Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1977
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 3.07 км²
Токаревское нефтяное месторождение
Токаревское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Октябрьском районе Пермского края, в 190 км к юго-востоку от краевого центра г. Перми. В тектоническом плане расположено в юго-восточной части Бымско-Кунгурской моноклинали восточной окраины Русской платформы, к западу от южного окончания Дороховского вала, и приурочено к одноименному поднятию (рис.1.)
Риc.1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края на 01.01.2019 г.
Токаревское месторождение открыто в 1977 году. В пробную эксплуатацию введено в 1989 году разведочной скважиной 68, из которой получен промышленный приток нефти из бобриковских отложений.
Районный центр пос. Октябрьский (со станцией Чад Горьковской железной дороги) находится в 12 км севернее месторождения.
Ближайшими населенными пунктами являются с.Седяш, Сорокино, Малый Сарс, Петропавловск.
Основными путями сообщения являются шоссе Пермь-Кунгур, улучшенная грунтовая дорога Кунгур-Орда-Богородск-Октябрьский. На территории изучаемой площади имеется сеть дорог, пригодных для движения лишь в сухое летнее и зимнее время.
Октябрьский район – это аграрно-промышленный регион. Лесной и лесостепной характер района способствовал развитию отраслей лесного комплекса. В районе имеются предприятия лесопромышленного комплекса, мебельная фабрика в пос. Сарс, небольшие строительные предприятия. Одно из основных богатств района – строительные материалы (известняки, доломиты, гипсы).
Сельское хозяйство – одна из ведущих отраслей. Развиты мясомолочное животноводство, свиноводство, зерноводство, картофелеводство. Имеется небольшая птицефабрика «Октябрьская».
В районе размещены предприятия нефтедобывающей промышленности.
Национальный состав неоднороден, преобладают русские, много татар, башкир.
В геоморфологическом отношении район месторождения находится на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, на южном окончании Сылвенского кряжа, в междуречье рек Сарс и Токарь. Основными водными артериями являются реки Сарс и Ирень. Местность представляет собой всхолмленную равнину, наклоненную к западу и интенсивно расчлененную долинами небольших рек и оврагами. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +280 до +340 м. Большая часть площади покрыта лесом, в основном, хвойным с примесью лиственных пород (осина, береза, липа).
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Токаревского месторождения изучен по материалам структурного и глубокого бурения. Поисковой скважиной 68 разрез вскрыт до вендских отложений на глубину 2403 м и представлен породами девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми отложениями четвертичного возраста.
Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза пермской системы проводилось согласно «Унифицированной схеме Волго-Уральской нефтегазоносной провинции» с поправкой на общую стратиграфическую шкалу России 2016 года. Описание и стратиграфическое расчленение разреза проводится снизу вверх.
Протерозойская группа - PR
Вендский комплекс-V
Осадочная толща представлена вендским и палеозойским комплексами пород и залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.
Отложения вендского комплекса представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов с тонкими прослоями песчаников. Наибольшая вскрытая толщина отложений составляет 72 м (скв. 67).
Девонская система – D
Девонские отложения, залегающие с большим стратиграфическим несогласием на породах вендского комплекса, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
Живетский ярус – D2zv
В среднем девоне из разреза выпадает эйфельский ярус. Отложения живетского яруса сложены песчаниками, аргиллитами и алевролитами. В живетском ярусе в скв. 68 по керну отмечены нефтепроявления. Толщина отложений живетского яруса 10-20 м.
Верхний отдел – D3
Верхний отдел представлен франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
Нижний подъярус – D3f1
Пашийский и тиманскийгоризонты – D3p +D3tm
Нижняя часть франского яруса в составе пашийского и тиманского горизонтов представлена терригенными породами.
Разрез терригенной части верхнего отдела относится к песчано-алевролито-аргиллитовому подтипу. Алевролиты пашийского и тиманского горизонтов по керну в скв. 68 и 69 неравномерно слабо нефтенасыщенны. В скважинах 66 и 67 в отложениях терригенного девона по керну установлены нефтепроявления. Толщина терригенной части верхнедевонских отложений достигает 8-9 м.
На отложениях терригенного девона залегает мощная толща карбонатных отложений девона, включающая франский и фаменский ярусы. Отложения этого возраста относятся к карбонатному рифовому типу и являются маломощными шельфовыми биогермами, сформированными в условиях мелководья и сложенными органогенными известняками и доломитами.
Средний подъярус – D3f2
Саргаевский и Доманиковый горизонты – D3sr + D3dm
Среднефранские отложения в составе саргаевского и доманикового горизонтов представлены известняками серыми, тонкозернистыми с детритом, со стилолитовыми швами. Толщина саргаевских отложений 10-27 м, доманиковых - 14-19 м.
Верхний подъярус – D3f3
Мендымский горизонт - D3mn
Верхнефранские отложения в составе мендымского горизонта сложены, в основном, известняками, реже доломитами светло-серыми, органогенно-детритовыми, глинистыми и битуминозно-глинистыми, кавернозными. Толщина отложений 30-32 м.
Фаменский ярус – D3fm
Фаменский ярус сложен известняками и доломитами. Известняки светло-серые, серые, буровато- и коричневато-серые, мелкокристаллические и органогенные, в различной степени окремнелые битуминозные, трещиноватые. Доломиты серые с прожилками гипса и ангидрита. В отложениях фаменского яруса в скв.69 в интервале 1998 – 2006 м по керну наблюдается прослой 0,1 м известняка с выпотами нефти. Толщина отложений яруса 343- 406 м.
Каменноугольная система – C
Отложения каменноугольной системы на территории месторождения представлены всеми тремя отделами – нижним, средним и верхним.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус - C1t
Турнейский ярус нижнего отдела сложен известняками серых тонов в различной степени углистыми с прослоями доломитов. Разрез турнейского яруса отнесен к карбонатному рифовому типу глубоководного шельфа. Нефтепроявления по керну отмечены в скв.69 в отложениях турнейского яруса в интервале 1786 - 1793 м в виде редких выпотов нефти с запахом газа в свежем изломе. Толщина яруса на изучаемой территории 84-118 м.
На рубеже турнейского и радаевского времени происходила смена трансгрессивных обстановок осадконакопления регрессивными, карбонатные породы сменились терригенными.
Визейский ярус - C1v
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. Формирование и распространение пластов-коллекторов определялось палеорельефом и гидродинамикой водной среды.
Территория исследования представляла собой прибрежную зону морского бассейна. В переносе, перераспределении и аккумуляции обломочного материала большая роль принадлежала энергии движения водных масс - волнениям и течениям. В этих условиях трансгрессивно-регрессивного перемещения береговой линии происходило накопление и формирование песчаных пластов, что обусловило полифациальное строение визейской терригенной толщи.
Разрез визейского яруса характеризуется в нижней части песчаниками, которые по ряду фациальных признаков (размер зернистости, присутствие растительного детрита, пирита, следы размыва подстилающих глин) формировались в пределах дельтовой протоки.
Кожимский надгоризонт C1kzh
В объёме кожимского надгоризонта выделяют радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт - C1rd
Отложения радаевского горизонта сложены алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, с растительными остатками. Алевролиты темно-серые кварцевые, глинистые, песчаные, плотные. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, пористые. Для песчаников радаевского возраста характерным является преобладание тонко-мелкозернистых фракций (крупность зерен увеличивается от подошвы к кровле). В обстановке прибрежно-морского мелководья формировались бароподобные песчаные тела. Формированию среди песчаных пород баровых образований способствовало переотложение песчано-алевролитового материала в относительно спокойной обстановке и изменение береговой линии морского бассейна [5]. Изменение толщины отложений радаевского горизонта на Токаревском месторождении происходит от 7 до 18 м. Наиболее максимальные толщины наблюдаются в скважинах 602, 608, 611, 612, 614(2), 622. На месторождении к радаевским проницаемым разностям песчаников и алевролитов приурочены промышленные залежи нефти (пласт Мл). Дебиты нефти составляют от 1,16 до 20,34 т/сут, среднесуточный дебит нефти 4,5 т/сут.
Бобриковский горизонт - C1bb
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. О смене дельтовых обстановок прибрежно-морскими с преобладанием аккумулятивных процессов свидетельствует бароподобная форма песчаных тел, мелкотонкозернистость песчаников, характер изменения толщин пластов-коллекторов. Зоны распространения песчаных пород увеличенных толщин прослеживаются в скважинах 600, 608, 609(2), 611, 614(2).
Отложения бобриковского горизонта представлены песчаниками светло-серыми, участками глинистыми с массой обугленных растительных остатков и включениями пирита, алевролитами серыми, темно-серыми, глинистыми, с ходами иллоедов и аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, со стяжениями и желваками пирита. Проницаемые разности песчаников бобриковского горизонта нефтенасыщеные. В них сосредоточены основные запасы нефти месторождения (пласт Бб). Дебиты нефти составляют от 1,11 до 16,43 т/сут., среднесуточный дебит нефти 8,2 т/сут. Толщина отложений бобриковского горизонта – 19-29 м.
Окский надгоризонт - C1ok
Тульский горизонт - C1tl
В тульское время накопление песчаных осадков происходило в условиях прибрежно-морской обстановки. В отдельные отрезки понижение базиса эрозии вызвало оживление речной деятельности. О трансгрессивном характере процессов седиментации свидетельствуют прослои карбонатных пород, развитые в верхней части. Для терригенной пачки характерно частое литологическое чередование – аргиллиты, алевролиты, песчаники. Аргиллиты темно-серые, алевритистые, прослоями известковистые, в различной степени глинистые, плотные. Песчаники от белых до темно-серых, глинистые. Пласты песчаников имеют толщины 0,4-4,2 м. Толщина терригенной части тульских отложений составляет 23-28 м.
Тульские терригенные отложения перекрываются пачкой тульских карбонатных отложений, состоящих из известняков светло-серых, тонкозернистых, плотных, с включениями гипса, ангидрита. Толщина карбонатной пачки тульского горизонта от 10 до 24 м.
Верхневизейский+ Серпуховский ярус - C1s
Породы верхневизейского подъяруса и серпуховского яруса представлены мощной толщей карбонатных осадков - известняков и доломитов. Известняки серые, органогенно-обломочные и кристаллические, прослоями глинистые, с включениями кремния, ангидрита. Доломиты от светло-серых до темно-серых, плотные, крепкие, прослоями глинистые, с включениями ангидрита голубовато-серого. Толщина отложений 380-411 м.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
Между отложениями серпуховского и башкирского ярусов наблюдается перерыв в осадконакоплении в связи с общим обмелением и регрессией моря. Породы башкирского яруса – это светло-серые известняки с тонкими прослоями мергелей, мелкодетритовые (фораминиферовые и водорослевые), наблюдаются включения кремния. Толщина башкирских отложений 58 до 67 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус на территории месторождения представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.
Верейский горизонт – C2vr
Верейский горизонт сложен известняками серыми, глинистыми, кристаллическими, органогенными, прослоями пористыми, алевритистыми, с обломками брахиопод, с прослойками доломита и аргиллитами. Толщина отложений 53-55 м.
Каширский горизонт - C2ks
Отложения каширского горизонта представлены, в основном, известняками серыми, кристаллическими и органогенными, участками перекристаллизованными, пористыми и доломитами серыми, тонкозернистыми, с включениями гипса и ангидрита. Толщина отложений 45-48 м.
Подольский горизонт - C2pd
Отложения подольского горизонта сложены известняками серыми, пористо-кавернозными детритовыми и доломитами серыми, мелкокристаллическими, участками окремнелыми, с включениями ангидрита. Толщина отложений 110-112 м.
Мячковский горизонт - C2mc
Отложения мячковского горизонта представлены известняками светло-серыми, кристаллическими, глинистыми с фауной фораминифер и доломитами серыми кристаллическими, участками окремнелыми с редкими включениями ангидрита. Толщина отложений 100-103 м.
Верхний отдел – С3
Верхний отдел каменноугольной системы сложен известняками серыми, кристаллическими, прослоями перекристаллизованными, со стилолитовыми швами. Толщина верхнекаменноугольных отложений составляет 217-235 м.
Пермская система – P
Отложения пермской системы представлены в объеме лишь нижнего отдела.
Мощная толща нижнего отдела пермской системы (ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский ярусы) представлена известняковой формацией, для которой характерно преобладание в разрезе мелководно-морских известняков с обильными остатками фауны и водорослей. Следует отметить наличие в составе известняковой нижнепермской толщи битуминозных глинисто-карбонатных пород бурцевского возраста.
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Разрез ассельского и сакмарского ярусов сложен известняками серыми, органогенными, с включениями ангидрита и кремния. Прослоями известняки доломитизированные, глинистые. Толщина отложений 295-354 м.
Артинский ярус – P1ar
Отложения артинского яруса присутствуют в разрезе в составе известняков глинисто-битуминозных бурцевского горизонта и известняков доломитизированных, содержащих примазки битума и доломитов в нижней части иргинского, сагринского, саранинского горизонтов. Толщина отложений 51-380 м.
Кунгурский ярус – P1k
На большей части территории под влиянием процессов карста значительная часть отложений кунгурского яруса превращены в брекчию выщелачивания. Брекчия состоит из неокатанных обломков доломитов и известняков. Толщина отложений до 25 м.
Кайнозойская эратема - KZ
Четвертичная система – Q
Отложения четвертичной системы залегают повсеместно на размытой поверхности нижнепермских. Представлены они глинами, суглинками, песками, галькой. Толщина отложений на территории месторождения достигает 15 м.
Тектоника
Согласно схеме тектонического районирования по отложениям палеозоя Токаревское месторождение расположено в юго-восточной части Бымско-Кунгурской моноклинали восточной окраины Русской платформы, к западу от южного окончания Дороховского вала, и приурочено к одноименному поднятию (Рис.2.). Характерной особенностью тектоники данного района является ступенчато-блоковое строение палеозойского осадочного чехла.
Представления о строении додевонских отложений основаны на результатах региональных исследований.
Рис.2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края на 1.01.2019
Сложность геологического строения изучаемой территории обусловлена, по-видимому, наличием разрывных нарушений (Калабин С.Н., Кутуков А.В. и др.). Данные глубокого бурения и геофизических работ на территории Урало-Волжской нефтеносной провинции свидетельствуют о наличии здесь интенсивных дизъюнктивных нарушений не только кристаллического фундамента, но и осадочного палеозойского чехла. Выявленные тектонические нарушения являются или сквозными или погребенными. К последним относятся тектонические разрывы, прослеживающиеся только в девонских отложениях, которые на описываемой территории слабо изучены бурением. Поэтому выделение разрывных нарушений здесь не представляется возможным, однако резкое изменение толщины терригенных отложений среднего и верхнего девона, что характерно для территорий с развитыми дизъюнктивными нарушениями в девонских отложениях, дает возможность предполагать наличие их на площади. Исследованиями на соседних территориях установлено, что для осевых зон грабенообразных прогибов характерно резкое возрастание толщин осадков терригенного девона. Для грабенообразных прогибов характерны узкие, четко очерченные по бортам впадины с резко пониженным залеганием одновозрастных отложений и увеличением толщин отложений в прогибах относительно бортовых разрезов.
Структурный план Уфимского плато по горизонтам палеозоя определяется структурными формами в виде тектонических ступеней, чередующихся через 5 – 10 км и погружающихся в восточном и северо-восточном направлениях в сторону Предуральского прогиба. Тектонические ступени разделены узкими линейными прогибами или депрессионными зонами северо-западного простирания.
По бортам эти прогибы осложнены разрывными нарушениями, в результате чего приобретают грабенообразный характер.
По данным структурного и глубокого бурения, сейсморазведки и аэрогеологического дешифрирования выделяется 21 линейная мобильная зона (ЛМЗ), которые имеют северо-западное простирание. Прогибы или ЛМЗ наиболее полно изучены по материалам комплекса специальных опытно-методических работ на площади Дороховского опорного полигона, расположенного севернее Токаревского месторождения.
В западной и восточной частях территории закартированы линейно вытянутые прогибы, соответствующие Низайской (западная) и Дороховско-Урмантауской (восточная) линейным мобильным зонам (ЛМЗ). ЛМЗ разделяют площадь на три тектонические ступени: западную – Тавдинскую, центральную – Белоусовско-Курбатовскую и восточную – Дороховскую.
Токаревское месторождение расположено в пределах Белоусовско- Курбатовской тектонической ступени. Западное крыло структуры сочленяется с Низайской ЛМЗ без видимого нарушения.
На восточной окраине Русской платформы по маркирующим горизонтам нижнепермских отложений прослеживается крупная антиклиналь – Уфимское плато (по Наливкину В.Д.). Антиклиналь вырисовывается в виде крупной, вытянутой вдоль края платформы складки. В ядре ее обнажаются карбонатные отложения артинского яруса, на крыльях – породы кунгурского яруса. Западное крыло пологое, широкое, с углами падения не более 1о. Восточное – крутое, флексурообразное, с углами падения пород от 3о до 5о, причем крутизна его увеличивается к северу. Складка погружается в северном направлении на протяжении 80 км на 200 м, или угол падения осевой части ее составляет 0о10/.
В региональном плане установлено несоответствие в залегании нижнепермских и каменноугольных отложений, связанное с большим увеличением толщины нижнепермских отложений в восточном направлении.
Токаревская структура подготовлена под поисковое бурение в 1976 году структурным бурением до репера НГК в сакмарском ярусе (РIS). Структура имеет форму куполовидного поднятия северо-западного простирания.
Особенность развития изучаемого месторождения можно проследить по картам основных маркирующих горизонтов. Приуроченность опорных отражений к стратиграфическим границам следующая:
ОГ IIк – отражение от кровли тульских терригенных отложений;
ОГ IIп – отражение от кровли турнейских отложений;
Структурная карта по кровле тульских терригенных отложений в общих чертах повторяет карту по кровле турнейских карбонатных отложений.
По результатам сейсмических исследований методом 3D в 2017 г. Токаревское месторождение приурочено к Токаревской структуре 1а. В структурных планах ОГ IIП(С1t), IIК(С1tlтер.) поднятие выделяется в виде изометричного купола, осложненного двумя вершинами.
По ОГ IIк(С1tlтер.) купол оконтуривается изогипсой минус 1400 м, вершины купола имеют амплитуды от 17 до 21 м.
По ОГIIп(С1t) структура более дифференцирована, представлена 4 вершинами с амплитудами 14, 16, 22 и 28 м.
НефтеГАЗОносность
Токаревское месторождение расположено в пределах Токаревского лицензионного участка. Лицензия ПЕМ 02644 НЭ от 01.04.2017 г на право пользования недрами с целью разведки и добычи углеводородного сырья на Токаревском участке принадлежит ООО_«УралОйл».
В тектоническом отношении Токаревское месторождение находится в юго-восточной части Бымско-Кунгурской моноклинали. Месторождение открыто в 1977 году поисковой скв. 68.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Токаревском месторождении промышленно нефтегазоносен визейский терригенный комплекс (пласты Бби Мл).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводилась в основном по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК, ННКт) и кавернометрии (ДС) с учетом исследования керна и результатов испытаний. В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки.
Обоснование положения флюидальных контактов проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин. При обосновании ВНК предпочтение отдавалось скважинам с удлинением до 90,0 м.
Геометризация пластов проведена согласно трехмерному геологическому моделированию в программе IRAP RMS.
Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов на основе карт по отражающим горизонтам IIК и IIП.
Ниже приводится описание продуктивных пластов и
нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по нефтегазоносному комплексу.
Характеристика залежей Токаревского месторождения представлена в таблице 1
Краткие сведения о залежах Токаревского месторождения
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса. В результате проведенной детальной корреляции выделено два продуктивных пласта: Бб и Мл.
Бобриковский горизонт
В отложениях бобриковского горизонта по данным ГИС выделяются проницаемые пласты Бб0 и Бб, разделённые толщиной 1-2 м. Промышленная нефтеносность отложений установлена на Дороховском и Адилевском месторождениях.
Пласт Бб0
Проницаемый пласт Бб0 - водонасыщенный. В большинстве скважин пласт Бб0 замещен плотными породами. Литологически пласт представлен песчаниками средне-мелкозернистыми алевритистыми глинистыми, с обугленными растительными остатками, и алевролитами углисто-глинистыми.
Пласт Бб
Проницаемый пласт Бб прослеживается по всей площади месторождения кроме скв. 601, где замещен плотными породами (Граф.7). Общая толщина пласта колеблется от 12,8 до 25,8 м. Продуктивная часть пласта сложена песчаниками серыми и темно-серыми средне-мелкозернистыми алевритовыми, пористыми, неравномерно глинистыми, с включениями пирита, с углистой крошкой.
Испытания пласта в колонне проводились в 10 скважинах (67, 68, 600, 603, 608, 609_2, 614_2, 616, 617, 620). Во всех скважинах получены промышленные притоки нефти дебитом от 3 т/сут (скв.603) до 24 т/сут (скв.68).
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 (скв.610) до 12,6 (скв.608) (Граф. 10). В пласте выделяется от 1 до 5 проницаемых пропластков толщиной 0,4-11,2 м, которые разделены непроницаемыми породами толщиной 0,3-9,0 м. Коэффициент песчанистости 0,32, расчлененности - 2,48.
Водонефтяной контакт принят, как и ранее, на абсолютной отметке – 1442,0 м по результатам испытания в скв.600, 609_2, 68 с учетом границ проницаемых прослоев по ГИС (Рис.6.1) в скв.609, 612, 614, 68.
Залежь пластовая сводовая литологически экранированная, размеры в границах ВНК 1,6 х 2,7 км, высота 21,8 м, по фазовому состоянию – нефтяная (Табл. 6.1).
В контуре нефтеносности находятся 17 скважин. Водонефтяная зона составляет 78% от всей площади залежи.
По данным макроописаний эффективная часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и средне-мелкозернистыми. Песчаники сложены полуокатанными, плохо окатанными и окатанными кварцевыми зернами, сцементированными, в основном, за счет уплотнения, редкими участками глиной, глинисто-углистым веществом с включениями пирита, доломитом.
Пласт Бб введен в разработку в 1989 году. На 01.01.19 г. накопленная добыча нефти составила 180 тыс.т.
Радаевский горизонт
На близлежащих месторождениях промышленная нефтеносность радаевских отложений установлена на Дороховском месторождении. Разрез отложений представлен чередованием алевролитов, аргиллитов и песчаников.
Пласт Мл
Покрышкой пласта является выдержанная по площади пачка аргиллитов толщиной 1,4-3,2 м. К пласту приурочены две нефтяные залежи: основная и залежь в районе скв. 603 (Граф.11).
Пласт Мл литологически не выдержан по площади, в скв. 66, 67, 69, 601, 616, 618, 620 он замещен плотными глинистыми породами.
Общая толщина пласта колеблется от 5,6 до 15,6 м.
Испытания пласта в колонне проводились в 7 скважинах (602, 603, 608, 611, 612, 614_2, 622). Во всех скважинах получены притоки нефти дебитом от 6,4 т/сут до 12 т/сут.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,5 (скв. 609_2) до 9,4 м (скв.622). В разрезе пласта выделяется 1-3 проницаемых пропластка толщиной 1,0-8,6 м. Коэффициент песчанистости 0,54 д.ед,, расчлененность 1,43 ед.
Размеры залежи 2,6 х 4,9 км, высота – 14,0 м. Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. По фазовому состоянию залежь – нефтяная .
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке – 1450,0 м по данным ГИС и опробованию в скв.608, 612 с учетом насыщения по ГИС скв.609_2 (Рис.6.1).
В контуре нефтеносности находятся 7 скважин. Водонефтяная зона составляет 77 % от всей площади залежи.
Эффективная часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми алевритовыми и алевритистыми слабо известковисто-глинистыми и песчаником разнозернистым (крупно-среднезернистым) алевритистым, слабо сцементированным.
В северо-западной части пласта в районе скв. 603 выделяется залежь с УПУ на абс. отметке минус 1450 м, принятым по подошве нефтенасыщенного прослоя в этой скважине. Интервал опробования 1940-1942 (-1446,2-1448,2) м не освоен по техническим причинам. Размеры залежи 0,3 х 0,5 км, этаж нефтеносности 4,2 м. Тип залежи – пластовая водоплавающая. В скважине выделяется 3 проницаемых пропластка, эффективная нефтенасыщенная толщина 4,4 м.
Пласт Мл введен в разработку с 1991 года. На 01.01.19 г. накопленная добыча нефти составила 181 тыс.т.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Токаревского месторождения Пермского края. Договор № 6596/18П0344/18D0270 от 28.09.2018 г. Поповцева С.В., Ильясов С.Е., Сальникова П.С., и др. 2019
Следующее Месторождение: Тейрукское