Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1971
Источник информации: Свод_ПП (6ГР-10). Соответствует РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 9.03 км²
Шеметинское нефтяное месторождение
В административном отношении Шеметинское нефтяное месторождение находится в Добрянском районе Пермского края в 15 км юго-западнее районного центра г. Добрянки и в 42 км севернее краевого центра г. Перми. Месторождение расположено на правом берегу реки Камы. С востока и юго-востока месторождение ограничивается Камским водохранилищем.
На основании лицензии ПЕМ 02633 НЭ от 01.04.2017г., выданной Департаментом по недропользованию по Приволжскому федеральному округу. Разрабатывается месторождение ООО «УралОйл».
В тектоническом отношении Шеметинское месторождение расположено на одноименном поднятии, находящемся на Межевской валообразной зоне, осложняющей северо-восточную часть Пермского свода.
Шеметинское месторождение открыто в 1971г., в развитом нефтегазодобывающем районе Пермского Прикамья.
В соответствии с классификацией по степени сложности геологического строения месторождение относится к сложным, по величине извлекаемых запасов – к мелким.
Промышленно-нефтеносными являются карбонатные отложения башкирского (пласт Бш) и турнейского (пласт Т) ярусов, терригенные отложения визейского яруса (пласты Тл2-а, Тл2-б, Мл1).
В 1973 году месторождение было введено в пробную эксплуатацию, согласно проекту опытно-промышленной эксплуатации. С 1974 года начинается разбуривание месторождения по утвержденной комплексной технологической схеме разработки малиновской и турнейской залежей, с этого же года месторождение считается в промышленной эксплуатации.
В геоморфологическом отношении район месторождения приурочен к юго-западной части Приуральской равнины. Площадь месторождения осложнена оврагами, карстовыми воронками и речными долинами рек.
Климат района умеренно-континентальный. Среднемесячная температура января –16°С, июля - +18°С. Средняя годовая температура воздуха равна +1,3°С. Годовое количество атмосферных осадков около 600 мм. Снег лежит с конца ноября до середины апреля, толщина снежного покрова достигает 70 см. Глубина промерзания почвы до 1 м.
В 6 км восточнее Шеметинского месторождения расположено Полазненское нефтяное месторождение, в 25 км – Ярино-Каменноложское нефтяное месторождение.
Стратиграфия
Геологический разрез Шеметинского месторождения изучен по материалам структурных, поисково-разведочных и добывающих скважин от пород вендского комплекса до четвертичных отложений. Максимальная вскрытая толщина разреза в скважине 118 составляет 2305 м.
Стратиграфические горизонты выделялись с использованием керна и данных ГИС согласно унифицированной схеме Волго-Уральской провинции 1990 года.
Геологический разрез Шеметинского месторождения типичен для отложений Пермского свода Прикамья.
Вендский комплекс, вскрытый двумя скважинами, сложен переслаивающимися аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Вскрытая толщина в скв.119 - 32 м.
Девонские отложения залегают со стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел девонской системы присутствует в составе эйфельского и живетского ярусов. Верхняя терригенная часть эйфельского яруса сложена алевролитами и песчаниками толщиной 63-64 м. В подошве эйфельских отложений находится бийская пачка, представленная глинистыми разностями известняков. Толщина пачки 53-54 м.
Живетский ярус представлен песчано–алевролитовыми отложениями, относящимися к впадинному типу разреза. Толщина отложений 32-33 м.
Верхний отдел включает в себя породы франского и фаменского ярусов.
Нижнефранские отложения представлены двумя горизонтами: тиманским и пашийским. Породы тиманского горизонта – терригенно-карбонатные толщиной 23-24 м. Пашийский горизонт сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина 6-9 м.
Верхняя карбонатная часть франских отложений отнесена к группе разрезов мелководного шельфа и сложена доломитизированными известняками, доломитами и известняками с включениями гипса и ангидрита. Толщина пачки 264-274 м.
Отложения фаменского яруса литологически сложены известняками и доломитами с прослоями глин и аргиллитов толщиной от 166 м до 175 м.
Каменноугольная система представлена всеми отделами.
Нижний отдел каменноугольной системы состоит из трех ярусов – турнейского, визейского и серпуховского.
Разрез турнейского яруса представлен толщей карбонатных пород – известняков серых и коричневато-серых, комковатых. Толщина яруса 63 – 104 м. К пористым разностям известняков приурочена залежь нефти.
Визейский ярус представлен кожимским и окским надгоризонтами. В составе кожимского надгоризонта выделяются радаевский и бобриковский горизонты, в составе окского-тульский и алексинский горизонты.
Радаевские отложения толщиной 17 – 24 м сложены переслаиванием алевролитов, алевропесчаников и песчаников, к пористым разностям которых приурочены залежи нефти (пласт Мл1). Радаевские отложения перекрывают размытую поверхность пород турнейского возраста.
Отложения бобриковского горизонта на месторождении не выражены и представлены прослоем светло-серых каолинитовых аргиллитов толщиной от 3 до 6 м.
Тульский горизонт состоит из верхней карбонатной и нижней терригенной пачки. Карбонатная пачка представлена известняками мелкозернистыми, плотными, крепкими с многочисленными включениями черного глинистого материала с тонкими прослоями аргиллита зеленого. Толщина пачки 3-8 м.
Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники от коричневато-желтых до темно-серых, мелко и средне-зернистых хорошо отсортированных, средней крепости. Алевролиты темно-серые средней крепости глинистые. Аргиллиты темно-серые слоистые. Толщина терригенной пачки 13-36 м. К отложениям тульского горизонта приурочены основные залежи нефти Шеметинского месторождения – пласты Тл2-а, Тл2-б.
Верхняя часть окского надгоризонта сложена известняками и доломитами, в подошвенной части (алексинский горизонт) встречаются терригенные породы – аргиллиты, алевролиты, песчаники, толщина отложений 165-205 м.
Серпуховский ярус сложен известняками и доломитами с редкими тонкими прослоями известковистого аргиллита, толщина отложений 15-37м.
В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский (толщиной 33-67 м) и московский (толщиной 245-340 м) ярусы.
Породы башкирского яруса представлены известняками серыми, темно – серыми, мелко и среднезернистыми, плотными, крепкими, органогенными, иногда с включениями кальцита, ангидрита и черного – зеленого глинистого материала. Башкирский ярус со стратиграфическим несогласием залегает на нижнекаменноугольных отложениях. На Шеметинском и соседних с ним месторождениях (Полазненском, Межевском, Ярино-Каменноложском) к пористым разностям башкирских известняков приурочены залежи нефти.
Породы московского яруса подразделяются на 2 подъяруса: нижний - в составе верейского и каширского, и верхний – подольского и мячковского горизонтов. Литологически московский ярус сложен карбонатными породами с включениями ангидритов, с прослоями аргиллитов в верейском горизонте. Известняки верейского горизонта органогенного происхождения, плотные, крепкие, с многочисленной фауной брахиопод, иногда окремнелые. Аргиллиты черные, темно-серые, слоистые, с редкими прослоями известняка. На соседнем Полазненском месторождении к отложениям верейского горизонта приурочена залежь нефти.
Верхнекаменноугольные отложения имеют карбонатный тип разреза и сложены доломитами и известняками. Толщина верхнего отдела 146-194 м.
Нижний отдел пермской системы представлен артинским, сакмарским, ассельским и кунгурским ярусами.
Артинско-сакмаро-ассельская толща нижнепермских отложений представлена светло-серыми доломитами и известняками с прослоями доломитов. Толщина 439-494 м.
Кунгурский ярус сложен толщей карбонатных пород: известняками, доломитами, ангидритами, иногда с прослоями глин. Иренский горизонт, выделяемый в кровле кунгурского яруса, сложен ангидритами с прослоями доломитов и известняков. Толщина – 138-146 м.
Отложения четвертичного возраста со стратиграфическим несогласием залегают на нижнепермских отложениях, представленных на месторождении уфимским ярусом. Породы сложены известняками и доломитами с незначительными прослоями глин. Толщина яруса до 100 м.
Четвертичные отложения, распространенные повсеместно, представлены суглинками, илами, песками, торфами, глинами и гравием. Толщина отложений достигает 20 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Шеметинское месторождение расположено на одноименном поднятии, находящемся на Межевской валообразной зоне, осложняющей северо-восточную часть Пермского свода.
Межевская валообразная зона, сформировавшаяся в позднедевонское время, является тектоно-седиментационной структурой. По тиманским отложениям на ее месте рисуется моноклинальный склон восточного простирания, осложненный мелкими замкнутыми поднятиями в районах Полазненского и Шеметинского месторождений. По фаменским отложениям прослеживается четкое рифогенное сооружение, состоящее из цепочки мелких поднятий, образующих в совокупности валообразную зону. Лучше всего Шеметинское месторождение выражено по каменноугольным отложениям.
По кровле артинского яруса по материалам бурения структурно-поисковых, разведочных и добывающих скважин отмечается общее погружение пород в северо-западном направлении. Абсолютные отметки изменяются с северо-востока на юго-запад от минус 71,8 м в скв.122 до минус 149,6 м в скв.137. На фоне общей моноклинали выделяется структурный выступ в районе скв.138 и 120.
По кровле башкирского яруса в районе Шеметинской структуры по замкнутой изогипсе минус 1000 м выделяется три поднятия. Два северных имеют субширотное простирание, южное – северо-западное. Самое крупное из них южное имеет размеры 6,3х2,7 км. Самая высокая точка южного поднятия вскрыта скв.219 и 255 – 965,9 м, северного - скв.207 - 983,5м. Амплитуда южного поднятия - 34,1 м, северного - 16,5 м.
По кровле терригенной пачки тульского горизонта (отражающий горизонт IIК). Шеметинская структура по замкнутой изогипсе минус 1260 м представлена двумя поднятиями – северным и южным с более крутыми крыльями. Наибольшие размеры и амплитуду имеет южное поднятие. Его размеры в пределах вышеупомянутой изогипсы 5,4х1,4-3,1 км. На поднятии просматриваются два купола в районах скважин 221 и 255 (абсолютные отметки минус 1226,8 м и минус 1223,8 м). Амплитуда поднятия 36,2 м. Углы падения северо-западного крыла - 4°40, юго-восточного 1°54. Размеры северного поднятия: 4,7х1-0,8 км. Самая высокая точка северного поднятия вскрыта скв.207 – 1235,0 м. Амплитуда северного поднятия – 25,0 м.
По кровле турнейского яруса (отражающий горизонт IIП). Шеметинская структура по замкнутой изогипсе минус 1320 м представлена тремя поднятиями асимметричной формы. Южное поднятие имеет северо-западное простирание, северное – субширотное. Наибольшие размеры и амплитуду имеет южное поднятие. Его размеры в пределах выше-отмеченной изогипсы 1,8-3,2 х 6,25 км. Купол поднятия прослеживается в районе скв.234 (абс. отметка - минус1274,2 м), амплитуда поднятия 45,8 м.
По кровле терригенной пачки тиманского горизонта, отождествляемого с III отражающим горизонтом, наблюдается погружение пород в северо-западном направлении от отметок минус 1800 до минус 1850 м.
Строение Шеметинского поднятия по подрифовым отложениям изучено недостаточно, так как девонские отложения вскрыты только тремя скважинами (117, 118, 119).
Подводя итоги вышеизложенному, можно сделать следующие выводы:
1. В морфологическом отношении Шеметинская структура, состоящая из двух поднятий, относится к группе погребенно-наложенных структур.
2. В генетическом отношении Шеметинская структура относится к тектоно-седиментационным, ядром которой являются верхнедевонские рифогенные сооружения.
3. Общей закономерностью для всего разреза является наличие более крутого северного крыла и постепенное выполаживание структуры вверх по разрезу.
Сведения о нефтегазоносности месторождения
Залежи нефти, пласт Бш
В башкирских отложениях выделяется продуктивный пласт Бш, расположенный в верхней части башкирских отложений.
Общая толщина продуктивного пласта Бш с учетом аналогов 40 - 48 м. Наибольшие значения эффективных нефтенасыщенных толщин от 5 до 5,5 м отмечены в центральных частях Северного (скв.207) и Южного поднятий (скв.216, 225, 247, 255). В составе пласта выделяется от 5 до 16 проницаемых прослоев, толщиной от 0,3 до 6,8 м.
К пласту Бш приурочено две залежи нефти. Промышленная нефтеносность залежей подтверждается результатами испытания скважины 140 Северного поднятия, скважин 130, 221, 138, 215, 216, 218, 228, 234, 247, 248, 255, 301 Южного поднятия, в которых получены притоки нефти 0,2 -16,8 т/сут.
Водонефтяной контакт на Северном поднятии принят на абс. отметке -1014 м, что соответствует утвержденному ГКЗ. Залежь нефти массивная. Размеры залежи в пределах ВНК 3.4х1,0 км, высота - 18,3 м. Значения эффективной нефтенасыщенной толщины закономерно уменьшаются от свода залежи к периферии и составляют 1,4-5,5 м при среднем значении 2.7 м. Доля коллектора в пласте равна 0,20, коэффициент расчлененности - 8,4.
Водонефтяной контакт залежи на Южном поднятии принят на абс. отметке -994 м, что также соответствует утвержденному ГКЗ.
Размеры нефтяной залежи Южного поднятия в пределах принятого ВНК 3,5х2,5 км, высота 14,6 м. Значения эффективной нефтенасыщенной толщины составляют 0,4-5,4 м, среднее значение равно 2,8 м. Доля коллектора в пласте равна 0,26, коэффициент расчлененности – 10,2. Залежь нефти массивная.
Залежи нефти, пласт Тл2-а
Пласт Тл2-а литологически не выдержан по площади, в 21% скважин пласт замещен плотными породами. В составе пласта выделяется 1-3 пропластка толщиной 0,5 – 6,3 м. Пласт наиболее выдержан по площади на Северном поднятии.
Общая толщина пласта на Северном поднятии колеблется от 1,6 до 10 м, чаще составляет 5-7 м. Эффективная толщина изменяется от 1,1 м до 6,0 м, наибольшая отмечена в скв.117 в присводовой части.
На Южном поднятии общая толщина проницаемого пласта колеблется от 1,2 до 9 м, составляя в среднем 5,7 м. Эффективная толщина варьирует от 0,7 м до 7,3 м.
Пласт Тл2-а промышленно нефтеносен на Северном и Южном поднятиях Шеметинского месторождения, что подтверждают результаты испытания скважин, в которых получена нефть дебитом 0,17 – 70 т/сут.
Водонефтяной контакт на обоих поднятиях принят на абс. отметке -1255 м., соответствует утвержденному ГКЗ.
Типы залежей – пластовые сводовые литологически экранированные. Размеры залежи в пределах северного поднятия 4,2х0,6 км, высота 15,1 м, южного поднятия 3,9х1,8 км, высота 30,4 м.
Нефтенасыщенная толщина залежи Северного поднятия колеблется от 0,8 м до 6,0 м, при среднем значении 2,7 м, ширина водонефтяной зоны составляет 0,06км с колебаниями от 0,02км до 0,1км. Объем водонефтяной части составляет 26,2%, нефтенасыщенной 73,8%.
Коэффициент песчанистости равен 0,43, коэффициент расчлененности – 2.
Для залежи нефти Южного поднятия ширина водонефтяной зоны колеблется от 0,01 до 0,35 км. Нефтенасыщенная толщина этой залежи колеблется от 0,7м до 4,6м, при среднем значении 1,9 м. Объем водонефтяной части равен 20,5 %, нефтенасыщенной 79,5 %. Коэффициент песчанистости равен 0,36, коэффициент расчлененности – 1,7.
Залежи нефти, пласт Тл2-б
Пласт Тл2-б отделен от вышележащего пласта Тл2-а непроницаемыми породами толщиной от 2 до 9,6 м, сложенными плотными алевролитами, которые служат покрышкой для залежей пласта Тл2-б.
Пласт Тл2-б залегает в нижней части терригенных отложений тульского горизонта. Общая толщина проницаемого пласта составляет 10,8-31,8 м. Такой разброс в толщинах связан с тем, что во время осадконакопления в тульское время зоны развития максимальных толщин формируются в пониженных частях структур, компенсируя их. Поэтому пласт Тл2-б наиболее развит на крыльях структур, где его толщина достигает 24,2-31,8 м. В сводовых частях поднятий толщины минимальные и составляют в основном 10,8 – 21,2 м.
Эффективная толщина колеблется от 4,7 м до 29,8 м, наибольшая наблюдается на северной периклинали Южного поднятия в скв.214.
На Северном куполе месторождения пласт состоит из 2-5 пропластков толщиной от 0,4 до 23,8 м. На Южном куполе в составе пласта выделяется от 1 до 9 проницаемых пропластков, толщиной от 0,5 м до 22,7 м.
Пласт Тл2-б промышленно нефтеносен на Северном и Южном поднятиях. Нефтеносность пласта подтверждается результатами испытания скважин, в которых получена нефть дебитом 1,3 т/сут (скв.248) – 88,6 т/сут (скв.219).
Водонефтяной контакт принят для обоих поднятий на абс. отметке -1255 м, что соответствует утвержденному ГКЗ.
Тип залежей – пластовые сводовые, на северном поднятии – водоплавающая. Размеры залежи северного поднятия 2,8х0,4 км, высота - 7,6 м. Размеры залежи южного поднятия 3,3х1,5км, высота - 24,6м.
Нефтенасыщенная толщина в пределах северного поднятия колеблется от 3,8 м до 7,6 м, средняя – 6,3 м. Коэффициент песчанистости равен 0,61, коэффициент расчлененности 3,0.
В пределах Южного поднятия нефтенасыщенная толщина варьирует от 2,5 м до 22,7 м со средним значением 11,0 м. Ширина водонефтяной зоны в пределах южного поднятия варьирует в пределах 0,1-1,1 км. Коэффициент песчанистости равен 0,70, коэффициент расчлененности - 3,7.
Залежи нефти, пласт Мл1
В радаевском горизонте выделяется продуктивный пласт Мл, общая толщина которого составляет 6,7-51,3 м (с учетом аналогов). Пласт Мл на Шеметинском месторождении подразделяется на две пачки Мл1 и Мл2.
Пласт Мл1 залегает в верхней части радаевского горизонта. Разделом между пластами Мл1 и Тл2-б является плотный бобриковский горизонт, имеющий повсеместное распространение на территории месторождения толщиной от 1,4 до 8 м, чаще преобладают значения 2-3 м. В ряде скважин центральной и юго-восточной частей месторождения (214, 224, 226, 234) пласт Мл1 замещен плотными породами.
В основном пласт Мл1 состоит из 2-4 пропластков толщиной от 0,4 до 14,9 м, чаще 1-3 м. Эффективная толщина меняется от 2,4 до 26,6 м.
Пласт Мл1, нефтеносен на Северном и Южном поднятиях что подтверждается результатами испытания 5 скважин, в которых получена нефть дебитом 1,9 – 210 т/сут. Максимальный дебит нефти отмечен в скв. 207 северного поднятия.
Водонефтяной контакт принят на отметке -1280 м по скв.124.
Тип залежи Северного поднятия – пластовая сводовая. Размеры залежи 2,4х0,4 км, высота - 17,8 м. Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны северного поднятия колеблется от 9,7 м до 11,5 м, среднее значение - 10,6 м. Объем нефтенасыщенных пород чисто нефтяной зоны равен 33,2%, объем водонефтяной зоны 66,8%. Ширина водонефтяной зоны находится в пределах от 0,1км до 1,4км. Коэффициент расчлененности равен 3,0, коэффициент песчанистости – 0,75.
На Южном поднятии ВНК принят на отметке –1270 м.
Тип залежи Южного поднятия – пластовая сводовая. Размеры залежи 1,0х0,6 км, высота - 16,8 м. Нефтенасыщенная толщина южного поднятия изменяется от 2,4 м до 10,0 м, среднее ее значение равно 4,6 м. Ширина водонефтяной зоны составляет 0,14 км, с вариацией значений от 0,03 км до 0,25 км. Объем нефтенасыщенных пород чисто нефтяной зоны равен 56,6%, объем водонефтяной зоны составляет 43,4%. Коэффициент расчлененности равен 3,0, коэффициент песчанистости – 0,47.
Залежи нефти, пласт Т
В отложениях турнейского яруса по керну, ГИС и опробованию на месторождениях Прикамья выделяютя три пласта – Т1, Т2, Т3.
На Шеметинском месторождении полный разрез турнейских отложений вскрыт лишь в 10 скважинах (3 - на северном поднятии, 2 – на западном и 5 – на восточном куполах южного поднятия). Общая толщина турнейских отложений колеблется от 30 - 80 м.
Детальная корреляция турнейских отложений показала, что четкой картины выделения в разрезе трех пластов не наблюдается, да и необходимости в такой корреляции нет, т.к. промышленная нефтеносность приурочена к верхнему продуктивному пласту Т.
Общая толщина продуктивного пласта Т составляет 8-20 м. Наибольшие толщины наблюдаются на восточном куполе южного поднятия.
На Шеметинском месторождении залежи продуктивного пласта Т установлены на Северном и Южном поднятиях. Нефтеносность Северного поднятия основана на данных ГИС. Водонефтяной контакт по скважинам Северного поднятия принят на абс. отметке -1305 м.
Размеры залежи в пределах принятого ВНК 1,3х0,5 км, высота – 18,5 м. Вскрытая эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,2 м до 8,4 м. Залежь массивная. В скв. 207 пласт Т был перфорирован в плотной части на абс. отметках -1289,9-1294,9, с одновременным вскрытием пласта Мл1. По данным ГДИ приток был отмечен только из пласта Мл1. Таким образом, промышленная ценность залежи результатами испытания не подтверждена (запасы оценены по категории В2).
На Южном поднятии Шеметинского месторождения выделяются две залежи со своими ВНК: в районе скв.119и в районе скв.226.
Нефтеносность Южного поднятия кроме данных ГИС подтверждается данными испытания пласта в колонне скважин 119, 224, 230, 255.
Водонефтяной контакт в р-не скв.119 принят на абс. отметке -1299 м (утвержден ГКЗ). Размеры залежи в контуре нефтеносности 0,7х0,8 км, высота – 18,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2 м до 7,9 м, средняя 4,5м. Доля коллектора в пласте равна 0,27, коэффициент расчлененности – 5. Залежь массивная.
Промышленные притоки нефти по скважинам 224 и 230 в р-не скв.226 Южного поднятия составили соответственно 10 и 5 т/сут. Приток жидкости 3,4 м3/сут по скв.255 был зафиксирован при исследовании методом КВУ.Водонефтяной контакт в р-не скв.226 Южного поднятия принят на отметке –1305 м. Размеры залежи 1,3х2,0 км, высота 23,8 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина 6,3 м, средняя по залежи 3,4 м. Залежь нефти массивная. В пределах нефтенасыщенной части пласта выделяется от 3 до 5 проницаемых пропластков толщиной 0,4-2,4 м. Доля коллектора в пласте равна 0,37, коэффициент расчлененности – 4,3.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Шеметинского месторождения Пермского края. Договор № 19D0349 от 01.10.2019 г. Чусовитин С.Н., Демина А.П., Безручко Т.А. 2020
Следующее Месторождение: Шелкановское