Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1986
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 42.84 км²
Сибирское месторождение
Сибирское месторождение нефти в административном отношении расположено в Усольском районе Пермского края, юго-восточнее г. Березники, в 17 км юго-восточнее г. Березники, в 148 км северо-восточнее г. Перми (Рис.1), на территории юго-восточной части Верхнекамского месторождения калийных солей, и в тектоническом находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского прогиба.
Рис.1. Обзорная карта
Месторождение открыто в 1986 г. параметрической скважиной 42-ОГН в результате поисково-разведочных работ на Сибирской площади, включает два купола: Сибирский и Родыгинский. В 1986 г. запасы впервые были поставлены на баланс ПО Пермнефть (Протокол ЦКЗ Миннефтепрома № 34 от 27.03.87 г.).
С 1987 г. введено в пробную эксплуатацию. Разработка залежей эксплуатационным фондом скважин ведется с 1996 г., согласно проекту пробной эксплуатации и дополнения к нему.
На месторождении нефтегазоносность установлена в трех нефтегазоносных комплексах: верхневизейско-башкирском карбонатном (пласты Бш, Срп), визейском терригенном (пласты, Бб1-4) и верхнедевонско-турнейском карбонатном (пласт Т-Фм).
Запасы нефти и растворенного газа числятся на государственном балансе РГФ в пределах лицензионного участка ПЕМ 12416 НР в количестве:
-по категории ВС1 - геол./ извл. – 41143/15879 тыс.т,
-по категории С2 - геол./ извл. – 17/6 тыс.т.
Извлекаемые запасы растворенного газа числятся на государственном балансе в количестве:
-по категории ВС1 – 2107 млн.м3.
В пределах нераспределенного фонда недр на гос.балансе числятся запасы нефти:
-по категории С1 - геол./ извл. – 3898/1544 тыс.т,
-по категории С2 - геол./ извл. – 6571/2641 тыс.т.
Извлекаемые запасы растворенного газа на балансе числятся в количестве:
-по категории С1 – 213 млн.м3,
-по категории С2 – 373 млн.м3.
Запасы залежей Сибирского месторождения по степени геологической изученности и промышленного освоения подразделяются на три категории: категория А (разбуренные, разрабатываемые), категория В1 (неразбуренные, разведанные), категория В2 (неразбуреннные, оцененные).
Накопленная добыча на 01.01.2016 г. составляет 11170 тыс. т. нефти и 1659 млн.м3 растворенного газа.
Лицензия на право пользования недрами ПЕМ 12416 НР на поиски, разведку и добычу углеводородного сырья на Сибирском месторождении принадлежит ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (зарегистрировано в МПР РФ 31.05.2004 г., срок действия лицензии определен до 31.12.2045 г.).
Основными путями сообщения является железная дорога Пермь-Березники-Соликамск и автомобильная дорога Пермь-Соликамск. С г. Березники и г. Усолье месторождение связано автомобильной дорогой.
Наиболее крупными населенными пунктами в районе месторождения являются районный центр Усолье, г. Березники и п. Яйва.
. Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Сибирского месторождения изучен по материалам бурения структурных, поисковых и разведочных скважин до глубины 2935 м (скважина 44) и представлен от четвертичных отложений до отложений эйфельского яруса среднего девона (Граф.1). Стратиграфические разбивки скважин приведены в приложении 1, книга1. Стратиграфия изучена по материалам бурения на Александровской площади и на профиле Дикое-Кедровка.
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.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА
Отложения девонской системы со стратиграфическим несогласием залегают на породах вендского комплекса, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел
Эйфельский ярус (D2ef).
Представлен алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов.
Вскрытая мощность составляет 15 м в скв. 44-огн.
Живетский ярус (D2gv).
Отложения представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами.
Мощность составляет 15 м в скв.44-огн.
Верхний отдел
Франский ярус.
Ярус выделяется в объеме среднего и верхнего подъярусов.
Средний подъярус. Представлен саргаевским и доманиковым горизонтами.
Саргаевский и доманиковый горизонты (D3sr-dm) сложены известняками темно-серыми с коричневатым оттенком, неравномерно битуминозными.
Мощность горизонтов составляет 11 м (скв.44-огн).
Верхний подъярус (D3fr3) сложен известняками серыми и темно-серыми до черных, мелкозернистыми до пелитоморфных, участками глинистыми, в верхней части – с прослойками аргиллита черного, углистого, с растительными остатками.
Мощность подъяруса 221.9 м (скв.43-огн) – 328.9 м (скв.44-огн).
Фаменский ярус (D3fm).
Представлен известняками от светло- до темно-серых, прослоями с коричневатым оттенком, с включениями глинистого известковистого материала, прослоями кавернозный, часто с выпотами нефти, по трещинам – нефтенасыщенный.
К верхней части яруса приурочен промышленный нефтяной пласт Т-Фм.
Часть фаменских и нижняя часть турнейских отложений размыты.
Мощность отложений изменяется от 202 м в скв.43-огн до 217 м в скв. 42.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА
Нижний отдел
Выделяется в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Турнейский ярус (С1t).
Отложения яруса с перерывом залегают на фаменских отложениях и представлены известняками серыми, светло-серыми, пористыми, кавернозными, трещиноватыми, прослоями нефтенасыщенными, прослоями известняковая брекчия с черным глинистым цементом.
К нижней части яруса приурочен продуктивный нефтенасыщенный пласт Т-Фм.
Мощность отложений 3 м (скв.154) – 54 м (скв.142).
Визейский ярус.
Представлен двумя подъярусами.
Нижний подъярус (кожимский надгоризонт).
Радаевский горизонт (С1rd) сложен аргиллитами с прослоями песчаников, алевролитов и известняков. Аргиллиты темно-серые до черных, местами углистые. Песчники серые, алевролиты черные, глинистые, с выпотами коричневой нефти. Ивестняк серый, темно-серый, глинистый, с прослоями аргиллитов, с выпотами коричневой нефти.
Мощность горизонта составляет от 2 м (скв.144) до 12 м (скв.150).
Бобриковский горизонт (С1bb) сложен песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники светло-серые, среднезернистые, кварцевые, с тонкими прослоями аргиллитов, местами нефтенасыщенные. Алевролиты черные, участками глинистые, с вкрапленностью пирита. Аргиллиты черные, участками глинистые.
В бобриковских отложениях выделены нефтяные пласты Бб1 ,Бб2 ,Бб3 Бб4.
Мощность горизонта изменяется в пределах от 19.8 м в скв.153 до 43 м в скв.44-огн.
Верхний подъярус (окский надгоризонт).
Тульский горизонт (С1tl) представлен двумя пачками.
Нижняя терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями углей. Песчаники темно-серые и коричневато-серые, прослоями нефтенасыщенные. Алевролиты темно-серые, с включениями угля и остатками флоры, сильно глинистые, прослоями нефтенасыщенные.. Аргиллиты черные.
Кровля терригенной пачки является сейсмическим репером (ОГ IIК). Мощность пачки составляет 15.4 м (скв.141) – 42 м (скв.146).
Верхняя карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми, глинистыми и кальцитизированными с частыми прослоями аргиллита темно-серого до черного.
Мощность карбонатной пачки от 8.8 м в скв.141 до 10 м в скв.42.
Общая мощность тульского горизонта составляет 17.8 м (скв.154) – 42 м (скв.146).
Алексинский, михайловский, веневский горизонты (С1al+mh+vn) представлены известняками глинистыми и кальцитизированными темно-серыми, скрытозернистыми, глинистыми, с включениями пирита, с прослойками темно-серого аргиллита.
Мощность толщи составляет 92.9 м (скв.147) – 120.9 м (скв.44-огн).
Серпуховский ярус (С1srp).
Представлен известняками темно-серыми до черных, глинистых, с фауной брахиопод и кораллов, прослоями органогенными, с единичными выпотами окисленной нефти.
К верхней части пласта приурочен промышленный нефтяной пласт Срп.
Мощность яруса составляет от 45 м (скв.156) до 149.9 м (скв.44).
Средний отдел
Представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (С2b).
Ярус представлен известняками.
Известняки светло-серые, серые, мелкозернистые, участками кавернозные, с выпотами коричневой нефти, с редкими включениями углисто-глинистого материала.
К пласту приурочен нфтяной пласт Бш.
Мощность яруса составляет 48.8 м (скв.150) – 85.6 м (скв.149).
Московский ярус (С2m).
Нижний подъярус выделяется в объеме верейского и каширского горизонтов.
Верейский горизонт (С1vr) представлен известняками с прослоями аргиллитов. Известняки коричневато-серые, мелкозернистые, глинистые, с примесью черного глинистого материала, местами доломитизированные. Аргиллиты темно-серые до черных, известковистые.
Мощность горизонта 63.3 м (скв.43-огн-бис) – 72.9 м (скв.154).
Каширский горизонт (С2ks) сложен известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки темно-серые, глинистые. Доломиты светло-серые, микрозернистые до пелитоморфгых. Аргиллиты зеленовато-серые, черные, с прослоями известняка, с включениями ангидрита.
Мощность отложений 46.6 м (скв.153) – 54.6 м (скв.43-огн-бис).
Верхний подъярус выделяется в объеме подольского и мячковского горизонтов. Отложения не охарактеризованы керном.
Подольский горизонт (С2pd) представлен доломитами с редкими прослоями доломитизированных известняков.
Мощность горизонта изменяется от 37.3 м в скв.149 до 43.9 м в скв.44.
Мячковский горизонт (С2mc) cложен доломитами с прослоями известняков.
Мощность горизонта составляет 91.4 м (скв.147) – 116.9 м (скв.146).
Верхний отдел (С3)
Представлен доломитами с прослоями известняков. Керном отдел не охарактеризован.
Мощность верхнекаменноугольных отложений изменяется от 47 м (скв.146) до 102.2 м (скв.143).
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА
Отложения изучены по материалам поискового и разведочного бурения.
Нижний отдел
Ассельский и сакмарский ярусы (P1a+s).
Разрез представлен известняками темно-серыми, коричневыми, плотными, крепкими, местами слабо пористыми, местами окремненными и битуминозными, с тонкими прослойками черного аргиллита, с выпотами желто-коричневой нефти.
Мощность отложений составляет 224.9 м (скв.144) – 362.3 м (скв.43-огн-бис).
Артинский ярус (P1ar).
По литологическому составу подразделяется на 2 пачки: карбонатную и терригенную.
Карбонатная пачка сложена известняками серыми, темно-серыми, прослоями органогенно-обломочными, по плоскостям наслоения – глинистыми.
Мощность карбонатной пачки 87.2 м (скв.147) – 156.8 м (скв.150).
Терригенная пачка керном не охарактеризована, сложена мергелями и аргиллитами (на западе), полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами и мергелями (на востоке).
Мощность терригенной пачки 118.1 м (скв.43-огн-бис) – 280.4 м (скв.44-огн).
Мощность артинского яруса изменяется в пределах от 293.4 м в скв.141 до 401.2 м в скв.44.
Кунгурский ярус.
Филипповский горизонт (P1fl). Горизонт по литологическому составу представлен двумя пачками: нижней ангидритовой и верхней – глинисто-карбонатной. Нижняя пачка сложена ангидритами с прослоями доломитов и глинистого пелитоморфного известняка. Верхняя пачка подразделяется на две части. Нижняя часть (около 30 м) представлена переслаиванием тонкозернистых песчанистых пород и аргиллитов темно-серых, почти черных. Верхняя часть (9-28 м) сложена известняками.
В восточной части филипповский горизонт представлен в нижней части ангидритами (29 м), в верхней части – песчано-глинистыми породами (60 м).
Мощность горизонта составляет 53.9 м (скв.142) – 88.9 м (скв.42-огн).
Иренский горизонт (P1ir) подразделяется на глинисто-ангидритовую (подсолевую) и соляную толщи.
Глинисто-ангидритовая толща сложена глинами доломитовыми, иногда песчанистыми, мергелями и доломитами, меньше – ангидритами и ангидрито-доломитовой породой, иногда алевролитами и песчаниками в форме линз. Мощность толщи составляет от 256.9 м в скв.42-огн до 294.0 м в скв.145.
Соляная толща подразделяется (снизу вверх) на подстилающую каменную соль, сильвинитовую пачку, сильвинито-карналлитовую пачку и покровную каменную соль.
Подстилающая каменная соль имеет слоистое строение, что обусловлено чередованием годовых и сезонных прослоев галита и глины. В нижней части присутствуют 2-3 пласта мергельно-ангидритовых пород мощностью до 12.8 м. Мощность подстилающей каменной соли достигает 307.6 м в скв.43-огн.
Сильвинитовая пачка сложена чередованием пластов красного сильвинита и каменной соли с прослоями глин. Верхний пласт сложен полосчатым сильвинитом. Мощность пачки составляет / / 12.6 – 15.6 м.
Сильвинито-карналлитовая пачка представлена чередованием пластов карналлита, пестрого сильвинита и каменной соли с прослоями глин. Мощность пачки составляет 28.7 м (скв.42-огн) – 38.5 м (скв.43-огн).
Покровная каменная соль светло-серая и серая, мелкозернистая, реже среднезернистая с тонкими глинистыми и галито-ангидритовыми прослойками. Мощность составляет от 0 до 19.2 м.
Мощность соляной толщи достигает 317.6 м в скв.43-огн.
Мощность иренского горизонта составляет от 659.8 м в скв.148 до 684.5 м в скв.154.
Уфимский ярус.
Ярус представлен соликамским и шешминским горизонтами. На основной части территории месторождения соликамские и шешминские отложения выходят на поверхность или перекрыты четвертичными образованиями.
С о л и к а м с к и й г о р и з о н т (P1slk) представлен соляно-мергельной и терригенно-карбонатной толщей.
Соляно-мергельная толща включает в себя 1-3 пластов каменной соли, чередующейся с глинисто-мергелистыми породами (переходная пачка) мощностью 15.0 – 15.3 м. Толща представлена мергелями с пластами глины, включениями гипса и ангидрита. Мощность толщи составляет 81.0 – 115 м.
Терригенно-карбонатная толща в нижней части сложена глинистыми известняками и мергелями, с прослоями аргиллитов и известковистых глин, в верхней части представлена чередованием плитчатых глинистых известняков и мергелей с песчаниками и алевролитами. Мощность толщи составляет от 60 до 145 м.
Мощность горизонта составляет 171 – 250 м.
Шешминский горизонт (P1ss) представлен только в северо-западной и северо-восточной частях месторождения. На остальной территории он размыт. Горизонт сложен аргиллитами, алевролитами и песчаниками.
Мощность горизонта составляет от 0 до 74 метров.
Четвертичная система (Q)
Четвертичные отложения повсеместно покрывают размытую поверхность отложений соликамского и шешминского горизонтов. На водораздельных и склоновых частях они представлены глинами, суглинками, брекчией и щебнем элювиального и делювиального происхождения. Аллювиальные отложения приурочены, в основном, к долине р.Большая Уньва и представлены песками, глинами, галечниками и суглинками.
Мощность четвертичных образований от 2.6 до 19.2 метров.
Тектоническое строение
По поверхности кристаллического фундамента Сибирское месторождение, расположено на восточном склоне Осинской впадины. Глубина залегания фундамента составляет порядка 4.6 км, увеличиваясь в восточном направлении.
Сибирское месторождение находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба (Рис.2.) и приурочено к Сибирскому и Родыгинскому куполам, осложняющим Березниковское палеоплато. Березниковское палеоплато является одним из позднедевонских рифогенных массивов, развитых в пределах ККСП. По вышележащим отложениям сформированы структуры облекания.
Рис.2. Тектоническая схема
Сибирский и Родыгинский купола являются структурами тектоно-седиментационного типа. Характер и общие закономерности тектонического строений поднятий месторождения изучены по картам отражающих горизонтов.
Отражающий горизонт IIПотождествлен с кровлей турнейских карбонатных отложений.Зафиксирована положительная двухкупольная структура субмеридионального простирания с уплощенной сводовой частью и крутыми крыльями. Структура оконтурена изогипсой -2090 м. Размеры структуры составляют 9.6 х 4.8 км. амплитуда - 57 м. Сводовые части куполов смещены к западу относительно общего контура поднятия. Соответственно более крутыми являются западные крылья структуры.
Рис.3. Структурно-тектоническая схема
Купола выделяются по изогипсе -2070 м, отделены друг от друга небольшим прогибом. Размеры Родыгинского купола составляют 4.8 х 4.3 км, Сибирского – 4.9 х 2.7 км.
Отражающий горизонт IIК отождествлен с кровлей терригенных отложений тульского горизонта.
Размеры структуры по замкнутой изогипсе -2050 м составляют 9.7 х 5.0 км.
Родыгинский и Сибирский купола оконтурены изогипсой -2020 м, между куполами находится небольшой прогиб. Размеры Родыгинского купола составляют 4.6 х 3.4 км, Сибирского – 3.4 х 2.8 км.
Отражающий горизонт IП отождествлен с кровлей карбонатных отложений башкирского яруса. Структура сохраняется с выполаживанием структурного плана и незначительными смещениями в сводовых частях.
Размер структуры по оконтуривающей изогипсе -1740 м в субмеридиональном направлении составляет 9.5 х 4.1 км, амплитуда -26 м.
По оконтуривающей изогипсе -1730 м структура разбивается Сибирский и Родыгинский купола: Родыгинский – 4.3 х 3.8 км, Сибирский – 4.4 х 3.7 км.
Следует отметить следующие особенности тектонического строения месторождения:
1.Структура относится к тектоно-седиментационному генетическому типу.
2.Структурный план месторождения определяет позднедевонский рифогенный массив, осложненный двумя куполами (Сибирским и Родыгинским).
3.Структура имеет унаследованный характер развития, сохраняя форму и очертания, но выполаживается вверх по разрезу.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Сибирское месторождение расположено в пределах Соликамской депрессии.
В разрезе Сибирского месторождения в результате детальной корреляции выделены следующие продуктивные пласты: башкирский (Бш), серпуховский (Срп), бобриковские (Бб1, Бб2, Бб3, Бб4), турнейско-фаменский (Т-Фм). Корреляция продуктивных пластов проведена, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс
На Сибирском месторождении нефтепроявления по керну выявлены в ассельских и сакмарских отложений в скважинах 142, 143, 144, 145, 147, 148, 153.
При опробовании получены незначительные притоки нефти в скважинах 147 и 153.
Серпуховско - башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Бш
Проницаемый пласт Бш залегает в 14-16 м от стратиграфической кровли башкирского яруса и прослеживается по всей территории месторождения. Коллектор представлен известняками биоморфными, преимущественно водорослевыми, прослоями глинистыми и неравномерно пористыми.
Промышленная нефтеносность пласта установлена при опробовании скважины 43-ОГН-бис, где из интервала перфорации 2093.4 – 2103.1 (-1792.0 -1801.7) получен фонтан нефти дебитом 13.1 т/сут на штуцере диаметром 2 мм. Промышленная нефтеносность подтверждена результатами опробования скважин 501, 504, 550, 554, 562, 564, 583, 596, 597, 599, 604, 605 и 609.
Залежь в пределах башкирского яруса пластово-массивного типа, охватывает Сибирский и Родыгинский купола с водонефтяным контактом на отметке -1790.5 м.
Размеры залежи составляют 10 х 5.7 км, этаж нефтеносности – 60.9 м.
По данным ГИС в пласте выделено от 5 до 21 проницаемых пропластков общей толщиной от 29.2 до 45.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет от 4.8 до 23.1 м.
Пласт Срп
Серпуховский пласт отделяется от вышележащего башкирского пачкой плотных пород толщиной до 3 м. Коллекторы сложены известняками биоморфными, преимущественно водорослевыми.
Залежь нефти серпуховского пласта охватывает Сибирский и Родыгинский купол с водонефтяным контактом на абсолютной отметке -1790.5 м. Залежь пластово-массивная.
Промышленная нефтеносность пласта установлена в скважине 146, где из интервала перфорации 1966.2 – 1970.0 (-1786.7 -1790.5) получен приток нефти и пластовая вода. По заключению потокометрических исследований, пропластки в интервале перфорации дают нефть.
По данным ГИС выделено от 1 до 9 приницаемых пропластков общей толщиной 0.8 – 10.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет от 0.8 до 10.5 м.
Размеры залежи составляют 8 х 3.75 км, этаж нефтеносности – 27.5 м.
Верхневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Тульский горизонт
Тульские терригенные отложения представлены, в основном, аргиллитами и алевролитами. При корреляции выделяется 2 пласта: Тл2а и Тл2б.
Пласт Тл2а
Пласт проницаем в 28 скважинах. По ГИС в 26 скважинах коллектор нефтенасыщенный, в скв. 528, 594 – водонасыщенный, в остальных скважинах коллектор замещен плотными породами. Нефтепроявления отмечены в скважинах 142, 144, 145 и 148. Пласт представлен отдельными линзами, толщина выделенных по ГИС нефтенасыщенных пропластков изменяется от 0,2 м до 1,8 м, за исключением скв.147, где вскрыта нефтенасыщенная толщина 4,8 м. В шести скважинах проведены испытания (в большинстве случаев совместно с нижележащими пластами Бб).
Пласт Тл2б
Пласт проницаем в 6 скважинах (145, 323, 517, 313_2, 620_2). Во всех скважинах коллектор нефтенасыщенный по ГИС. Нефтепроявления отмечены в скважинах 144 и 145. В скважине 145 из интервала перфорации 2265 – 2268.2 (-2054.6 -2057.8 м) получен незначительный приток нефти. При опробовании скважин 318 и 517 получены также непромышленные притоки нефти. Промышленного интереса пласт не представляет.
Нижневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Бобриковский горизонт
С комплексом связаны бобриковские нефтяные пласты (ББ1, Бб2, Бб3, Бб4) с единым водонефтяным контактом на отметке -2073 м.
На Сибирском куполе бобриковские отложения характеризуются изменчивостью литологического состава, как по площади, так и по разрезу, представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Детальная корреляция позволила выделить четыре проницаемых пласта: Бб1, Бб2, Бб3, Бб4. Водонефтяной контакт проведен на отметке -2073 м.
Промышленная нефтеносность пластов подтверждена опробованием скважины 144, где получен фонтан нефти дебитом 20.1 т/сут на 3 мм штуцере. Нефтеносность подстверждена результатами опробования скважин 141, 142, 143, 146, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 517, 548, 567, 588, 343, 522, 534 и 147_2, где также получены промышленные притоки нефти.
Пласт Бб1
В 27 скважинах пласт замещен плотными породами. В южной части месторождения выделяется обширная зона замещения коллекторов плотными породами. В продуктивной части пласта выделено от 1 до 5 проницаемых пропластков общей толщиной от 2.4 до 10.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.6 до 7.7 м.
Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи составляют 9.2 х 5.0 км, этаж нефтеносности – 60.7 м.
Пласт Бб2
Пласт отделяется от вышележащего пласта непроницаемым разделом толщиной от 0.4 до 3.6 м. В скважинах 43-ОГН, 43-ОГН-бис, 301, 304, 306, 548, 567, 588, 590, 607 пласты ББ1 и Бб2 не имеют раздела. В южной части коллектор замещен плотными породами (скважины 313, 153, 146, 517). Пласт представлен плотными породами также в скважинах 313_2, 503, 552, 316, 331 на Сибирском куполе.
Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи составляют 9.2 х 4.8 км, этаж нефтеносности – 54.1 м.
В пласте выделено от 1 до 7 проницаемых пропластков общей толщиной от 3.1 до 12.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1.4 – 11.2 м.
Пласт Бб3
Пласт отделяется от вышележащего пласта непроницаемым разделом толщиной 0.6 – 3.0 м. В скважинах 141, 147, 154, 301, 306, 607 пласты не имеют раздела. Замещение коллектора плотными породами отмечено в скважинах 42, 329, 326, 314, 367, 314 на Сибирском куполе и в скважинах 345, 311, 143 – на Родыгинском куполе.
Пласт испытан совместно с пластами ББ1 и ББ2 (скважины 142, 306, 501, 590), с пластом ББ2 (скважины 141, 147, 502), с пластами ББ1, Бб2, Бб4 (скважины 154, 301, 567), с пластом Бб4 (скважины 146, 148, 153, 343), с пластами Бб2 и Бб4 (скв.302). Во всех скважинах получена нефть.
Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи составляют 9.2 х 4.5 км, этаж нефтеносности – 44.3 м.
В пласте выделено от 1 до 9 проницаемых пропластков общей толщиной от 3.7 до 11.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 0.9 – 11.4 м.
Пласт Бб4
Пласт отделяется от вышележащего пласта непроницаемым разделом толщиной от 0.4 до 3.0 м. В скважинах 590 и 607 раздел между пластами отсутствует. В скважинах 333, 332, 141, 361, 502, 313, 522 на Сибирском куполе и в скважинах 338, 583_2, 337, 341, 345 на Родыгинском куполе коллектор замещен плотными породами.
Залежь пластовая сводовая литологически экранированная. В пласте выделено от 1 до 3 проницаемых прослоев общей толщиной от 0.6 до 6.9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет от 0.6 до 4.7 м. Размеры залежи составляют 8.9 х 3.6 км, этаж нефтеносности – 41.2 м.
Радаевский горизонт
Отложения представлены алевролитами и аргиллитами с редкими линзовидными проялоями песчаников. Коллекторы сложены песчаниками, насыщенными по ГИС нефтью в двух скважинах: 42 и 150. В остальных скважинах коллекторы отсутствуют.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс
Пласт Т-Фм
Коллектор сложен рифогенными доломитизированными известняками трещиноватыми, местами кавернозными, неравномерно пористыми.
В пределах пласта Т-Фм выделены две пластово-массивные нефтяные залежи.
Промышленная нефтеносность была установлена при испытании скважины 42-ОГН на Сибирском поднятии, где был получен фонтанный приток нефти. Промышленная нефтеносность подтверждена при испытании в колонне скважин, как на Сибирском (скв. 141, 150, 529), так и на Родыгинском (скв.142, 154, 303, 304, 590, 607) куполах.
Залежь Сибирского купола. Водонефтяной контакт на Сибирском куполе принят на отметке -2082 м (Рис. 5.2) на основании результатов испытания скв.42-ОГН, в которой из интервала перфорации 2279.4 – 2303.0 (-2058.2 -2081.8 м) получен фонтанный приток нефти. По данным ГИС выделено 1-10 проницаемых пропластков общей толщиной от 11.6 до 44.7 м. В скважине 343 коллектор замещен плотными породами.
Размеры залежи составляют 3.6 х 2.7 км, этаж нефтеносности – 25.6 м.
Залежь Родыгинского купола. Водонефтяной контакт на Родыгинском куполе принят на отметке -2073 м (Рис.5.2) по опробованию скв.607, в которой из интервала перфорации 2274.5 – 2290.4 (-2056.8 -2072.7) получен приток нефти дебитом 4.1 т/сут. В скважине 583_2 коллектор замещен плотными породами.
По данным ГИС выделено 1-4 проницаемых пропластков общей толщиной от 7.6 до 33.4 м.
Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти и растворённого газа Сибирского нефтяного месторождения Пермского края. Лицензия ПЕМ 12416 НР. Договор № 142661/5616 от 16.10.2014 г. Лапин А.С., Шаврина О.В., Семёнова Е.С., и др. 2016
Следующее Месторождение: Сивинское