Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки:
Год открытия: 2015
Источник информации: ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 0.75 км²
Травнинское месторождение
Травнинское месторождение в административном отношении расположено в Очерском районе Пермского края, в тектоническом – в пределах восточного борта Верхнекамской впадины, на южном окончании Верещагинского вала (рис.1).
Рис 1.Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Травнинское месторождение открыто в 1964 году разведочной скважиной 39, в результате испытания которой установлена промышленная нефтеносность башкирских отложений.
Впервые подсчет запасов углеводородного сырья по Травнинскому месторождению проведен в 1964 году, по результатам бурения скважин 37, 38, 39, 40.
Травнинское месторождение расположено в перспективном районе Пермского края Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Соседними открытыми месторождениями являются: Очерское, Верещагинское.
Связь с областным центром осуществляется через станции Верещагино Свердловской железной дороги, а также автотранспортом по асфальтовому шоссе Пермь- Краснокамск - Очер - Верещагино.
Ближайшие крупные населенные пункты - районные центры г. Верещагино и с. Сива.
Территория Травнинского месторождения покрыта лесом на 40%. В геоморфологическом отношении исследуемая территория представляет собой сильно всхолмленную, изрезанную сетью речных долин, ручьев и оврагов равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +180 м, в поймах рек, до +230 м, на водораздельных участках и вершинах холмов.
Вблизи месторождения проходит газопровод и нефтепровод. Сбор скважинной продукции Травнинского месторождения осуществляется на пункт подготовки и сбора нефти «Травнинский» Травнинского месторождения, где осуществляется сбор, накопление и сепарация нефти от газа. Далее отсепарированная нефть автомобильными цистернами транспортируется на УППН «Беляевка», где происходит стабилизация, обезвоживание, обессоливание и подготовка нефти до товарных кондиций согласно ГОСТ Р 51 858-2002. Подготовка производится непрерывно одним технологическим потоком, с добавлением в поток химического реагента и пресной воды. После проведения подготовки, нефть транспортируется автоцистернами на УППН «Северокамск» и далее транспортируется по нефтепроводу «УППН «Северокамск» – ПНС «НПС «Северокамская», где происходит прием и накопление товарной нефти. Сдача товарной нефти с ПНС «НПС «Северокамская» осуществляется через СИКН №823 в систему магистральных нефтепроводов АО «Транснефть-Прикамье».
В экономическом отношении район, в основном, сельскохозяйственный. Кроме этого, население занято на лесозаготовках. В городах Верещагино и Очер имеются крупные промышленные предприятия.
Рассматриваемая территория находится в восточной части Восточно-Европейской низменности и представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью рек, ручьев и оврагов.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез месторождения изучен по результатам бурения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от четвертичных до рифейских отложений, наибольшая вскрытая глубина 3050 м в скв. 37.
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.
Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований.
Верхний протерозой – PR2
Рифейская система – R
Отложения верхнерифейского комплекса представлены тонким переслаиванием темно- и светло- серого песчаника с серыми и зеленовато- серыми алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина составляет 50 м.
Вендская система – V
Отложения вендского комплекса представлены ритмичным чередованием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Вскрытая толщина составляет 780 м.
Палеозойская группа – PZ
Палеозойские отложения представлены девонской, каменноугольной и пермской системами.
Девонская система- D
Отложения девонской системы залегают с большим стратиграфическим несогласием на размытой поверхности вендского комплекса и представлены в объёме среднего и верхнего отделов.
Средний отдел – D2
Средний отдел присутствует в разрезе в составе эйфельского и живетского яруса.
Эйфельский ярус – D2ef
Отложения в нижней части яруса представлены песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов, в верхней части яруса представлены серыми и темно-серыми известняками. Вскрытая толщина составляет 83 м.
Живетский ярус – D2zv
Отложения яруса представлены аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми с прослоями алевролитов и песчаников, толщина отложений составляет 43 м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
На исследуемой площади франский ярус выделяется в составе трех подъярусов – нижнего, среднего и верхнего.
Нижний подъярус – D3f1
Коми надгоризонт– D3km
Представлен пашийским и тиманским горизонтами.
Пашийский и тиманский горизонты – D3p + D3tm
Отложения представлены аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Кровля терригенной пачки является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ III. Толщина пашийского горизонта составляет 26 м, тиманского 32 м.
Средний подъярус – D3f2
Российский надгоризонт – D3rs
Представлен саргаевским и доманиковым горизонтами.
Саргаевский и доманиковый горизонты – D3sr + D3dm
Отложения представлены известняками плотными, cерыми и темно-серыми. Толщина саргаевского горизонта 27 м, доманикового – 22 м.
Верхний подъярус – D3f3
Верхнефранский подъярус сложен известняками серыми и темно-серыми. Толщина подьяруса составляет 121 м.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса представлены известняками от светло-серых до темно-серых, плотные, с подчиненными прослоями доломитов. Общая толщина яруса составляет 155 м.
Каменноугольная система – C
Каменноугольная система включает нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел карбона подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус – C1t
Турнейские отложения сложены известняками серыми неравномерно слабо глинистыми, иногда доломитизированные. Толщина яруса изменяется от 60 м до80 м. К кровле отложений турнейского яруса приурочен ОГ IIп.
Визейский ярус – C1v
Терригенные породы визейского яруса со стратиграфическим перерывом залегают на известняках турнейского яруса. Визейский ярус выделяется в составе двух подъярусов – нижний и верхний.
Нижний подъярус – С1v1
Кожимский надгоризонт – C1kzh
В обьеме кожимского надгоризонта выделяют радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт – C1rd
Породы горизонта сложены алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Толщина отложений 14-24 м.
Бобриковский горизонт – C1bb
Бобриковские отложения представлены чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина отложений 9 м.
Верхний подъярус – С1v1
Окский надгоризонт – C1ok
Разрез сложен нижней терригенной и верхней карбонатной пачками тульского горизонта.
Тульский горизонт – C1tl
Тульский горизонт по литологическим особенностям подразделяется на две пачки: верхнюю – карбонатную и нижнюю – терригенную. Для терригенной пачки характерно частое литологическое чередование аргиллитов, алевролитов и песчаников. Карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми, серыми, тонкозернистыми. Суммарная толщина тульского горизонта изменяется от 7 м до 11 м. К отложениям тульского горизонта приурочен ОГ IIк.
Серпуховский ярус – C1s
Породы представлены известняками серыми среднезернистыми с прослоями доломитов. Общая толщина составляет 31 м.
Средний отдел – C2
На карбонатные отложения нижнего карбона с большим стратиграфическим несогласием ложится толща среднекаменноугольных карбонатов, которая подразделяется на башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус – C2b
Башкирский ярус сложен известняками светло-серыми с прослоями доломитов. К проницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласт Бш). Общая толщина составляет 41-60 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус – C2m1
Подразделяется на верейский и каширский горизонты.
Верейский горизонт – C2vr
Верейский горизонт представлен чередованием известняков серых, доломитов органогенно-обломочных и аргиллитов темно-серых. К проницаемым разностям пород принадлежит залежь нефти (пласт В3В4). Толщина верейских отложений 49-54 м.
Каширский горизонт – C2ks
Горизонт сложен чередованием известняков серых, доломитов органогенно-обломочных и аргиллитов темно-серых. Общая толщина составляет 43-72 м.
Верхний подъярус – C2m2
Представлен подольским и мячковским горизонтами.
Подольский горизонт – C2pd
Отложения представлены чередованием известняков серых, доломитов органогенно-обломочных и аргиллитов темно-серых. Общая толщина составляет 70-116 м.
Мячковский горизонт – C2mc
Представлен чередованием известняков серых, доломитов органогенно-обломочных и аргиллитов темно-серых. Общая толщина составляет 72-100 м.
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами светло-серыми, известковистыми переслаивающимися с известняками. Общая толщина составляет 89 м.
Пермская система – P
Отложения пермского возраста представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел – Р1
Представлен толщей ассельского, сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.
Ассельский + сакмарский ярусы -P1a + P1s
Нерасчлененная толща ассельского и сакмарского ярусов представлена известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными. Общая толщина составляет 210 м.
Артинский ярус – P1ar
Артинский ярус представлен, в основном известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными. Толщина яруса составляет 44 м.
Кунгурский ярус – P1k
Представлен филипповским и иренским горизонтами общей толщиной 26 м.
Филипповский горизонт-Р1fl
Филипповский горизонт сложен известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными.
Иренский горизонт – P1ir
Горизонт сложен известняками и доломитами серыми и светло-серыми, плотными.
Уфимский ярус – P1u
Уфимский ярус представлен красноцветными песчаниками, алевролитами, аргиллитами, известняками, доломитами с глинами. Толщина горизонта составляет 226 м.
Средний отдел – Р2
Представлен казанским и уржумским ярусами. Общая толщина среднего и верхнего отделов составляет 430 м.
Казанский +уржумский ярусы – P2kz+ P2ur
Отложения представлены глинами, алевролитами, песчаниками с прослоями известняков и мергелей.
Верхний отдел – Р3
Отложения представлены глинами, алевролитами, песчаниками с прослоями известняков и мергелей.
Кайнозойская эратема - KZ
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения распространены повсеместно и покрывают более древние нижележащие породы, залегая на них с большим стратиграфическим несогласием. Представлены суглинками, глинами, песками и галечниками. Толщина отложений изменяется от 5 до 25 м.
Разрез месторождения является типичным для Волго-Уральской провинции и представлен отложениями рифейского, вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых сверху комплексом четвертичных осадков.
Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса (пласт Бш) и верейского горизонта (пласт В3В4).
Тектоническое строение
В современном тектоническом плане Травнинское месторождение расположено в пределах восточного борта Верхнекамской впадины и приурочено к южному окончанию Верещагинского вала (Рис. 2.).
Рис. 2.Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Верещагинский вал имеет субмеридиональное простирание, прослеживается по всем маркирующим поверхностям осадочного чехла. В пределах Верещагинского вала с юга на север выделяются Травнинская, Верещагинская, Неждановская, Сивинская структуры, которые отделены друг от друга неглубокими прогибами.
По поверхности кристаллического фундамента Верещагинский вал находится на территории Верещагино-Куединской погруженной зоны. В региональном плане закартированный по ОГФ структурный нос, соответствующий Верещагинскому валу, является тектоническим элементом II порядка, осложняющим элемент I порядка – Соколовский выступ фундамента. Породы фундамента имеют блоковое строение, разбиты разрывными нарушениями преимущественно северо-западного простирания.
В структурном плане ОГ III Верещагинский вал имеет крутое западное крыло и более пологое восточное. Вал осложнен структурами третьего порядка.
Травнинская структура тектоно-седиментационного генезиса и выделяется по горизонтам IК, IIК, III и V. Структура представляет собой поднятие северо-восточного простирания. По кровле башкирского яруса Травнинское поднятие картируется в виде брахиантиклинальной складки северо-северо-западного простирания. По каменноугольным, девонским и вендским отложениям поднятие сохраняется. Для структурных форм характерно постепенное выполаживание вверх по разрезу.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Основная часть месторождения расположена в пределах лицензионного участка ПЕМ 02630 НЭ, принадлежащего ООО «УралОйл», небольшая часть относится к нераспределенному фонду недр (Департамент по недропользованию по Приволжскому федеральному округу).
Травнинское месторождение открыто в 1964 году, первооткрывательницей является разведочная скважина 39, в результате испытания которой установлена промышленная нефтеносность башкирских отложений.
В пробную эксплуатацию месторождение введено в 1983 году, в промышленную в 1994 году.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Травнинском месторождении промышленно нефтеносны два: верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4) и верхневизейско-башкирский (пласт Бш).
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, ННК-т) и кавернометрии (ДС) с учетом результатов испытаний и исследований керна. В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. В карбонатных отложениях реперами являются уплотненные глинистые известняки (Граф. 2).
Обоснование водонефтяных контактов по залежам проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин (Табл. 1).
Геометризация пластов проведена согласно трехмерному геологическому моделированию в программе IRAP RMS.
Краткие сведения о залежах представлены ниже по тексту и в таблице 1.
Таблица 1
Краткие сведения о залежах Травнинского месторождения
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт В3В4
Промышленная нефтеносность данного комплекса установлена на соседних Очерском, Верещагинском, Сивинском и Неждановском месторождениях.
На Травнинском месторождении к пласту В3В4 приурочена залежь нефти (Граф.4). Литологически пласт представлен известняками, в меньшей степени доломитами, переслаивающимися с аргиллитами, алевролитами и мергелями. Коллекторами являются проницаемые разности известняков, залегающие в нижней части горизонта.
Водонефтяной контакт по залежи принят, как и ранее, на абсолютной отметке -1131 м, по результатам опробований скважин, с учетом подошвы нефтенасыщенных пропластков и кровли водонасыщенного коллектора выделенных по данным ГИС.
При опробовании через колонну в скважине 39 из интервала 1307,0 – 1312,0 м (-1127,7 - 1132,7) получена нефть дебитом – 7 т/сут, вода - 0,08 м3/сут. В скважине 300 при перфорации интервала 1454,0 – 1457,0 м (-1122,1 - 1125,1) получен приток безводной нефти дебитом - 11,0 т/сут. В скважине 301 из интервалов перфорации 1492,4 -1494,4 (-1120,6 - 1124,1) и 1477,0 – 1479,0 м (-1129,7 - 1131,7) получен приток нефти дебитом - 4,2 т/сут и воды - 1,66 м3/сут. В скважине 302 при перфорации интервала 1385,0 – 1388,0 м (-1115,0 - 1118,0) получен приток безводной нефти дебитом - 6,0 т/сут. В скважине 308 из интервалов перфорации 1329,0 -1333,0 (-1119,0 - 1123,0) и 1339,0 – 1342,0 м (-1129,0 - 1132,0) получен приток нефти с водой. Дебит нефти – 15.8 т/сут, дебит воды – 0.14 м3/сут.
По данным ГИС в скважинах 39, 301, 305, 308 подошва нефтенасыщенных прослоев выделяется на абсолютных отметках от -1130,9 м до -1131,1 м, кровля водонасыщенных прослоев на абсолютных отметках от -1130,8 м до -1131,7 м.
Общая толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 12,1 до 14,8 м, составляя в среднем 13,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 5,0 м, средняя по пласту составляет 1,9 м (толщина проницаемых пропластков от 0,4 до 2,9 м). Коэффициент расчлененности равен 2,3; доля коллектора составляет 15%.
Замещение пород-коллекторов плотными породами отмечено в скважинах 37, 50 и 57.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,7 х 4,1 км, высота 13 м.
Основная часть залежи расположена в пределах лицензионного участка ПЕМ 02630 НЭ, меньшая часть относится к нераспределенному фонду недр (Департамент по недропользованию по Приволжскому федеральному округу).
Залежь разрабатывается с 1996 года, накопленная добыча нефти на 1.01.2019 г. составляет 96 тыс.т.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Бш
Пласт Бш представлен известняками, с прослоями аргиллита, мергеля и редкими прослоями доломита. Пласт выдержан по всей площади месторождения. Коллекторами являются проницаемые разности известняков, залегающие в верхней части яруса. К пласту Бш приурочена одна залежь нефти (Граф.5).
Водонефтяной контакт по залежи принят, как и ранее, на абсолютной отметке -1154 м, по результатам опробований скважин, с учетом подошвы нефтенасыщенных пропластков и кровли водонасыщенного коллектора выделенных по данным ГИС.
При опробовании через колонну в скважине 39 из интервала 1327,0 – 1333,0 м (-1147,7 - 1153,7) получен приток безводной нефти дебитом – 15,6 т/сут. В скважине 300 из интервалов перфорации 1481,0 - 1483,0 (-1146,8 - 1148,8), 1484,8 – 1486,8 м (-1150,5 - 1152,3) и 1487,5 – 1489,5 (-1152,9 - 1154,8) получен приток безводной нефти дебитом – 2,5 т/сут. В скважине 301 при перфорации интервала 1492,4 -1494,4 (-1144,4 - 1146,4) и 1496,2 – 1501,0 м (-1148,1 - 1152,7) получен приток безводной нефти дебитом - 1,9 т/сут. В скважине 303 при перфорации интервала 1368,5 -1371,5 (-1143,9 - 1146,9), 1374,0 – 1377,0 м (-1149,4 - 1152,3) и 1378,0 – 1381,0 м (-1153,3 - 1156,3) получен приток безводной нефти дебитом 2,0 т/сут.
Нефтенасыщенность пласта подтверждена и результатами испытаний скважин в открытом стволе. Подошва нижнего нефтенасыщенного пропластка по данным ГИС, в скважине 308, выделена на абсолютной отметке -1153,3 м, кровля верхнего водонасыщенного пропластка в скважине 39 на абсолютной отметке -1153,9 м. При опробовании в колонне скважины 39 из интервала абс. отм. -1147,7-1153,7 м получен безводный приток нефти дебитом 15,6 т/сут.
Эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 0,6 до 3,6 м и в среднем по пласту составляет 2,1 м. Коэффициент расчлененности равен 10.2, доля коллектора – 24%.
Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,7 х 5,9 км, высота 13,3 м.
Основная часть залежи расположена в пределах лицензионного участка ПЕМ 02630 НЭ, незначительная часть относится к нераспределенному фонду недр (Департамент по недропользованию по Приволжскому федеральному округу).
Залежь разрабатывается с 1983 г., накопленная добыча нефти на 1.01.2019 г. составляет 100 тыс.т.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Травнинского месторождения. Договор №6596/18П0344/18D0270 от 28.09.2018. Домрачева Т.И., Плотников А.В., Ильясов С.Е., и др. 2019
Следующее Месторождение: Восточно-Судакское