Месторождение: Стретенское (ID: 37511)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 1969

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия:

Площадь: 20.69 км²

Описание

Стретенское месторождение

Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Стретенского месторождения изучен на глубину 2380 м по разрезам структурных и поисково-разведочных скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями. Комплекс отложений является типичным для Пермского и Башкирского сводов и Бымско-Кунгурской впадины Пермского Прикамья.

Описание и стратиграфическое расчленение разреза проводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы» 1990 г. (каменноугольная система) и 2005 г. (пермская система). Выделение стратиграфических горизонтов проводилось по электрокаротажному материалу с учётом исследований керна и палеонтологических характеристик пород на основании сопоставления разрезов скважин Стретенского месторождения с разрезами других площадей Сосновского выступа (Кулигинским, Сосновским).

 

Рис. 1.Выкопировка из обзорной карты Пермского края

Осадочная толща в пределах Стретенского месторождения представлена вендским и палеозойским комплексами пород и залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.

Отложения вендского комплекса вскрыты всеми скважинами и представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Наибольшая вскрытая мощность их составляет 77 м (скв.72).

Девонские отложения, залегающие с большим стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса, представлены средним и верхним отделами.

В среднем девоне из разреза выпадает эйфельский ярус. По данным КФ ВНИГНИ на изучаемой площади развит склоновый тип разрезов живетского яруса, представленный песчано-аргиллитово-алевролитовым подтипом. Толщина живетского яруса уменьшается в восточном направлении от 19 до 8,5 м.

Верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами. Нижняя часть франского яруса в составе пашийского и тиманского горизонтов представлена терригенными породами. Разрез терригенной части верхнего отдела относится к песчано-алевролито-аргиллитовому подтипу. Образование девонской терригенной толщи в пределах района работ происходило в условиях прибрежно-морского мелководья с терригенной седиментацией. Песчаники и алевролиты тиманского горизонта нефтенасыщенные, к ним приурочена промышленная залежь пласта Д0. Общая толщина терригенного девона 13,5-24 м.

На отложениях терригенного девона залегает мощная толща карбонатных отложений девона, включающая франский (от верхов тиманского горизонта) и фаменский ярусы. Изучаемая площадь расположена в пределах распространения разрезов глубоководного шельфа, где отложения относятся к карбонатному рифовому типу. Отложения этого возраста представлены органогенными известняками, битуминозными с подчиненным содержанием доломитов. В скв.59 и 73 поднят нефтенасыщенный керн из верхнефранских отложений. В скв.72 на основании получения притока нефти выделена нефтяная залежь (пласт Фр). Общая толщина карбонатной толщи франско-фаменского возраста 147,5-252,9 м.

 Отложения каменноугольной системы на территории месторождения представлены всеми тремя отделами – нижним, средним и верхним.

Турнейский век ознаменовался крупными событиями в изменении общей палеогеографической обстановки. Началось устойчивое воздымание северной части Русской платформы. В это же время происходила компенсация Камско-Кинельской системы прогибов, что отражено в разрезах скважин в виде увеличенных мощностей. К концу турнейского века на всей территории Пермского края установились мелководно-морские обстановки.

В пределах изучаемой территории вскрыт склоновый тип разреза турнейского яруса, представленный преимущественно известняками с подчиненными маломощными прослоями аргиллитов. По данным петрофизических исследований фильтрационно-емкостные свойства пород турнейского яруса изменяются в широких пределах. Это породы от плотных до среднепористых, от практически непроницаемых до слабопроницаемых.

К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти пластов Т1 и Т2. Толщина 328-388 м.

На рубеже турнейского и радаевского времени происходила смена трансгрессивных обстановок осадконакопления регрессивными, карбонатные породы сменились терригенными.

Визейский терригенный комплекс включает отложения кожимского надгоризонта и нижней части тульского горизонта. Для комплекса характерна ритмичность отложения осадков, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами и полосовое распространение песчаных тел увеличенной толщины, связанное с особенностями осадконакопления. Накопление отложений происходило в прибрежно-континентальных условиях дельтовой равнины. Формирование и распространение пластов-коллекторов определялось палеорельефом и гидродинамикой водной среды. Визейские терригенные отложения на территории месторождения имеют циклическое строение и сложный полифациальный состав.

В объёме кожимского надгоризонта выделяют радаевский и бобриковский горизонты, сложенные алевролитами, аргиллитами и песчаниками и характеризующиеся сильной литологической изменчивостью по площади. В радаевское время основными фациальными комплексами, распространенными по площади и установленными по данным керна и ГИС, являлись: комплекс отложений руслового генезиса, а также отложения межрусловой равнины, включающей отложения пойм и заболоченной прибрежной равнины.

Распределение песчаников радаевского горизонта визейской терригенной толщи во многом зависело от палеоструктурного плана поверхности подстилающих турнейских отложений и ее общего наклона.

Заложение рукавов русел происходило, в первую очередь, в пониженных участках рельефа, унаследованных от турнейского времени. Отложения радаевского горизонта характеризуются литологической неоднородностью и толщиной 13-29 м, увеличение толщины отмечается в западном направлении. В районах скв.72 и 206 верхняя часть радаевских отложений была разрушена речными потоками бобриковского возраста. Проницаемые разности верхней части радаевского горизонта нефтенасыщеные. Промышленная нефтеносность приурочена к пласту Мл1.

Бобриковское время характеризуется унаследованностью палеогеографических обстановок. На него приходится максимальное развитие аллювиально-дельтовой равнины. Литологический состав бобриковских отложений отличается возрастанием количества песчаного материала. В регрессивные циклы формировались палеорусла, которые им заполнялись. Верхняя часть бобриковских отложений представлена преимущественно алевролитами и глинами. Трансгрессия в конце бобриковского времени привела к повышению базиса эрозии и ослаблению речной деятельности. В целом по месторождению толщина бобриковских отложений  изменяется от 28 до 39 м.

В тульское время накопление песчаных осадков происходило в условиях прибрежно-морской обстановки. Широкое распространение по площади и по разрезу получили отложения заливов и лагун, а также песчаные осадки прибрежных аккумулятивных образований. Для терригенной пачки характерно частое литологическое чередование. Пласты песчаников имеют незначительные толщины. Пористые разности песчано-алевролитовых пород насыщены нефтью. Толщина терригенной части тульских отложений составляет 30,2 -39,0 м. К песчаникам и алевролитам терригенной части разреза приурочены промышленно нефтеносные пласты Тл2-а, Тл2-б1 и Тл2-б2.

В составе терригенно-карбонатной части тульского горизонта на территории Стретенского месторождения преобладают терригенные породы. Формирование карбонатных прослоев в тульском горизонте связано с кратковременным проникновением с востока морского бассейна, в котором развивалось карбонатное осадконакопление. Восточная граница распространения карбонатных прослоев проходит между Чураковской и Кулигинской структурами. Проницаемые песчаники и алевролиты нефтенасыщенны. Толщина верхней части тульского горизонта 20-24 м. К терригенно-карбонатной части тульского горизонта приурочен промышленно нефтеносный пласт Тл1-а.

Породы верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса представлены известняками и доломитами, местами ангидритизированными и окремнелыми, с включениями гипса. Толщина 277-293 м.

Между отложениями серпуховского и башкирского ярусов наблюдается перерыв в осадконакоплении в связи с общим обмелением и регрессией моря. Башкирские отложения трансгрессивно залегают на известняках серпуховского яруса и согласно перекрываются аргиллитами московского яруса. Породы башкирского яруса – это светло-серые и коричневато-серые известняки с маломощными прослоями доломитов и известковых конгломерато-брекчий, отражающих перерывы в осадконакоплении. Толщина башкирских отложений 52-64 м.

Московский ярус на территории месторождения представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами. Ярус сложен преимущественно карбонатными отложениями. Это известняки серые и светло-серые, иногда зеленоватого и коричневатого оттенка, участками неравномерно глинистые и алевритистые. Известняки переслаиваются с доломитами, содержание которых увеличивается к кровле яруса. Толщина отложений московского яруса составляет 280-313 м.

Верхний отдел каменноугольной системы сложен доломитами и доломитизированными известняками. Доломиты светло-серые, мелкозернистые, слабо известковистые, переслаивающиеся со светло-серыми, участками окремнелыми известняками. Толщина 116-189 м.

В начале раннепермского этапа происходил усиленный горообразовательный процесс в Уральской геосинклинали. Отложения пермской системы в объеме ассельского, сакмарского (общей толщиной 237-299 м) и артинского яруса толщиной 187-260 м представлены светло-серыми известняками с прослоями доломитов, с включениями гипса и ангидрита, которые накапливались в лагунно-морской обстановке, в бассейне с повышенной соленостью.

Породы кунгурского яруса размыты в верхней части, представлены ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, плотными, с подчиненными прослоями доломитов, реже известняков – в это время была сформирована региональная карбонатно-сульфатная толща. Общая толщина пород кунгурского яруса 40-159 м.

Уфимский ярус представлен терригенно-карбонатными породами. Толщина составляет 130 м.

В конце раннепермского времени наступил преимущественно континентальный режим развития, который завершился общим подъемом территории и размывом ранее отложившихся образований.

Четвертичная система представлена суглинками, глинами и песками красновато-серого цвета с галькой уральских пород. Отложения этого возраста распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнепермских пород, их толщина на месторождении достигает 20 м.

Рассматривая в целом геологический разрез Стретенского месторождения необходимо отметить, что он типичен для месторождений Бабкинской седловины.

 Тектоника

Стретенское нефтяное месторождение в тектоническом плане по отложениям палеозойского комплекса расположено в западной части Сосновского выступа Бабкинской седловины, во внутренней прибортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов (Рис. 2.).

 

Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края

 По данным сейсморазведки восточная часть месторождения осложнена Кулигинским сбросом, который протягивается через всю площадь с северо-запада на юго-восток. Смещение осей синфазности фиксируется от ОГ V вплоть до ОГ S'. Вертикальная амплитуда смещения колеблется от 35 м до 75 м по ОГ V, от 20 м до 50 м по ОГ III, от 25 м до 55 м по ОГ IIП, IIК, уменьшаясь до 17 м - 37 м по ОГ IК, IП и до 5 м - 20 м по ОГ S'.

Месторождение по генетическому типу относится к тектоно-седиментационному, являясь структурой облекания биогермных сооружений с характерной асимметричностью: крылья структур, обращенные к осевой зоне ККСП, значительно более крутые.

Изучение тектонического строения Стретенского месторождения выполнено по результатам бурения поисково-разведочных скважин и материалам сейсморазведки ОАО «Пермнефтегеофизика» (СП 6/82, 6/86, 26/86, 15/87, 15/88, 6/92, 6/94). В 2012 - 2013 г.г. на месторождении проведена пространственная сейсморазведка 3D.

Стретенское месторождение объединяет Стретенское и Урманцевское поднятия, которые прослеживаются по всем отражающим горизонтам.

В 1967-1968 годах работами сейсморазведочных партий 11/67 и 11/68 была выявлена и подготовлена Стретенская структура. По данным сейсморазведки по ОГ III в районе Стретенского поднятия на едином цоколе, обозначенном изогипсой минус 2050 м, выделяются три вершины небольшой амплитуды (2-4 м), наиболее морфологически выраженной из которых является северная в районе скв. 51. Превышение абсолютных отметок относительно скв. 51 составляет 8 м и фиксируется в 750 м к северо-востоку от указанной скважины. Превышение относительно скв. 58 составляет 4 м. В связи с развитием органогенных построек турнейского возраста по ОГ IIП, сводовая часть Стретенской структуры может быть оконтурена по изогипсе минус 1480 м. Амплитуда составляет 9 м. Свод Стретенского поднятия фиксируется примерно в 550 м к северо-востоку от скв. 206, превышение относительно скважины составляет 3 м. По отражающему горизонту IIК структура имеет изрезанные очертания. Оконтуривающая изогипса – минус 1400 м, амплитуда – 9 м. Вдоль западного и восточного бортов Стретенской структуры отмечаются ряды аккумулятивных тел. В районе скв. 59 в связи с облеканием одного из аккумулятивных образований локализуется небольшая вершина с амплитудой 2 м. По отражающим горизонтам среднекаменноугольного отдела отмечается выполаживание структурных планов. Стретенская структура распадается на три малоамплитудные (2 м) самостоятельные вершины, вытянутые в меридиональном направлении. По нижнепермским отложениям (ОГ S') закартированы две вершины, оконтуренные изогипсами минус 455 м. Одна (в районе скв. 51, 52, 73 - Кулигинские, скв. 206 – Красносельская) имеет амплитуду 6 м. Другая – с амплитудой 4 м – расположена в районе скв. 59, 60 - Кулигинские, скв. 207, 208 - Красносельские.

Урманцевская структура была выявлена сейсморазведочными работами (СП 11/67 и 11/68) по ОГ III. Сейсморазведочными работами на Калининской (СП 6/86) и Сыповской (СП 15/88) площадях был установлен тектонический приразломный характер Урманцевской структуры.

По современным представлениям, Урманцевское поднятие, располагающееся на приподнятом блоке Кулигинского сброса, является южной вершиной более крупной, линейно вытянутой вдоль разлома складки. По ОГ III примерно на 500 м южнее скв. 69 намечается небольшой прогиб, который по изогипсе минус 2025 м отделяет южную вершину от северной части приразломной антиклинали. Северная и южная вершины объединены общей изогипсой минус 2040 м. Ввиду генетической общности, северная и южная части не рассматриваются, как самостоятельные объекты и приняты как единая Урманцевская структура амплитудой 22 м, имеющая две вершины.

По кровле турнейских карбонатных отложений (ОГ IIП) северная и южная Урманцевские вершины в пределах площади работ оконтурены изогипсами минус 1480 м и имеют амплитуды 7 м и 5 м соответственно. По ОГ IIК в пределах площади работ отмечается уменьшение амплитуды южной вершины до 2 м. Свод ее может быть локализован по изогипсе минус 1395 м. Северная вершина может быть оконтурена изогипсой минус 1400 м.

НЕФТЕНОСНОСТЬ

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Стретенском месторождении промышленно нефтеносными являются: верхневизейско-башкирский карбонатный комплекс (пласт Тл1-а), визейский терригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б1, Тл2-б2, Мл1), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты  Т1, Т2, Фр) и девонский терригенный (пласт Д0).

Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция проведена, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).

При построении структурных карт за основу принимались карты по отражающим горизонтам IIК, IIП, III, построенные по результатам сейсморазведки 3D и данных глубокого бурения.

Геометризация пластов проведена с учётом трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов.

Водонефтяные (ВНК) контакты и условные подсчетные уровни (УПУ) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на отметках нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых по ГИС прослоев, давших при опробовании промышленный приток нефти. По залежам с терригенными коллекторами абсолютные отметки ВНК и УПУ принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний в скважинах (Табл. 6.1). Все интервалы опробования и испытания скважин приводятся с учетом проницаемых по ГИС прослоев.

Ниже дано описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому комплексу.

Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс

Комплекс развит практически на всей территории Пермского края. В разрезе верейского горизонта выделяются 4 пласта (В1, В2 и В3В4). На Стретенском месторождении в данном  комплексе промышленная нефтеносность не установлена. На соседнем Сосновском месторождении к пласту В3В4 приурочена газовая залежь. Единственный образец известняка с капельными выпотами нефти поднят из скв. 208. Опробование пластоиспытателем проводилось в скв. 52, 73 и в скв. 208 совместно с башкирскими отложениями. В скв. 52 притока не получено, в скв. 73 и 208 получен глинистый раствор.

Верхневизейско-башкирский карбонатный комплекс

Является одним из главных продуктивных комплексов, в пределах которого  промышленно нефтеносны карбонатные отложения башкирского яруса, продуктивный пласт Бш. Нефтеносность установлена на многих месторождениях  Пермского края. На соседнем Сосновском месторождении к пористым и проницаемым известнякам верхней части яруса  приурочена залежь газа.

На Стретенском месторождении в отложениях яруса по описанию керна в скв. 51, 58, 59, 60, 73, 207 отмечены нефтепроявления. Испытателем в процессе бурения были опробованы башкирские отложения в скв. 51, 58, 60, 72, 73, 208. В скв. 58, 60, 208 получена пластовая вода, в скв. 51, 72, 73 притока не получено, таким образом, промышленная нефтеносность данного комплекса на Стретенском месторождении не установлена. На Стретенском месторождении к этому комплексу относится пласт Тл1-а.

Тульский горизонт

Пласт Тл1-а

Пласт Тл1-а выделяется в кровле тульского горизонта, по данным ГИС и керна ипредставлен песчаниками и алевролитами. Промышленная нефтеносность пласта установлена на соседнем Сосновском месторождении.

Общая толщина пласта изменяется в пределах от 4.4 до 10.5 м, эффективная толщина от 1.2 до 5.3 м. В объеме пласта выделяются от 1 до 5 проницаемых прослоев. Коэффициент песчанистости равен 0.380, коэффициент расчленённости - 2.9. Пласт выдержан по площади, зона отсутствия коллектора отмечается только в 6 скважинах.

К пласту приурочена одна залежь нефти. В контуре нефтеносности находится 22 скважины.

Пласт опробован двумя скв. 58 и 72.

В скв. 72 (Δl=0.1) при опробовании интервала -1372.3…-1375.3 м получена безводная нефть дебитом 45.9 т/сут на 5 мм штуцере.

В скв. 58 (Δl=1.2) при опробовании интервала -1373.7...-1381.2 м получен приток нефти и воды (Qн=5.2 т/сут, Qв=8.9 м3/сут - расчетная величина по кривой притока). Учитывая проницаемые по ГИС пропластки, нефтенасыщенная часть вскрыта до отметки
-1378.3 м.

По ГИС нефтенасыщенная часть пласта вскрыта на максимально низкой отметке -1378.5 м (УЭС=13 Омм) в скв. 304 (Δl=10.3). Водонасыщенная по ГИС часть пласта вскрыта на максимально высокой отметке -1376.5 м (УЭС=13 Омм) в скв. 321 (Δl=95.7).    

Таким образом, уровень ВНК предлагается принять наклонным -1376.5...-1378.5м. Наблюдается подъем ВНК в южной части месторождения (р-он скв. 346, 341).
Залежь по типу пластовая сводовая литологически экранированная. Размер залежи в пределах контура нефтеносности равен 4.4 х 1.8 км, высота 9.5 м.

Залежь введена в разработку в 2009 г. скв. 72.

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена практически на всех месторождениях юга Пермского края. Отложения, характеризуются значительной неоднородностью. Последовательность напластования выявлена путём прослеживания глинистых прослоев. Установлено, что в составе визейской терригенной толщи выделяется четыре группы седиментационных циклов: радаевский, нижнебобриковский, верхнебобриковский и тульский.

На Стретенском месторождении продуктивными являются пласты Тл1-в, Тл2-а, Тл2-б1,Тл2-б2 и Мл1.

Пласт Тл1-в

Пласт Тл1-в залегает в подошве терригенно-карбонатной части тульского горизонта, для него характерно наличие песчаников с карбонатным цементом. Нефтеносность пласта также установлена на соседнем Сыповском месторождении, где к пласту приурочена залежь нефти.

В объеме пласта выделяется 1-2 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 1.8 до 5.1 м, эффективная толщина от 0.4 до 1.6 м. По данным ГИС в разрезе пласта выделяются проницаемые прослои толщиной от 0.4 до 1.6 м. Коэффициент расчлененности равен 1.1, коэффициент песчанистости - 0.212. Зона отсутствия коллектора отмечается в 19 скважинах.

Пласт опробован скв. 51, 207 и 332.

В скв. 51 (Δl=0.4) при совместном с пластами Тл2-б1 и Тл2-б2 достреле интервала
-1397-1398 м получен приток нефти дебитом 9.8 т/сут с водой, содержание воды 26%.

В скв. 207 (Δl=0.6) при совместном с пластами Тл2-а и Тл2-б1 достреле интервала
-1396-1397 м получен приток нефти и воды (Qн=3.1 т/сут, Qв=7.4 м3/сут, обв.=67%).

В скв. 332 (Δl=112.5) при перфорации интервала -1399.9-1400.7 м получен приток нефти дебитом 2.2 т/сут с содержанием воды 66.1%.

По-видимому, к районам этих скважин приурочены незначительные залежи нефти с низкими толщинами, которые промышленного интереса не представляют и в дальнейшем не рассматриваются

Пласт Тл2-а

Пласт Тл2-а залегает в кровле терригенной части тульского горизонта и сложен песчаниками и алевролитами с прослоями глинистых пород. Промышленная нефтеносность пласта Тл2-а установлена на всех месторождениях Сосновской группы: Сосновском, Кулигинском, Сыповском.

 На Стретенском месторождении к пласту приурочены две залежи нефти в районе скв. 58 и в районе скв. 59. Пласт выдержан по площади, зона отсутствия коллектора отмечается только в 5 скважинах.

Район скв. 58.В контуре залежи находится 36 скважин. Промышленная нефтеносность подтверждена результатами опробования скв. 58, 72, 207, 307, 319, 328 и 345.

Приток безводной нефти получен в скв. 58(Δl=1.3) с отметки -1404.4 м, дебитом 19.6 т/сут (расчетная величина на кривой притока). В скв. 72 (Δl=0.1) при совместном с пластами Тл1-а, Тл1-в и Тл2-б2 опробовании с отметки -1404.9 м. получен приток нефти 33.1 т/сут с незначительным содержанием воды 5%. В скв. 207(Δl=0.6) при совместном с пластами Тл1-в м Тл2-б1 достреле интервала -1405.6…-1406.2 м получен приток нефти и воды (Qн=3.1 т/сут, Qв=7.4 м3/сут, обв.=67%).

По результатам интерпретации материалов ГИС нефтенасыщенная часть пласта вскрыта на максимально низкой отметке -1407.2 в скв. 305 (Δl=24). В тоже время, следует отметить, что в скв. 207, 304, 311, 314, 320 подошва нефтенасыщенной по ГИС части пласта находится на отметках -1406.2, -1406.3, -1406.4, -1406.3 и -1406.2 м. Водонасыщенная по ГИС часть пласта вскрыта в скв. 331, 332 на отметках
-1404.4, -1404.6 м.

Таким образом, уровень ВНК предлагается наклонным -1404.4...-1407.2 м. Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах контура ВНК 5.3х1.9 км, высота 13.7 м.

На залежи выделяется 1-5 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 6.5 до 16.7 м, в среднем составляя 10.1 м, эффективная толщина от 0.5 до 13.7 м. По данным ГИС в разрезе пласта выделяются проницаемые прослои толщиной от 0,4 до 7 м. Коэффициент расчлененности равен 2.8, коэффициент песчанистости - 0.272.

Залежь введена в разработку в 2009 г. скв. 72.

Район скв. 59. Залежь нефти установлена по данным ГИС. ВНК принят по результатам интерпретации ГИС скв. 59 на абс. отметке -1405,5 м. Размеры залежи составляют 0,5х0,4 км, высота 1,2 м. Тип залежи – неполно пластовая.

Выделяется 3 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта составляет 9 м, эффективная толщина 3.8 м. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент песчанистости - 0.422.

Пласт Тл2-б1

Промышленная нефтеносность пласта установлена на соседнем Сосновском месторождении.

На Стретенском месторождении к пласту приурочены четыре залежи нефти: в районе скв. 51, 206, 207 и 59.

Район скв. 51. В скв. 51 (Δl=0.4) в результате совместного с пластами Тл1-в и Тл2-б2 опробования в интервале отметок -1414.8…-1416.4 м получен приток нефти дебитом 9.8 т/сут с содержанием воды 26%.

По ГИС нефтенасыщенная части залежи вскрыта на максимально низкой отметке-1416.8 м в скв. 319 (Δl=182.5). Кровля водонасыщенной части вскрыта на максимально высокой отметке -1414 м в скв. 307 (Δl=79.9).

Таким образом, ВНК предлагается наклонным в интервале отметок -1414.0...-1416.4 м от кровли водонасыщенной по ГИС части пласта в скв. 307, до подошвы нефтенасыщенной части пласта в скв. 51, подтвержденной результатом опробования.

Залежь вскрыта 4 скважинами. На залежи выделяется 1-4 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 9.3 до 13.9 м, в среднем составляя 10.7 м, эффективная толщина от 2.2 до 3.5 м. Коэффициент расчлененности равен 2.5, коэффициент песчанистости - 0.253.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах принятого контура нефтеносности составляют 2.0 х 0.8 км, высота 3.4 м.

Район скв. 206. В скв. 323 (Δl=61.2) подошва нефтенасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1415.3 м, в тоже время кровля водонасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1413.2 м в скв. 321 (Δl=97.6).

Таким образом, ВНК предлагается в интервале отметок -1413.2...-1415.3 м по данным ГИС с учетом результатов опробования в скважинах.

Залежь вскрыта 9 скважинами. На залежи выделяется 1-4 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 7.3 до 17.6 м, в среднем составляя 11.2 м, эффективная толщина от 0.4 до7 м. Коэффициент расчлененности равен 2.3, коэффициент песчанистости - 0.232.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах принятого контура нефтеносности составляют 2.3 х 1.0 км, высота 7.7 м.

Район скв. 207. В скв. 207 (Δl=0.6) приток безводной нефти получен с отметки -1414.6 м, дебит нефти составил 2.9 т/сут, расчетная величина на кривой притока. Подошва нефтенасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1415.8 м в скв. 207. В тоже время кровля водонасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1415.3 м в скв. 330.

Таким образом, отметка флюидального контакта (ВНК) предлагается на уровне -1415.8 м по данным ГИС в скв. 207.

Залежь вскрыта двумя скважинами. На залежи выделяется 2-4 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 11 до 16.8 м, в среднем составляя 13.9 м, эффективная толщина от 2.2-10.8 м. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент песчанистости - 0.468.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах принятого контура нефтеносности составляют 0.8 х 0.6 км, высота 6.2 м.

Район скв. 59. В контуре нефтеносности находятся скв. 59 и 335. Уровень ВНК предлагается, как и ранее на отметке -1424.6 м, по подошве нефтенасыщенной по ГИС части пласта в скв. 59(Δl=0.4), подтвержденной результатом опробования в интервале отметок -1421.8…-1424.6 м,где получен приток безводной нефти дебитом 23 т/сут на 5 мм штуцере. Залежь разрабатывается с 2010 г., скв. 335 пробурена в 2017 г. и вскрыла текущее положение ВНК, т.к. находится в зоне влияния добывающей скв. 59.

Залежь по типу пластовая сводовая. Размеры в пределах принятого контура нефтеносности составляют 1.6х0.9 км, высота 6.8 м.

Залежь вскрыта двумя скважинами. На залежи выделяется 2-4 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 12 до 16.1 м, в среднем составляя 14.1 м, эффективная толщина 2.9-3.6 м. Коэффициент расчлененности равен 3, коэффициент песчанистости - 0.231.

Пласт Тл2-б2

Пласт не выдержан по площади и в 11 скважинах замещен плотными породами.

На Стретенском месторождении к пласту приурочены две залежи нефти: в районе скв. 58 и в районе скв. 207.

Промышленная нефтеносность пласта доказана  результатами опробования скв. 51, 58, 72,207, 305 и 307.

Район скв. 58. В контуре нефтеносности находится 20 скважин.

ВНК предлагается на отметке -1428.6...-1432.2 м с учетом подошвы нефтенасыщенной по ГИС части пласта в скв. 305 (Δl=24.2), доказанной опробованием, при котором в результате дострела к пласту Мл1 интервала -1430…-1432.2 м получен приток нефти дебитом 16.9 т/сут с содержанием воды 8.0%. В тоже время в скв. 307 кровля водонасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1428.6 м.

Предлагаемый уровень ВНК подтверждается результатами опробования в скв. 51 и 58. Так, в скв. 51 (Δl=0.4) получен приток безводной нефти с отметки-1430.4 м дебитом 6.4 т/сут на 3 мм штуцере, в скв. 58 (Δl=1.3)с отметки -1430.2 м получен приток безводной нефти дебитом 28 т/сут (расчетная величина на кривой притока).

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах предлагаемого ВНК составляют 1.6х3.2 м, высота 10.7 м. Коэффициент расчлененности равен 1.7, коэффициент песчанистости - 0.315.

Залежь разрабатывается с 1995 г.

Район скв. 207. В контуре нефтеносности находится 5 скважин.

Пласт опробован скв. 207(Δl=0.6)в интервале отметок -1430…-1431.4 м, в результате получен приток безводной нефти дебитом 8.2 т/сут (расчетная величина на кривой притока). При опробовании скв. 59 (Δl=0.4) получен приток пластовой воды с отметки -1434.8 м.

По данным ГИС в скв. 343 (Δl=13.8)  подошва нефтенасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1434, а кровля водонасыщенного по ГИС пропластка находится на отметке -1431.9 м в скв 332 (Δl=114.1).

Таким образом, уровень ВНК предлагается на отметке -1431.9...-1434.0 м с учетом данных ГИС.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах предлагаемого ВНК составляют 1.2х1.0 км, высота 6.1 м.

На залежи выделяется 1-3 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 7.0 до 7.9 м, в среднем составляя 7.6 м, эффективная толщина 0.5-1.8 м. Коэффициент расчлененности равен 1.6, коэффициент песчанистости - 0.171.

Залежь разрабатывается с 2010 г.

Бобриковский горизонт

На территории Сосновской группы месторождений небольшие залежи нефти установлены в верхней части бобриковских отложений на Сосновском и Сыповском поднятиях.

На Стретенском месторождении бобриковские отложения водонасыщены по ГИС за исключением скв. 59, 328, 335, где выделяется от 2.2 до 3 м нефтенасыщенного коллектора. По заключению БКЗ песчаники нефтенасыщены до глубины 1665 м, но для испытания пласт не рекомендовался. В скв. 207, пробуренной в этой же части месторождения, с глубины 1660 м вынесено 0.4 м нефтенасыщенного керна, опробование не проводилось.  Опробование бобриковских отложений не проводилось.

Радаевский горизонт

Пласт Мл1

Пласт выделен в терригенных отложениях радаевского горизонта и отделяется от вышележащего пласта аргиллитами толщиной до 8 м. На ближайшем Сосновском месторождении к пласту приурочена залежь нефти. Пласт отличается большой литологической неоднородностью, как по площади, так и по разрезу. На Стретенском месторождении проницаемая часть пласта замещена плотными породами в 26 скважинах.

На Стретенском месторождении к пласту приурочены две залежи нефти: в районе скв. 58 и в районе скв. 207. Промышленная нефтеносность пласта доказана  результатами опробования скв. 52, 58, 207 и 307.

Район скв. 58. Залежь вскрыта 12 скважинами. УПУ предлагается на отметке
-1472 м по подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 305(Δl=24.5), подтвержденного результатами опробования, где в интервале отметок -1468.9…-1472 м был получен приток нефти.

Также в скв. 58 (Δl=1.3) в результате опробования с отметки -1466.8 м получен приток безводной нефти, дебит которого составил 7.2 т/сут (расчетная величина на кривой притока). В скв. 52 (Δl=0.9) получен непромышленный приток нефти и воды с отметки-1470.7 м. Поскольку, однофазного притока воды при опробовании не получено, а скважины, вскрывшие залежь, по результатам интерпретации материалов ГИС имеют нефтенасыщенный характер, то уровень контакта предлагается как УПУ.

Следует отметить, что предлагаемому УПУ противоречат результаты ГИС скв. 306 (Δl=144.5), в которой подошва нефти вскрыта на отметке -1473.5, что ниже условного подсчетного уровня на 1.5 м. Скважина имеет значительное искривление ствола и в обосновании контакта не участвует. Вся нефтенасыщенная толщина в скважине будет учтена в объеме залежи локально. Остальные скважины, вскрывшие залежь, удовлетворяют предлагаемому условному подсчетному уровню.

На залежи выделяется 1-3 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 2 до 5.6 м, в среднем составляя 3.9 м, эффективная толщина 0.9-4.0 м. Коэффициент расчлененности равен 1.4, коэффициент песчанистости - 0.600.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах предлагаемого ВНК 3.6х0.8м, высота 14.4 м.

Залежь не разрабатывается.

Район скв. 207.В контуре залежи находится 5 скважин.ВНК предлагается оставить  без изменения на отметке -1470 м по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 207 (Δl=0.6), подтвержденного результатом опробования, где в интервале отметок -1465.8…-1470 м получен промышленный приток нефти и воды (Qн=8.6 т/сут, Qв=1.6 м3/сут, обв.=27%) расчетная величина на кривой притока. Получение воды объясняется близостью водонефтяного контакта.

По ГИС водонасыщенная часть пласта вскрыта в скв. 343 (Δl=14.1)на максимально высокой отметке -1470.2 м.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры в пределах контура ВНК составляют 1.6х0.9 км, высота залежи 7.9 м.

На залежи выделяется 1-4 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 4.8 до 7.8 м, в среднем составляя 6.2 м, эффективная толщина 3.4-7.8 м. Коэффициент расчлененности равен 2.2, коэффициент песчанистости - 0.801.

Залежь не разрабатывается.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

Турнейский ярус

Отложения турнейского яруса представлены известняками биоморфными идетритово-биоморфными (водорослевыми с детритом, фораминиферово-водорослевыми, мелкокомковато-водорослевыми), органогенно-детритовыми (сгустково- и комковато-детритовыми), сгустковыми (детритово-комковатыми и детритово-сгустковыми).

По геофизическим данным в пределах турнейского яруса промышленная нефтеносность установлена пластах Т1 и Т2. На соседнем Сосновском месторождении к пласту приурочена залежь нефти.

В основу структурных построений турнейских пластов положена карта по кровле турнейского яруса, выполненная по сейсмическим данным (отражающий горизонт IIП) с привлечением результатов глубокого бурения.

Пласт Т1

От вышележащих коллекторов визейского яруса пласт Т1 отделяется плотными непроницаемыми породами. Пласт повсеместно распространен по площади, замещение его плотными породами отмечено только в скв.58.

К пласту Т1 приурочена одна залежь нефти. В контуре залежи находится 41 скважина. Промышленная нефтеносность доказана результатами опробования скв. 52, 72, 206, 207, 304, 317, 321, 332 и 335.

ВНК предлагается без изменения на отметке -1492.6 м, по результату опробования скв.207 (Δl=14.1), где в интервале -1484...-1492.6 м получен приток безводной нефти дебитом 7.4 т/сут. Также притоки безводной нефти были получены при опробовании скв. 206 (Δl=1) с отметки -1489.3 м, дебит составил 7.6 т/сут (расчетная величина на кривой притока) и в скв. 72 (Δl=1) с отметки -1487.3 м дебитом 0.86 т/сут( расчетная величина на кривой притока).

Залежь по типу пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры в пределах контура ВНК составляют 6.6х1.9 км, высота залежи 17.4 м.

На залежи выделяется 4-16 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в пределах от 17.1 до 24.1 м, в среднем составляя 21 м, эффективная толщина 2.8-10.7 м. Коэффициент расчлененности равен 8.9, коэффициент песчанистости - 0.386.

Залежь разрабатывается с 2010 г.

Пласт Т2

Пласты Т1 и Т2 разделяются плотными непроницаемыми породами толщиной 8 – 10 м. Из всей Сосновской группы месторождений нефтеносность пласта Т2 установлена только на Стретенском месторождении.

Пласт выдержан по площади, замещение коллекторов плотными породами в пласте Т2 не отмечено.

К пласту приурочена одна залежь нефти. В контуре нефтеносности находится 23 скважины.ВНК предлагается на отметке -1512.4 м по результатам опробования скв. 314 (Δl=21), где в интервале отметок -1507.3…-1512.4 м получен промышленный приток нефти дебитом 22.8 т/сут с содержанием воды 8.0%.

В скв. 206 (Δl=1) при опробовании с отметки -1510.2 м  получен приток безводной нефти дебитом 15.7 т/сут(расчетная величина на кривой притока).

В скв. 315 (Δl=53.8) при опробовании интервала -1508.6…-1513.2 м получен промышленный приток нефти дебитом 20.9 т/сут с небольшим количеством воды 6.0%. Учитывая проницаемые по ГИС прослои, подошва нефтенасыщенного пропластка вскрыта на отметке -1511.9 м, а кровля водонасыщенного на отметке -1512.7 м, что подтверждает уровень предлагаемого ВНК.

На залежи выделяется 6-15 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта изменяется в среднем составляет 26.2 м, эффективная толщина 11.4-23.7 м. Коэффициент расчлененности равен 12.3, коэффициент песчанистости - 0.584.

Залежь по типу пластово-масссивная. Размеры в пределах предлагаемого ВНК составляют 5.9 х 1.4 км, высота залежи 14.9 м.

Залежь разрабатывается с 2010 г.

Девонская система

Франский ярус

В отложениях верхнефранского подъяруса встречены нефтепроявления по керну в скв. 59 и 73, известняки с запахом нефтяного газа. Из отложений мендымского горизонта в скв. 59 поднят известняк с углисто-битуминозным веществом. Доманиковый горизонт представлен нефтенасыщенным керном в скв.69, это известняки битуминозные. В скв.58 из саргаевских отложений отобран известняк с глинисто-битуминозным веществом. При опробовании карбонатных отложений франского яруса в процессе бурения скв. 59, 69, 73 притоков не получено.

Пласт Фр

Пласт Фр выделяется по каротажному материалу в верхней части мендымского горизонта и сложен плотными карбонатными породами. Скв. 321, пробуренная после последнего подсчета запасов вскрыла франские отложения. Из всей Сосновской группы месторождений нефтеносность пласта Фр установлена только на Стретенском месторождении.

К пласту приурочена одна залежь нефти. В контуре нефтеносности находится скв. 72 и 321. Пласт опробован обеими скважинами. УПУ предлагается без изменения на отметке -2001.9 м по результатам опробования скв. 72 (Δl=0.3), где в интервале отметок
-1999.1…-2001.9 м получен приток безводной нефти дебитом 7.7 т/сут (расчетная величина на кривой притока). В скв. 321 (Δl=110.1)получен приток газированной нефти с отметки -1998.8 м. Поскольку воды при опробовании не получено, обе скважины по ГИС имеют нефтенасыщенный характер, уровень водонефтяного контакта предлагается как УПУ.

На залежи выделяется 2 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта в среднем составляет 6.4 м, эффективная толщина 1-2 м. Коэффициент расчлененности равен 2, коэффициент песчанистости - 0.234.

Залежь по типу пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры в пределах принятого УПУ 1.9х1.4 м, высота залежи 4.5 м.

Тиманский горизонт

Тиманские отложения нефтеносны на всех месторождениях Сосновской группы, где выделяются литологически экранированные залежи нефти.

На Стретенском месторождении в отложениях горизонта по геофизическому материалу выделяется пласта – Д0, сложенный терригенными породами: песчаниками и алевролитами, переслаивающимися глинистыми породами. Вверх по разрезу доля глинистого материала возрастает.

Пласт Д0

Пласт Д0 залегает в нижней части тиманского горизонта. Нефтепроявления по керну отмечены в скв. 58, 72, 208, это песчаники и алевролиты от слабобитуминозных до пропитанных нефтью.

К пласту приурочены две залежи нефти на Стретенском куполе: в районе скв.73 и районе скв. 207 и одна залежь на Урманцевском куполе в районе скв. 60.

Ранее скв. 208 относилась к району скв. 60 Урманцевского купола, в настоящем отчете в результате структурных построений по данным 3Д сейсморазведки скв. 208 предлагается отнести к району скв. 207 Стретенского купола.

Район скв. 73. Залежь вскрыта 3 скважинами. УПУ предлагается, как и ранее, на отметке -2054.3 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС прослоя в скв. 73 (Δl=0.3), подтвержденного результатом опробования интервала -2050.5…-2054.3 м, в результате которого получен приток безводной нефти дебитом 9.97 т/сут на 5 мм штуцере.

Притоки безводной нефти получены также в скв. 51 (Δl=0.3) с отметки -2051.6 м и в скв. 52 (Δl=1.4) с отметки -2050.2 м. Поскольку воды при опробовании не вскрыто, а по ГИС все скважины нефтенасыщенные, уровень водонефтяного контакта предлагается как УПУ. 

Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры в пределах предлагаемого УПУ составляют 1.1 х 1.7 км, высота 4.9 м.

На залежи выделяется 1 проницаемый прослой. Общая толщина пласта в среднем составляет 8.2 м, эффективная толщина 0.8-3.8 м. Коэффициент расчлененности равен 1, коэффициент песчанистости - 0.256.

Залежь разрабатывается с 1995 г.

Район скв. 207. Залежь вскрыта 2 скважинами. ВНК предлагается в интервале отметок -2051.0...-2054.1м, по подошве нефтенасыщенной по ГИС части пласта в скв. 208 (Δl=2.1) с учетом кровли водонасыщенного по ГИС пропластка в скв 207.

Скважина опробована в интервале отметок -2045.4…-2047.4; -2052.4…-2054.4 м, в результате получен приток нефти (расчетная величина по кривой притока). Учитывая проницаемые по ГИС прослои, подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -2054.1 м.

Залежь по типу пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры в пределах принятого ВНК1.8х1.9 км, высота 8.6 м.

На залежи выделяется 2 проницаемых прослоя. Общая толщина пласта в среднем составляет 8.9 м, эффективная толщина 2.8-3 м. Коэффициент расчлененности равен 2, коэффициент песчанистости - 0.326

Залежь не разрабатывается.

Район скв. 60. Залежь вскрыта скв. 60.

УПУ предлагается, как и ранее на отметке -2057.5 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС прослоя в скв.60(Δl=2.9), подтвержденного результатом опробования, где в интервале отметок -2052.5…-2057.5 м получен приток нефти дебитом 33 т/сут на 5 мм штуцере. Поскольку воды при опробовании не получено, залежь имеет нефтенасыщенный характер по ГИС, уровень водонефтяного контакта предлагается как УПУ.

На залежи выделяется 1 проницаемый прослой. Общая толщина пласта в среднем составляет 9.4 м, эффективная толщина 4.8 м. Коэффициент расчлененности равен 1, коэффициент песчанистости - 0.511

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически и тектонически экранированная.  Размеры залежи 2.1х0.7 км, высота 4.8 м.

Залежь разрабатывается с августа 2010 г.

 

Источник: Пересчет запасов углеводородного сырья Стретенского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017. Вовченко Е.С., Миронова Е.О., Мягкова Т.П., и др. 2020

Следующее Месторождение: Ончугинское