторождении выявлено 16 залежей нефти: 2 - в пласте Тл2, 9 - в пласте Бб, 1 – в пластах Тл2+Бб, 4 - в пласте Мл.
Геологический разрез в пределах месторождения вскрыт поисково-разведочными (280, 281, 282, 283, 284, 285, 286, 287, 288, 289, 290, 292, 293, 294, 297, 303, 306, 312, 313, 314) и эксплуатационными (скв. 504, 506, 507, 509, 510, 512, 513, 514, 516, 517) скважинами.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез Шатовского месторождения изучен от четвертичной системы до вендского комплекса протерозоя по результатам глубокого поисково-разведочного бурения. Максимально вскрытая глубина – 2552 м (скв. 287). Сведения о глубине залегания и интервалах изменения толщин стратиграфических подразделений получены в результате бурения 30 скважин. Стратиграфические разбивки по скважинам приведены в таблице 2.1. Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы», 1988г., дополненной модернизированной шкалой пермской системы от 2005 г. Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований и сопоставления разрезов скважин Шатовского месторождения.
Отложения вендского комплекса вскрыты в скв. 287 на Долинском куполе, представлены аргиллитами с прослоями алевролитов (граф. прил. 1). Вскрытая толщина - 1 м.
Отложения девонской системы в составе среднего (D2) и верхнего (D3) отделов перекрывают вендские отложения со стратиграфическим несогласием. В полном объеме вскрыты на Долинском куполе скв. 287 и на Мартюгинском куполе скв. 280.
Среднедевонские терригенные отложения в составе эйфельского (D2ef) и живетского (D2g) ярусов представлены алевролитами и глинистыми осадками. Толщина отложений 49-51м.
Верхнедевонские отложения представлены в составе франского (D3fr) и фаменского (D3fm) ярусов.
Отложения нижней части франского яруса представлены терригенными породами пашийского (D3ps) и тиманского (D3tmt) горизонтов, толщиной 38 м (скв. 280, 287).
Верхняя часть отложений тиманского (D3tmk) и разрез саргаевского (D3sr) горизонтов сложены карбонатными породами фаций мелководного шельфа, толщиной 37-39 м (скв. 280, 287).
В период с позднетиманского до позднефаменского времени палеогеографические и фациальные обстановки территории определялись ее принадлежностью к бортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов и благоприятными условиями для формирования органогенных построек. Позднедевонская карбонатная толща разреза месторождения представлена органогенными известняками (с фауной пелеципод, брахиопод, остракод и водорослями) с подчиненным содержанием доломитов. Мощность органогенных отложений в скв. 280 составляет около 233 м, в скв. 287 - 223 м. Толщина фаменских отложений составляет от 230 до 243 м. Общая толщина пород девонской системы составляет 581-600 м.
Каменноугольные отложения на Шатовском месторождении представлены в составе нижнего (C1), среднего (C2) и верхнего (С3) отделов, вскрыты всеми скважинами. Нижнекаменноугольные отложения представлены в составе турнейского (C1t), визейского (C1v) и серпуховского (C1s) ярусов.
Отложения турнейского яруса сложены известняками серыми, обломочными, плотными, прослоями брекчеевидными, с прожилками и включениями кальцита. Отмечается присутствие сферово-водорослевых комковато-детритовых разностей. Толщина 48-68 м.
На турнейских отложениях с большим стратиграфическим несогласием залегают терригенные отложения визейского яруса в составе нижне- и средневизейского подъярусов. Разрез сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами радаевского (C1rd), бобриковского (C1bb) и тульского (C1t) горизонтов прибрежно-континентального генезиса. К проницаемым отложениям визейского терригенного комплекса Шатовского месторождения приурочена промышленная нефтеносность (пласты Тл2, Бб, Мл).
Отложения характеризуются литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью по площади и разрезу, что проявляется в невыдержанности толщин песчаных пластов, их резком замещении. Формирование терригенной толщи происходило в условиях регрессивно-трансгрессивного перемещения береговой линии, на что указывают такие генетические признаки как углистость и прослои известняков.
Наиболее фациально изменчивым является разрез радаевского горизонта. В радаевское время в два этапа происходило формирование песчано-алеврито-глинистых осадков с преобладающим развитием алевролито-аргиллитовых пород в условиях прибрежной равнины. Начальный этап характеризовался аккумуляцией тонкообломочного материала. Позднее отмечается накопление песчаных осадков, которые формировались в условиях дельтовых проток в пределах обширной прибрежно-континентальной равнины. На аллювиально-дельтовый генезис отложений указывает присутствие растительного детрита и пирита. К концу радаевского времени поверхность отложений была относительно снивелирована. Толщина отложений радаевского горизонта составляет 9-21 м.
В бобриковское время осадконакопление происходило в прибрежно-континентальной обстановке. Песчаные пласты бобриковского горизонта отличаются различной зернистостью, присутствием углистых включений, растительного детрита. Глинистые отложения имеют темную окраску, содержат прослои каменного угля и отпечатки растений. Толщина 10,8– 23 м.
В раннетульское время территория имела унаследованные прибрежно-морские условия осадконакопления, отмечается литологическое чередование пород с преобладанием песчаных образований. Начавшаяся в тульское время трансгрессия привела к ослаблению речной деятельности и накоплению песчано-глинистых осадков морского типа. Дальнейшее погружение территории в позднетульское время привело к формированию карбонатных отложений. Разрез тульского горизонта представляет две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную. Терригенная пачка сложена переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников. Песчаники мелкозернистые с крупноалевритовой примесью, слабо известковисто-глинистые, алевролиты песчанистые, глинистые и слабоглинистые. Пористые разности песчано-алевролитовых пород насыщены нефтью. Толщина терригенной пачки колеблется в пределах от 7,8 м (скв. 286) до 16 м (скв. 516). Карбонатная пачка сложена известняками с прослоями доломитов. Известняки темно-серые, детритовые. Толщина 7-22 м.
Таким образом, палеогеографическая обстановка визейского века была благоприятной для аккумуляции песчаного материала и формирования коллекторов в прибрежно-континентальных условиях.
Верхневизейские и серпуховские отложения, сложенные известняками органогенно-обломочными, участками окремнелыми, и доломитами мелкозернистыми, иногда глинистыми, полностью покрывают визейский терригенный комплекс. Мощность отложений составляет 152-244 м.
В разрезе среднего отдела каменноугольной системы выделяются башкирский (C2b) и московский (C2m) ярусы. Башкирские отложения, залегающие на серпуховских, с большим стратиграфическим несогласием, представлены известняками серыми органогенно-детритовыми, окремнелыми, трещиноватыми со стилолитовыми швами. Толщина башкирских отложений 80 – 103 м.
В разрезе московского яруса выделены отложения верейского (C2vr) - 58 – 83 м, каширского (C2ks) - 44 – 65 м, подольского (C2pd) - 83 – 114 м и мячковского (C2mc) - 51 – 75 м горизонтов, сложенных переслаиванием известняков серых, доломитов органогенно-обломочных и аргиллитов темно-серых. Общая толщина отложений 245-337 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены известняками с прослоями доломитов в верхней части и доломитами с прослоями известняков в нижней части. Доломиты серые, коричневато-серые, с включениями ангидрита. Известняки светло-серые, детритово-фораминиферовые. Толщина 178-258 м.
Отложения пермской системы представлены в объеме нижнего (P1) отдела. Нижнепермские - в объеме ассельского (P1a), сакмарского (P1s), артинского (P1ar), кунгурского (P1k) и уфимского (P1u) ярусов. Ассельско-сакмарская толща представлена серыми известняками и доломитами с прослойками глины и ангидрита толщиной 162-214 м. Отложения артинского яруса сложены чередованием известняков и доломитов с включениями кремния толщиной 180-243 м.
Кунгурский ярус представлен отложениями филипповского и иренского горизонтов. Филипповский горизонт сложен доломитами и известняками с включениями ангидрита и гипса толщиной 43-71 м. Иренский горизонт сложен ангидритами и доломитами толщиной 45-92 м.
Отложения уфимского яруса (P2u) представлены в составе нерасчлененной толщи соликамского (P2sl) и шешминского (P2ss) горизонтов. К соликамскому горизонту условно относятся известняки и доломиты с прослоями мергелей, ангидритов, глин и песчаников, толщиной 100 – 165 м. К шешминскому - известняки доломитизированные в нижней части и переслаивание алевролитов, песчаников, аргиллитов. Толщина до 400 – 450 м.
Общая толщина нижнепермских отложений 958-1187 м.
Четвертичные отложения распространены повсеместно, залегают на размытой поверхности верхнепермских пород, представлены элювиальными, элювиально-делювиальными и аллювиальными отложениями (суглинками, глинами и песчаниками) толщиной 15- 20 м.
Геологический разрез Шатовского месторождения относится к бортовому типу разреза относительно Камско-Кинельской системы прогибов. Разрез характеризуется мощной толщей позднедевонско-турнейских карбонатных отложений и формированием органогенных построек. К песчано-алевролитовым породам – коллекторам визейского терригенного комплекса приурочены залежи нефти Шатовского месторождения.
Тектоника
В тектоническом отношении Шатовское месторождение нефти по отложениям палеозоя находится в центральной части Висимской моноклинали, в пределах Майкорской валообразной зоны – бортовой зоны ККСП (рис. 2.).
Рис. 2. Выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края
Тектоническое строение территории Шатовского месторождения изучено по данным глубокого бурения и результатам сейсморазведочных работ (2D с 1960 г. и 3Dc 1993 г.). По данным региональных геофизических исследований фундамент находится на глубине 3,2-3,9 км. По поверхности фундамента картируются многочисленные разрывные нарушения. На эродированной поверхности кристаллического фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегает толща (1,5 км) терригенных отложений вендского возраста. В восточной части площади толща подстилается маломощными (около 50 м) образованиями рифейского комплекса. По отражающему горизонту ОГ VВП, отождествляемому с подошвой вендских отложений, четко прослеживается серия разрывных нарушений северо-западного направления, определившая преимущественное простирание структурных форм в осадочном чехле. Разрывные дислокации захватывают верхнепротерозойские, а на отдельных участках и палеозойские отложения.
По палеозойским отложениям исследуемая площадь расположена в центральной части Висимской впадины. Структурный план кровли девонских терригенных отложений ОГ III имеет унаследованный характер и сформировался в результате активизации тектонической деятельности, вызвавшей в живетское и тиманское время подвижки отдельных блоков фундамента и зарождение разломов. Положение и простирание структурных форм в терригенном девоне, да и в вышезалегающих отложениях карбона, контролируется также рельефом фундамента, направлением тектонических нарушений и гипсометрическим положением отдельных блоков.
В период с позднетиманского до позднефаменского времени развитие территории определялось ее принадлежностью к бортовой зоне ККСП. Тектонические условия были благоприятны для формирования и роста органогенных построек. В пределах шельфовой части морского бассейна шло накопление рифовых фаций карбонатных пород. Мощность органогенных разностей, определенная по данным бурения скважин №№ 280 и 287, составляет соответственно около 160 м и 295 м при общей мощности верхнедевонско-турнейских карбонатных отложений 562 м и 548 м. За пределами шельфа в более глубоководной части бассейна накапливались глинисто-карбонатные осадки.
Согласно структурно-фациальной зональности верхнедевонские рифогенные массивы относятся к группе бортовых рифов и группе внутренних шельфовых построек. Среди бортовых рифов выделяются массивы барьерного типа, образованные на верхнедевонском седиментационном основании, и одиночные постройки. С внешней стороны рифогенные образования переходят в маломощные депрессионные фации осевой зоны ККСП, с внутренней – в мелководные карбонатные отложения, представляющие сводовый тип разреза.
Органогенные постройки, располагающиеся в пределах рифового шельфа, но вне бортовой зоны ККСП, относятся к группе внутренних шельфовых построек. Их отличительной чертой является то, что слагающие риф отложения за пределами массива замещаются мелководными слоистыми карбонатами. Такого типа постройки развиты в западной части территории.
Поверхность верхнедевонско-турнейских карбонатных отложений имеет сложный расчлененный рельеф, на формирование которого оказали влияние различные геологические процессы. Тектонические движения определили общий региональный наклон и формирование крупных пликативных форм. Рифообразование способствовало появлению высокоамплитудных локальных замкнутых положительных структурных форм. Проявление денудации: выветривание, эрозия, гравитационные перемещения, а также карстовые процессы оказали влияние на развитие отрицательных структурных форм и значительное расчленение поверхности как на зональном, так и на локальном уровне.
Генезис локальных поднятий, развитых на площади исследований, определен как тектоно-седиментационный, поскольку своим образованием они, в первую очередь, обязаны структуроформирующей способности рифовых фаций франско-фаменских отложений, при подчиненной роли тектонического фактора.
По поверхности турнейских карбонатных отложений (ОГ IIП) структурный план является наиболее расчлененным. Относительно спокойное залегание в западной части изучаемой площади сменяется значительными градиентами погружения на крайнем северо-востоке, на границе перехода внешней бортовой зоны ККСП во внутреннюю. Наиболее сложное строение имеет Долинский и примыкающий к нему с юго-востока участок. Положительные формы образуют гряды, ориентированные вдоль борта ККСП, которые отделяются друг от друга контрастными прогибами северо-западного направления. Эти прогибы являются эрозионными каналами и заполнены визейскими терригенными отложениями. Наиболее крупные и амплитудные отрицательные структуры прослеживаются в центральной части Долинского участка и на северно-восточном склоне Долинской структуры.
Северо-восточная гряда сформирована Восточно-Гуляевской и Долинской структурами. Восточно-Гуляевская структура представляет собой пологую брахиантиклинальную складку субмеридианального направления, оконтуренную изогипсой -1680 м, размерами 1,0 ´ 2,3 км, амплитудой 19,8 м.
Долинская структура осложнена 2 поднятиями. В районе скв.287 выделяется брахиантиклиналь размерами 0,4 ´ 1,4 км по изогипсе -1690 м, амплитудой 12,7 м. В районе скв.286 картируется брахиантиклинальная складка с крутым северо-восточным крылом, размерами 0,7 ´ 1,3 км по изогипсе -1690 м, амплитудой 19,3 м.
Южно-Долинская структура имеет изометричную форму, оконтуривается изогипсой -1700 м и имеет размеры 1,3 ´ 2,4 км, амплитуду 10 м.
Гуляевская структура представляет собой куполовидную складку размерами 0,6 ´ 1,0 км по изогипсе -1670 м, амплитуда составляет 11,1 м.
Северо-Восточная часть Шатовской структуры выделяется как крупная брахиантиклиналь субмеридианального простирания, оконтуренная изогипсой -1710 м, размерами 1,2 ´ 3,5 км, амплитудой 23,7 м, осложненная двумя вершинами. В районе скв.284 выделяется куполовидная складка, которая имеет размеры 0,6 ´ 0,8 км, амплитуду 3,3 м и оконтуривается изогипсой -1710 м.
Мартюгинская структура представляет собой куполовидную структуру облекания верхнедевонского рифа размерами 0,8 ´ 1,0 км по изогипсе -1690 м, амплитудой 14,9 м.
Кесовская структура оконтуривается изогипсой -1710 м и имеет размеры 0,9 ´ 1,4 км, амплитуду 10,5 м.
Тартановская структура имеет форму брахиантиклинали, размеры 0,9 ´ 1,9 км, амплитуду 27,5 м и оконтурена изогипсой -1710 м.
Пьянковская структура оконтурена изогипсой -1720 м и имеет размеры 0,6´1,0 км, амплитуду 5,9 м.
Якуневская структура выделяется в районе скв.293, оконтуривается изогипсой -1700 м и имеет размеры 1,0 ´ 1,5 км, амплитуду 21,3 м.
Геологические процессы, имевшие место на площади месторождения в визейский век, не привели к существенной перестройке структурного плана по кровле терригенных отложений тульского горизонта (ОГ IIК). Все локальные поднятия, закартированные по ОГ IIП, сохраняются по ОГ IIК. Отмечается закономерное уменьшение амплитуды поднятий, выполаживание прогибов, при этом сохраняются крутые углы наклонов по кровле тульских терригенных отложений в северо-восточной части Долинского участка.
Шатовская структура осложнена тремя поднятиями. В районе скв.283 выделяется куполовидная складка, оконтуренная изогипсой -1660 м, размерами 0,8 ´ 1,0 км, амплитудой 10,4 м. В районе скв.284 – куполовидная складка, размерами 0,2 ´ 0,3 км, оконтурена изогипсой -1660 м. В районе скв.285 выделяется купол размерами 0,9 ´ 1,4 км, амплитудой 13,1 м, который оконтуривается изогипсой -1660 м.
Восточно-Гуляевская структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку субмеридианального направления, оконтуренную изогипсой -1640 м, размерами 0,9 ´ 2,5 км, амплитудой 14,9 м.
Долинская структура осложнена 2 поднятиями. В районе скв.287 выделяется брахиантиклиналь размерами 0,5 ´ 2,2 км по изогипсе -1650 м, амплитудой 9,5 м. В районе скв.286 картируется брахиантиклиналь размерами 0,8 ´ 2,5 км по изогипсе -1650 м, амплитудой 18 м.
Гуляевская структура имеет изометричную форму, размеры 1,2 ´ 1,3 км, амплитуду 6,5 м, оконтуривается изогипсой -1670 м.
Мартюгинская структура оконтурена изогипсой -1650 м, ее размеры 0,9´1,2 км, амплитуда 21 м.
Пьянковская структура выделяется в районе скв.306, оконтуривается изогипсой -1680 м и имеет размеры 0,6 км ´ 0,8 км, амплитуду 1,0 м.
Тартановская структура представляет собой куполовидную складку размерами 1,5 ´ 1,7 км по изогипсе -1670м, амплитудой 26,1 м.
Южно-Долинская структура имеет изометричную форму, оконтуривается изогипсой -1660 м и имеет размеры 1,2 ´ 1,6 км, амплитуду 11,5 м.
Якуневская структура оконтурена изогипсой -1660 м, ее размеры 1,3 ´ 1,5 км, амплитуда 13,1 м.
В районе скв.292 выделяется Кесовская структура, которая оконтурена изогипсой -1670 м, имеет размеры 1,2 ´ 1,7 км, амплитуду 7,5 м.
Структурный план по кровле башкирских отложений (ОГ IК) в общем унаследует структурный план по нижележащим отражающим горизонтам (IIК и IIП), происходит выполаживание структурных форм, уменьшение амплитуд, сокращение площади Долинского купола.
К началу пермского века региональный юго-восточный наклон территории сменился на северо-западный, что привело к расформированию ранее замкнутых структурных форм в положительные структуры типа структурного носа.
В целом основные особенности тектонического строения Шатовского месторождения заключаются в следующем:
купола Шатовского месторождения относятся к тектоно-седиментационному генетическому типу и являются структурами облекания рифогенных образований верхнедевонско-турнейского возраста;
локальные купола имеют унаследованный характер развития, выполаживаются вверх по разрезу, сохраняя форму;
в отложениях визейского и московского ярусов отмечаются эрозионные формы погребенного палеорельефа, вызванного речной деятельностью.
Сведения о нефтегазоносности Шатовского месторождения
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Шатовском месторождении промышленно нефтегазоносен нижне-средневизейский терригенный комплекс.
Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях радаевского (пласт Мл), бобриковского (пласт Бб) и тульского (пласт Тл2) горизонтов.
Обоснование положения водонефтяных контактов проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе. При обосновании ВНК предпочтение отдавалось скважинам с удлинением до 70,0м.
Шатовское месторождение нефти открыто в 1994 году скважиной 282, в которой из отложений бобриковского горизонта был получен промышленный приток нефти дебитом 49,6 т/сут на штуцере диаметром 7 мм. Введено в разработку в 1997 года согласно «Технико-экономических соображений по разведке и вводу в разработку месторождений Шатовской площади».
По результатам геолого-геофизических работ и поисково-разведочного бурения на исследуемой территории (площади Гуляевская, Мартюгинская и Шатовская) выделено десять куполов, к которым приурочены залежи нефти. Все выявленные залежи нефти, согласно протоколу № 358-2001 (м) от 26.03.2001 г., объединены в единое Шатовское месторождение. Все десять куполов месторождения выделены в самостоятельные объекты разработки.
Промышленная нефтеносность установлена в отложениях тульского горизонта - на Якуневском и Шатовском куполах; в отложениях бобриковского горизонта на Восточно-Гуляевском, Мартюгинском, Кесовском, Тартановском, Пьянковском, Долинском, Южно-Долинском куполах и Шатовской площади; в отложениях радаевского горизонта - на Пьяновском, Долинском, Тартановском и Гуляевском куполах.
В настоящее время (на 01.01.2020 г.) на Шатовском месторождении пробурено 30 скважин: из них 17 поисковых (280, 286, 287, 292, 289, 303, 297, 284, 288, 294, 283, 306, 293, 285, 312, 313, 314), три разведочные (282, 281, 290) и 10 эксплуатационных (504, 506, 507, 509, 510, 512, 513, 514, 516, 517). Три скважины (294, 303, 312) расположены за границей нефтегазоносности продуктивных пластов.
В целом по Шатовскому месторождению по состоянию на 01.01.2020 г. числятся начальные запасы нефти, посчитанные в 2006 г, 2009 г. (протокол №2097-дсп от 23.12.2009 г.), 2015 г. (протокол №03-18/1114 от 28.12.2015г.) гг. в количестве:
- категория А - 1093 тыс.т. геологические, 447 тыс.т. извлекаемые;
- категория В1 - 3996 тыс.т. геологические, 1686 тыс.т. извлекаемые;
- категория В2 - 60 тыс.т. геологические, 24 тыс.т. извлекаемые.
Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Шатовского нефтяного месторождения», составленное в 2010 г.
После оперативного подсчета запасов в 2015 г. в пределах Шатовского месторождения новых скважин пробурено не было.
Нижнепермский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
На Шатовском месторождении из отложений комплекса керн не отбирался, опробование не проводилось.
На близлежащих месторождениях Майкорском и Чермозском промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Каширско-гжельский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
На Шатовском месторождении из отложений комплекса керн не отбирался, опробование не проводилось.
На близлежащих месторождениях Майкорском и Чермозском промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Верейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
В пределах комплекса залежей нефти и газа не выявлено.Нефтепроявления по керну в отложениях верейского горизонта встречены в скв. 287, 297, 313 – это, в основном, известняк с выпотами нефти. При испытании в открытом стволе отложений верейского горизонта было получено: 0,03м3 нефти из скв. 287; фильтрат бурового раствора с пластовой водой из скв. 281, 292; пластовая вода из скв. 290; пластовая вода с промывочной жидкостью из скв. 282; приток не получен в скв. 280, 286.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Окско-башкирский
нефтегазоносный комплекс
Башкирский ярус
В пределах комплекса залежей нефти и газа не выявлено.Нефтепроявления по керну (известняк с выпотами густой темно-коричневой нефти, известняк водонефтеносный) встречены в скважине 288. В скважинах 289, 297 также отобран керн с выпотами нефти и нефтенасыщенный.
При испытании из отложений башкирского яруса была получена нефть с пластовой водой из скважины 288 и нефть с фильтратом из скважины 289. В скважинах 281, 283, 286, 287, 297, 306 в результате испытания получена пластовая вода. В скважинах 282 получена пластовая вода с пленкой нефти. В скважинах 313, 292 и 284 – вода с буровым раствором. В скважине 293 – фильтрат бурового раствора, слабогазированный.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Нижне-средневизейский терригенный
нефтегазоносный комплекс
Тульский горизонт
Разрез тульского горизонта представлен в нижней части терригенными отложениями (переслаиванием песчаников мелкозернистых слюдистых и алевролитов крупнозернистых песчанистых), которые вверх по разрезу сменяются карбонатными.
В карбонатной части тульских отложений Пермского Прикамья иногда отмечаются проницаемые пласты с различным характером насыщения. Они, как правило, имеют линзовидную форму, незначительные размеры и не относятся к объектам промышленного подсчета. В пределах Шатовской площади в скв. 285 в результате опробования в колонне из интервала карбонатных отложений получена вода с нефтью. Как объект промышленного подсчета пласт в отчете не рассматривается. На Шатовской площади в близлежащих скв. 283 и 284 выделяется метровый проницаемый пласт, т.е. представляется в форме небольшой линзы. На других поднятиях Шатовского месторождения и на близлежащих месторождениях продуктивные пласты в карбонатных отложениях не выделяются.
В отложениях тульского горизонта Шатовского месторождения промышленная нефтеносность приурочена к терригенной части разреза. По комплексу промыслово-геофизических исследований и результатам опробования в колонне по нескольким куполам выделяется продуктивный пласт Тл2. Пласт имеет неоднородное строение, на большей части площади Шатовского месторождения представлен плотными породами.
Пласт Тл2
Промышленная нефтеносность пласта установлена по ГИС и доказана испытаниями в колонне (табл. 3.6) на Якуневском и Шатовском куполах.
Якуневский купол. В контуре нефтеносности находится одна скв. 293.
Водонефтяной контакт условно принят на абс. отм. -1654 м (-1654,3 м), как и ранее, по данным опробования пласта Тл2 в скв. 293, где из интервала перфорации -1652,1-1655,1 м получена нефть дебитом 2,8 т/сут.
Залежь пластово-сводовая, водоплавающая. Размеры залежи равны: ширина – 0,3км, длина – 0,6 км; эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,4 м.
Общая толщина пласта Тл2 на Якуневском куполе составляет 10 м, эффективная толщина – 1,4 м. В объеме пласта выделяется 1 проницаемый прослой толщиной 1,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,16, коэффициент расчлененности – 1,0.
Шатовская площадь. Тульский пласт проницаем только в скв. 284 и 283, в скважине 285 он замещается плотными породами.
Район скв. 283. Общая толщина продуктивного пласта в пределах поднятия составляет 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1 м. В объеме пласта выделяется 1 проницаемый пропласток толщиной 1 м. По данным ГИС скв. 283 подошва нефтяного пропластка выделена на отметке -1658,6 м .
В эксплуатационной колонне продуктивные пласты тульского и бобриковского горизонтов опробовались совместно в интервалах 1857,0-1863,0 м (-1657,8-1663,8 м) и 1869,0-1871,5 м (-1669,8-1672,3 м). В результате испытания получен приток нефти дебитом 9,4 т/сут.
При подсчете запасов 2006 г. и 2009 г. нефтенасыщенные пласты тульского (пласт Тл2) и бобриковского горизонтов (пласт Бб) были приурочены к самостоятельным залежам с водонефтяными контактами, условно принятыми на абс. отм. -1659 м (подошва проперфорированного нефтенасыщенного пласта Тл2)и абс. отм. -1672 м (подошва последнего проперфорированного нефтенасыщенного пропластка пласта Бб).
В подсчете запасов 2015 г. пласты Тл2 и Бб объединены в единую залежь с единым гипсометрическим уровнем нефть-вода на абс. отметке -1672,0 м и залежь пластов Тл2+Бб рекомендовано учитывать как единую залежь пласта Бб.
Район скв. 284. Обоснование положения водонефтяного контакта выполнено по данным ГИС скважины 284 (подошва нефтяного пропластка -1674,7 м) с учетом результатов опробования скважины 284, где из интервала перфорации -1673,6-1680,6 м совместно с пластом Бб получен приток нефти дебитом 11 т/сут. ВНК условно принят на абс. отм. -1675 м, как и ранее.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи равны: ширина – 1,0км, длина – 0,9км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1 м.
Общая толщина продуктивного пласта на поднятии составляет 12 м, эффективная толщина – 1 м. В объеме пласта выделяется 1 проницаемый пропласток толщиной 1 м. Коэффициент песчанистости – 0,11, коэффициент расчлененности – 1,0 (табл. 6.3).
На Восточно-Гуляевском куполе по данным интерпретации ГИС скважины 314 в пласте Тл2 выделяются два нефтенасыщенных пропластка толщиной 1 и 0,6 м. По результатам КИИ получена смесь бурового раствора и пластовой воды с пленкой нефти, испытания в колонне не проводились. Промышленная нефтеносность пласта не доказана. Запасы по куполу на государственном балансе не числятся. Пласт, как объект подсчета в отчете не рассматривается.
На остальных куполах в пределах Шатовского месторождения пласт Тл2 представлен плотными породами . Общая толщина пласта изменяется от 7,8 до 14,0 м.
Бобриковский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в пределах горизонта выделяется один продуктивный пласт Бб.
Литологически пласт представлен песчаниками разнозернистыми с присутствием углистых включений, растительного детрита. Глинистые отложения имеют темную окраску, содержат прослои каменного угля. Керн с признаками нефтенасыщения отобран из скв. 283, 285, 287, 288, 289, 290, 292, 297, 306, 312, 313, 314.
Пласт Бб
Пласт Бб залегает в кровле бобриковского горизонта, распространен на всей площади месторождения, вскрыт всеми скважинами.
Общая толщина пласта изменяется от 9 м (скв. 289) до 21,7 м (скв. 512), эффективная толщина от 0,6 до 21,1 м. В объеме пласта выделяются 1-6 проницаемых прослоев. Доля коллектора в пласте составляет 47,6 %, коэффициент расчлененности равен 3,2.
Промышленная нефтеносность пласта установлена по данным опробований, промыслово-геофизических исследований, результатами исследования керна и испытаниями в колонне (табл. 3.6) на всех куполах кроме Якуневского, где вскрыт водоносный пласт и Гуляевского.
На Гуляевском куполе в пласте Бб по данным ГИС скв. 289 выделяется 1 нефтенасыщенный пропласток толщиной 0,6 м. Промышленная нефтеносность пласта не доказана, испытания пласта Бб в колонне не проводились. Запасы по куполу на государственном балансе не числятся. Пласт, как объект подсчета в отчете не рассматривается.
Пласт Бб включает в себя нефтяные залежи, приуроченные к следующим поднятиям.
Восточно-Гуляевский купол.
Утвержденный водонефтяной контакт – 1642 м.
В настоящем подсчете с учетом уточнения удлинения скважин водонефтяной контакт предлагается принять на абс. отм. -1644,0 м по данным опробования пласта Бб скв. 288, где из интервала перфорации -1636,7-1641,7 м получена нефть дебитом 4,3 т/сут и данным интерпретации данных ГИС (подошва нефтяного пропластка -1643,7 м). Скв. 314 находится за пределами контура нефтеносности (граф. прил. 4).
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,4км, длина – 1,7км.
Общая толщина пласта Бб в пределах поднятия составляет 10,9 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,8 м. Коэффициент песчанистости – 0,63, коэффициент расчлененности – 3,0 (табл. 6.3).
Долинский купол. Пласт Бб бобриковского горизонта вскрыт тремя поисково-разведочными скважинами (скв. 286, 287, 290) и десятью эксплуатационными (скв. 504, 506, 507, 509, 510, 512, 513, 514 и 516).
При подсчете запасов 2006 г. и 2009 г. в пределах Долинского поднятия выделялись две самостоятельные залежи, приуроченные к куполам в районе скв. 286 и скв. 287 с гипсометрическими отметками ВНК на абс. отм. -1668 м (район скв. 287) и -1662,8 м (район скв.286). В подсчете запасов 2015 г. начальный УПУ принят единым для всего Долинского поднятия на абс. отм. -1666,5 м. В настоящем подсчете, по состоянию изученности на 01.01.2020 г., в связи с отсутствие новых геолого-геофизических данных, принимается вариант строения залежи Долинского поднятия согласно подсчета запасов 2015 г.
В настоящем подсчете водонефтяной контакт предлагается принять на отметке -1664,4 м, с учетом подошвы нефтенасыщенного прослоя скважины 510. В эксплуатационной колонне продуктивные отложения опробованы в прикровельной части пласта Бб, в интервале глубин 1846,0-1848,5 м (абс. отм. -1650,3-1652,8 м) и 1850,5-1853,5 м (абс. отм. -1654,7-1657,7 м). При испытании получен приток нефти дебитом 35 т/сут.
Залежь Долинского поднятия пластовая, сводовая, приуроченная к ловушке структурного типа. Размеры залежи равны: ширина – 1,4км, длина – 3,0км, высота - 29,6 м.
Общая толщина пласта в границах залежи достигает 22,5 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 21,4 м (скв. 512) до 4,2 м (скв. 287) при среднем значении 15,1 м. Средний по залежи коэффициент песчанистости составляет 0,8, расчлененность – 2,2.
Южно-Долинское поднятие. В контуре нефтеносности пласта Бб находятся две скважины - 313 и 281. Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1671 м (-1671,4 м), как и ранее, по данным ГИС с учетом результатов опробования пласта Бб скв. 313, где из интервала перфорации -1670,6-1671,6 м получена нефть дебитом 1,2 т/сут.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,9км, длина – 2км.
Общая толщина пласта Бб в пределах поднятия составляет 17 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,6 м. В объеме пласта выделяются 1-3 проницаемых прослоя толщиной от 0,4 до 1,6 м. Коэффициент песчанистости – 0,16, коэффициент расчлененности – 2,5.
Мартюгинское поднятие. В контуре нефтеносности находятся две скважины - 282 и 280.
Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1660,0 м, как и ранее, по результатам интерпретации геофизических исследований скв. 280 (подошва нефтяного пропластка -1660,1м) и результатов опробования в колонне пласта Бб скв. 282, из интервала перфорации -1644,3-1650,3 получен приток нефти дебитом от 20,4 до 41,1 т/сут. В скв. 280 при испытании в открытом стволе пластов Тл2+Бб интервала 1784,0-1811,0м (-1630,4-1657,4 м) получена пластовая вода с пленкой нефти.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,9км, длина – 1,3км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 13,8 м.
Общая толщина продуктивного пласта Бб составляет 16,0-17,0 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 7,0 м. В объеме пласта выделяется от 2 до 3 проницаемых прослоев толщиной от 2,5 до 13,5 м. Коэффициент песчанистости – 0,85, коэффициент расчлененности – 2,5 .
Кесовское поднятие. В контуре нефтеносности находятся одна скв. 292.
В предыдущем подсчете водонефтяной контакт принят на отметке – 1677 м. За счет уточнения удлинения скважин в настоящей работе УПУ принят на абс. отм. -1679 м по данным ГИС (отметка подошвы последнего нефтяного пропластка -1678,5м) и данным опробования пласта Бб скв. 292, где из интервалов перфорации -1671,9-1675,9 м и -1676,9-1678,9 м получена нефть дебитом 4,9 т/сут.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,7км, длина – 1,1км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 3,4 м .
Общая толщина пласта Бб в пределах поднятия составляет 17,4 м, эффективная толщина – 4 м. В объеме пласта выделяются 3 проницаемых прослоя толщиной от 0,6 до 2,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,32, коэффициент расчлененности – 3,0.
Тартановское поднятие. В контуре нефтеносности находится одна скв. 297.
Условный подсчетный уровень принят на абс. отм. -1659 м (-1658,9 м), как и ранее, по данным ГИС и результатам опробования пласта Бб скв. 297, где из интервала перфорации – 1652,9-1658,9 м получена нефть дебитом 12,1 т/сут (граф. прил. 5).
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,5км, длина – 0,7км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 6 м.
Общая толщина продуктивного пласта Бб на поднятии составляет 13,0 м, эффективная толщина – 6 м. В объеме пласта выделяется 1 проницаемый пропласток толщиной 6 м. Коэффициент песчанистости – 0,46, коэффициент расчлененности – 1,0.
Пьянковское поднятие. В контуре нефтеносности находится одна скв. 306.
При подсчете запасов 2006г., 2009г. водонефтяной контакт залежи принят на отметке – 1698,3 по данным интерпретации ГИС скв. 306 (подошва нефти -1698,3м).
В настоящей работе за счет уточнения удлинения скважин предлагается принять водонефтяной контакт условно на абс. отм. -1699 м по данным интерпретации ГИС скв. 306 (подошва нефти -1698,6 м) и по данным опробования, где из интервалов перфорации -1691,4-1693,4 м и 1697,4-1698,9 м получена нефть дебитом 1,2 т/сут совместно с пластом Мл .
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 1,3км, длина – 1,8км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,2 м.
Общая толщина пласта Бб на поднятии составляет 10,8 м, эффективная толщина – 1,2 м. В объеме пласта выделяются 2 проницаемых пропластка толщиной 0,4 и 0,8 м. Коэффициент песчанистости – 0,13, коэффициент расчлененности – 2,0.
Шатовское поднятие. Бобриковский пласт проницаем во всех скважинах, пробуренных в пределах Шатовского поднятия.
Район скв. 283. Общая толщина пласта Бб в пределах поднятия составляет 12,2 м, эффективная толщина – 3,6 м (в т.ч. нефтенасыщенная толщина пласта Тл2 равна 1 м, нефтенасыщенная толщина пласта Бб – 2,6 м). В объеме пласта выделяются 3 проницаемых пропластка толщиной от 0,8 до 1,8 м.
В эксплуатационной колонне продуктивные пласты бобриковского горизонта опробовались совместно с тульским в интервалах 1857,0-1863,0 м (-1657.8-1663.8 м) и 1869,0-1871,5 м (-1669,8-1672,3 м). В результате испытания получен приток нефти дебитом 9,4 т/сут.
В подсчете запасов 2015 г. пласты Тл2 и Бб объединены в единую залежь с единым гипсометрическим уровнем нефть-вода и залежь пластов Тл2+Бб рекомендовано учитывать как единую залежь пласта Бб. Залежь пластовая сводовая, приуроченная к ловушке структурного типа. Размеры залежи 1,2х0,9 км, высота – 14,4 м.
УПУ принят на абс. отм. -1672 м, как и ранее, по ГИС с учетом данных опробования скважины 283 (совместно с пластом Тл2).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 283 – 3,6 м (в т.ч. нефтенасыщенная толщина пласта Тл2 равна 1 м, нефтенасыщенная толщина пласта Бб – 2,6 м). Коэффициент песчанистости равен 0,5, расчлененность – 3.
Общая толщина продуктивных отложений в скважине 283 составляет 14,4 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная – 3,6 м (в т.ч. нефтенасыщенная толщина пласта Тл2 равна 1 м, нефтенасыщенная толщина пласта Бб – 2,6 м). Коэффициент песчанистости равен 0,25, расчлененность – 3.
Наиболее значимым и основным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам и объему нефтенасыщенных пород и, соответственно, по запасам является пласт Бб с нефтенасыщенной толщиной 2,6 м, поэтому в соответствии с подсчетом запасов 2015 г., нефтенасыщенные объемы пласта Тл2 толщиной 1 м приплюсовываются к основному пласту Бб и залежь пластов Тл2+Бб учитывается как залежь пласта Бб.
Район скв. 284. УПУ принят на абс. отм. -1680 м (подошва нижнего нефтенасыщенного пласта -1680,2 м), как и ранее, по данным опробования скв. 284, где из интервала перфорации -1673,6-1680,6 м (с учетом проницаемой части пласта) получена нефть дебитом 11 т/сут совместно с пластом Тл2.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,6км, длина – 0,8км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,4.
Общая толщина продуктивного пласта на поднятии составляет 13 м, эффективная толщина – 2,4 м. В объеме пласта выделяются 2 проницаемых пропластка толщиной от 0,4 до 2 м. Коэффициент песчанистости – 0,2, коэффициент расчлененности – 2,0.
Район скв. 285. В подсчете запасов 2006г., 2009г. водонефтяной контакт принят на отметке -1661 м.
В настоящей работе за счет уточнения удлинения скважин предлагается принять водонефтяной условно на абс. отм. -1663 м (подошва нижнего нефтенасыщенного пласта -1662,5 м) по ГИС с учетом данных опробования пласта Бб скв. 285, где из интервала перфорации -1657,5-1663,5м получена нефть.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,6км, длина – 0,7км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,4 м.
Общая толщина пласта Бб на поднятии составляет 14,2 м, эффективная толщина – 3,6 м. В объеме пласта выделяются 3 проницаемых пропластка толщиной от 0,6 до 1,8 м. Коэффициент песчанистости – 0,26, коэффициент расчлененности – 3,0.
Радаевский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в пределах горизонта выделяется один продуктивный пласт Мл.
Нефтенасыщенные коллектора радаевского горизонта вскрыты в пределах трех поднятий: Гуляевском (скв. 289), Тартановском (скв. 297) и Пьянковском (скв. 306).
Литологически продуктивный пласт Мл представлен песчаниками неотсортированными среднемелкозернистыми, слабо сцементированными, с крупноалевритовой примесью, неравномерно глинистыми, иногда известковистыми. Керн с признаками нефтенасыщения отобран из скв. 289 и 306.
Пласт Мл
Промышленная нефтеносность пласта установлена по ГИС и испытаниям в колонне на Гуляевском, Тартановском, Пьянковском поднятиях. На Долинском поднятии по результатам интерпретации ГИС выделяется небольшая залежь в районе скв. 286 и 507. На остальных поднятиях пласт водонасыщен, только на юго-востоке в районе скв. 283, 284 и на Долинском поднятии (скв. 514 и 510) проницаемые породы замещены плотными породами . Общая толщина пласта в пределах аналога изменяется от 5 до 25,4 м, эффективные толщины – от 0,4 до 12 м. В объеме пласта выделяются 1-2 проницаемых прослоя, толщиной 0,4-10,0 м. Средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности по пласту составляют 0,322 и 2,0 соответственно.
Гуляевское поднятие. В контуре нефтеносности находится одна скважина 289.
В предыдущем подсчете запасов водонефтяной контакт принят на отметке -1650 м. В настоящем подсчете предлагается принять водонефтяной контакт условно на абс. отм. -1653 м по результатам интерпретации ГИС (подошва нефти -1653,1м), с учётом уточнения удлинения, и данным опробования пласта Мл скв. 289, где из интервала перфорации -1648,0-1649,5м получена нефть дебитом 6,0 т/сут .
Залежь пластово-сводовая. Размеры залежи равны: ширина – 0,3 км, длина – 0,5км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 4,6 м.
Общая толщина пласта Мл в пределах поднятия составляет 14,9 м, эффективная толщина – 12,0 м. В объеме пласта выделяются 3 проницаемых прослоя толщиной от 2 до 7,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,78, коэффициент расчлененности – 3,0.
Тартановское поднятие. В контуре нефтеносности находится одна скважина 297.
Водонефтяной контакт принят условно на абс. отм. -1675 м, как и ранее, по ГИС и данным опробования пласта Мл скв. 297 (подошва нефти -1674,7 м), где из интервала перфорации – -1671,9-1674,7м получена нефть дебитом 38 т/сут.
Залежь пластово-сводовая. Размеры залежи равны: ширина – 0,5км, длина – 0,6км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 3,4 м (граф. прил. 18).
Общая толщина пласта Мл в пределах поднятия составляет 16 м, эффективная толщина – 4,0 м. В объеме пласта выделяются 3 проницаемых прослоя толщиной от 0,6 до 3,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,38, коэффициент расчлененности – 2,0.
Пьянковское поднятие. В контуре нефтеносности находится одна скважина 306.
Водонефтяной контакт принят условно, как и ранее, на абс. отм. -1706 м по данным интерпретации ГИС (отметка подошвы последнего нефтяного пропластка -1706,0 м) с учетом результатов опробования скв. 306, где из интервала перфорации -1701,9-1706,4 м получена нефть дебитом 1,2 т/сут совместно с пластом Бб.
Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи равны: ширина – 0,5км, длина – 0,8км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,4м.
Общая толщина пласта Мл в пределах поднятия составляет 12,2 м, эффективная толщина – 2,4 м. В объеме пласта выделяются 2 проницаемых пропластка толщиной 1,0 и 1,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,24, коэффициент расчлененности – 2,0.
Долинское поднятие. Продуктивный пласт Мл в пределах поднятия вскрыт двумя скважинами – 286 и 507.
УПУ принят на абс. отм. -1666 м, как и ранее, по данным результатов интерпретации ГИС скв. 507 (отметка подошвы последнего нефтяного пропластка -1666,1 м).
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи равны: ширина – 0,3км, длина – 0,6км, эффективная нефтенасыщенная толщина – 4,0 м.
Общая толщина пласта Мл составляет 16,4 м, эффективная толщина – 6,2 м. В объеме пласта выделяются 3 проницаемых пропластка толщиной 1,2-5,0 м. Коэффициент песчанистости – 0,5, коэффициент расчлененности – 2,5.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Турнейский ярус
Породы турнейского яруса представлены известняками серыми, в основном плотными и крепкими, массивными, со стилолитовыми швами.
Промышленная нефтеносность турнейских отложений на Шатовском месторождении не установлена.
Керн, в различной степени нефтенасыщенный, отобран из скв. 283, 285, 287, 288, 297, 306, 312. Это, в основном, известняк с выпотами или с пленкой нефти.
Опробование отложений турнейского яруса было произведено только в открытом стволе в скважинах 280, 281, 282, 286, 287, 293, 297, 313. В скважинах 281, 286 получена пластовая вода. В 287 и 297 притока не получено. В скважинах 282, 293 – буровой раствор, в скважине 280 – глинистый раствор, в скважине 313 – фильтрат промывочной жидкости.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Фаменский ярус
Породы фаменского яруса представлены известняками серыми, тонкозернистыми, массивными, крепкими и плотными.
Нефтепроявления по керну в отложениях данного возраста были отмечены в скважине 312. Отложения испытаны в открытом стволе в скважинах 293 и 312. При испытании скважины 293 получена смесь нефти, раствора, фильтрата и пластовой воды с запахом Н2S, при испытании скважины 312 получен буровой раствор с пленкой нефти.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Девонский терригенный
нефтегазоносный комплекс
Отложения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса представлены песчаниками мелко- и среднезернистыми, алевритистыми, битуминозными, алевролитами кварцевыми, разнозернистыми.
Девонские терригенные отложения вскрыты скважине 287. При испытании в открытом стволе тиманских отложений в скважине 287 получена смесь бурового раствора с пластовой водой.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса также не установлена.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Шатовского месторождения Пермского края. Договор №20D0110 от 11.03.2020 г. Кадол С.Н., Шевелев Е.И., Короткевич А.И., и др. 2020
Следующее Месторождение: Мартовское