Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1966
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 7.5 км²
Троельжанское нефтяное месторождение
Троельжанское нефтяное месторождение расположено в 75 км к юго-востоку от г. Перми и в 21 км к западу от г. Кунгура. В тектоническом отношении месторождение приурочено к центральной части Мазунинской зоны поднятий, осложняющей внутреннюю прибортовую зону Камско-Кинельской системы прогибов, простирающейся в западной части Бымско-Кунгурской моноклинали (рис.1.).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Троельжанское месторождение открыто в 1966 г. по результатам испытания скважины 4, в которой в интервалах 1602.0-1612.0 (-1397.0 -1407.0) м (пласт Тл2) и 1626.0-1633.0 (-1421.0 -1428.0) м (пласт Бб) были получены притоки нефти. В опытно-промышленную эксплуатацию введено в 1966 г.
Северо-восточнее площади проходит линия железной дороги «Пермь-Екатеринбург». Города Кунгур и Пермь связаны Сибирским трактом. В районе густая сеть проселочных и грунтовых дорог, пригодных для передвижения автотранспорта лишь в летнее сухое время года.
Населенных пунктов в районе месторождения нет, расположены они по долинам рек. Наиболее крупные из них: Троельга, Юдино, Синицыно, Шавляш, Низино.
Ближайшими нефтяными месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются Лазуковское (Протокол ГКЗ Роснедра №80-пд от 15.09.2006), Ергачинское (Протокол ФАН Роснедра №03-18/992-пр от 08.12.2017) и Кыласовское (Протокол ГКЗ Роснедра №964-дсп от 17.11.2004) месторождения.
В орографическом отношении район работ расположен на водоразделе рек Бабки и Ирени. Питание рек осуществляется за счет родников, выбивающихся из песчаных отложений четвертичного и верхнепермского возрастов.
Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, полого наклоненную на восток. Абсолютные отметки рельефа составляют 200-300 м. Значительным развитием на площади месторождения пользуются карстовые формы рельефа.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Литолого-стратиграфический разрез Троельжанской площади и сопредельных территорий изучен от вендских до четвертичных отложений. Максимальная вскрытая глубина составила 2385 м в скважине 16.
Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы», 1988 г. с учетом внесенных поправок в 1990 г. (каменноугольная система) и 2005 г. (пермская система). Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований и сопоставления разрезов скважин Троельжанского месторождения.
Протерозойская акротема – PR
Верхнепротерозойская эонотема – PR2
Вендский комплекс – V
Вендский комплекс представлен верхней частью кудымкарской свиты. Литологически кудымкарская свита представлена алевролитами и аргиллитами зеленовато-серыми, сланцеватыми, плотными. Вскрытая толщина отложений – 46 м (скважина 16).
Между вендским комплексом и девонскими отложениями наблюдается перерыв в осадконакоплении, так как из разреза выпадают породы от кембрия до живетского яруса девона.
Фанерозойская эонотема – FZ
Палеозойская эратема – PZ
Представлена тремя системами: девонской, каменноугольной и пермской.
Девонская система – D
Представлена средним (D2) и верхним (D3) отделами, породы которых на отложениях вендского комплекса залегают со значительным стратиграфическим несогласием.
Средний отдел – D2
Представлен живетским ярусом.
Живетский ярус – D2g
Представлен в верхней части алевролитами с маломощными прослоями песчаников коричневато-серой окраски, в нижней части – аргиллитами и алевролитами темно-серыми, слабо глинистыми. Толщина отложений – 10 м.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
Представлен нижним, средним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус – D3f1
Представлен пашийским и тиманским горизонтами.
Пашийский горизонт – D3ps
Представлен песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-серые, кварцевые. Алевролиты темно-серые, неравномерно глинистые.Толщина отложений – 6.5 м.
Тиманский горизонт – D3tm
Представлен аргиллитами и алевролитами с доломитами и известняками в верхней его части.Алевролиты темно-серые и зеленовато-серые, глинистые. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, участками слабоалевритистые, плотные.Толщина отложений – 22.5 м.
Средний подъярус – D3f2
Включает саргаевский и доманиковый горизонты.
Саргаевский горизонт – D3sr
Сложен известняками коричневато-серыми и темно-серыми, мелкозернистыми, неравномерно глинистыми.Мощность – 12.0 м.
Доманиковый горизонт – D3dm
Представлен известняками серыми и темно-коричневыми, почти черными, битуминозными мощностью 15 м.
Верхний подъярус – D3f3
Представлен мендымским горизонтом.
Мендымский горизонт – D3mn
Отложения мендымский горизонта представлены доломитизированными известняками и битуминозными доломитами серыми с коричневатым оттенком, мелкокристаллическими. Мощность – 90-93 м.
Фаменский ярус – D3fm
Сложен толщей известковистых доломитов и известняков местами кавернозных мощностью до 623 м.
Каменноугольная система – C
Каменноугольные отложения вскрыты всеми скважинами и включают нижний, средний и верхний отделы.
Нижний отдел – C1
Включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус – C1t
Сложен толщей серых и светло-серых известняков с фауной фораминифер. Границы между отдельными горизонтами турнейского яруса четко не выявлены. Вскрытая мощность составляет до 114 м.
Между турнейскими и визейскими отложениями наблюдается перерыв в осадконакоплении.
В турнейских отложениях выделяется залежь нефти.
Визейский ярус – C1v
Породы визейского яруса представлены нижним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус – С1v1
Представлен кожимским надгоризонтом.
Кожимский надгоризонт – C1kzh
Включает радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт – C1rd
Представлен алевролитами с прослоями аргиллитов и редко песчаников.Алевролиты темно-серые, слюдистые, неравномерно глинистые, с обуглившимися растительными остатками. Алевролиты и песчаники нефтенасыщены (пласт Мл).Аргиллиты почти черные, переходящие в углисто-глинистые сланцы.
Мощность – от 7.0 до 20.0 м.
Бобриковский горизонт – C1bb
Сложен темно-серыми, почти черными алевролитами, крупно- и мелкозернистыми, плотными, слюдистыми, с прослоями песчаников и аргиллитов.Алевролиты и песчаники нефтенасыщены (пласты Бб1, Бб2). Аргиллиты темно-серые, почти черные тонкослоистые. Мощность отложений от 31.4 до 50.2 м.
Верхний подъярус – С1v1
Представлен окским надгоризонтом.
Окский надгоризонт – C1ok
Включает нижнюю терригенную и верхнюю карбонатную пачки тульского горизонта.
Тульский горизонт – C1tl
По литологическим особенностям
расчленяется на 2 пачки: терригенную
(пласт Тл2) и верхнюю карбонатно-терригенную (пласт Тл1).
Терригенная пачка представлена переслаиванием алевролитов с аргиллитами и с подчиненными прослоями песчаников. Алевролиты и песчаники от светло- до темно-серых, кварцевые, углисто-глинистые. Аргиллиты темно-серые в различной степени углистые.
Карбонатная пачка сложена известняками и доломитами. Известняки серые и темно-серые, глинистые, иногда доломитизированные, плотные, крепкие. Доломиты светло- и темно-серые, участками известковистые, часто песчаниковидные.
Мощность – от 26 до 42 м.
В тульском горизонте выделяется нефтяная залежь (пласт Тл2).
Окский надгоризонт – C1ok
Расчленить данные отложения на более дробные стратиграфические горизонты и провести четкую границу между ними не представляется возможным, вследствие отсутствия керна по ним.
Породы представлены известняками и доломитами светло-серыми и серыми, микро- и тонкозернистыми, плотными, крепкими, местами ангидритизированными и окремнелыми, с включениями гипса.
Верхняя граница проводится условно по сопоставлению с соседними площадями.
Мощность – от 21 до 248 м.
Серпуховский ярус – С1s
Представлен известняками и доломитами светло-серыми и серыми, микро- и тонкозернистыми, плотными.
Мощность отложений от 9 до 67 м.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
Сложен светло-серыми и серыми известняками со слабым коричневатым оттенком, плотными, крепкими, с прослоями известковых конгломератобрекчий, отражающих перерывы в осадконакоплении (между верейским горизонтом и башкирским ярусом) с фауной. Мощность – от 61 до 69 м.
Литологически кровля яруса хорошо отбивается палеонтологически и по смене светло-окрашенных более чистых известняков на аргиллиты, залегающие в основании верейского горизонта.
В кровле башкирского яруса известняки нефтенасыщены.
Московский ярус – C2m
Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус – С2m1
Включает верейский и каширский горизонты.
Верейский горизонт – C2vr
Повсеместно представлен чередованием известняков и аргиллитов с единичными маломощными прослоями доломитов, приуроченными к верхней части горизонта. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые и алевритистые, крепкие, редко пористые. Мощность – от 58 до 63 м.
Верхняя граница горизонта проводится по подошве проницаемого каширского пласта.
Каширский горизонт – C2ks
Представлен известняками светло-серыми, доломитизированными, плотными, участками пористыми, с редкими прослоями доломитов серых, микрозернистых, с включениями ангидрита.
Литологически граница между верейским и каширским горизонтами проводится по смене темно-серой глинисто-карбонатной верейской толщи на светло-серую карбонатную каширскую.Мощность – от 53 до 60 м.
Верхний подъярус – С2m2
Включает подольский и мячковский горизонты.
Подольский горизонт – C2pd
Литологически представлен известняками с подчиненными прослоями доломитов, с включениями гипса, ангидрита и кремня.Известняки светло-серые и серые, неравномерно доломитизированные.Толщина отложений от 77 до 88 м.
Мячковский горизонт – C2mc
Сложен известняками и доломитами серыми и светло-серыми, со слабым коричневатым оттенком и с фауной.Мощность – от 52 до 54 м.
Верхний отдел – С3
Представлен доломитами и доломитизированными известняками. Доломиты светло-серые, мелкозернистые, слабо известковистые, переслаивающиеся со светло-серыми, участками окремнелыми известняками. Толщина отложений от 179 до 210 м.
Пермская система – P
Отложения пермской системы вскрыты структурно-поисковыми скважинами и представлены отложениями нижнего отдела в составе ассельско- сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.
Нижний отдел –P1
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Представлен известняками светло-серыми с прослоями доломитов, с включениями гипса и ангидрита. Мощность отложений составляет от 368 до 426 м.
Артинский ярус – P1ar
Породы горизонта представлены известняками светло-серыми, доломитизированными, местами окремнелыми с редкими подчиненными прослоями доломитов. В известняках встречаются пятна тяжелой окисленной нефти.
Вскрытая мощность от 2 до 75 м.
Кунгурский ярус – P1k
Кунгурский ярус включает филипповский и иренский горизонты.
Филипповский горизонт – P1fl
Сложен доломитами серыми и светло-серыми, тонкопористыми, известковистыми и слабо ангидритизированными, с прослоями гипса.Литологически граница между филипповским и иренским горизонтами проводится по пачке ангидритов иренского возраста.Мощность – от 40 до 70 м.
Иренский горизонт –P1ir
Верхняя часть горизонта размыта. Горизонт сложен ангидритами голубовато-серыми, плотными, кристаллическими, с редкими подчиненными прослоями доломитов и известняков. Отложения часто выходят на поверхность. Мощность отложений составляет от 82 до 163 м.
Уфимский ярус –P1u
Уфимский ярус включает соликамский и шешминский горизонты.
Соликамский горизонт – Р1sl
Представлен карбонатными и песчано-глинистыми породами серыми и светло-серыми с прослоями гипса и ангидрита.Верхняя часть горизонта размыта.Мощность отложений составляет 22-59 м.
Шешминский горизонт –P1ss
Отложения выходят на поверхность и представлены красноцветными песчано-глинистыми породами с редкими прослоями известняков и мергелей с растительными остатками и фауной пелиципод.Максимальная вскрытая мощность – 215 м.
На размытую поверхность нижележащих горизонтов ложатся четвертичные отложения.
Кайнозойская эратема –KZ
Четвертичная система – Q
Представлены глинами, суглинками и песками красновато-серого цвета с галькой уральских пород, сцементированной суглинками. Вскрытая мощность отложений от 5 до 45 м.
Тектоническое строение
В тектоническом отношении Троельжанское месторождение приурочено к Мазунинской зоне поднятий, располагающейся в западной части Бымско-Кунгурской моноклинали. Троельжанское поднятие, как и ближайшие локальные поднятия, к которым приурочены месторождения Мазунинской зоны поднятий (Лазуковское, Кукуштанское и Обливское) расположено в пределах границ внутренней прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов (Рис. 2.). По генезису поднятия являются структурами облекания верхнедевонско-турнейских рифов, развитых во внутренней прибортовой зоне Камско-Кинельской системы прогибов.
Рис.2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Троельжанское поднятие представляет собой купол правильной округлой формы.
По девонским отложениям поднятие не изучено. По данным сейсморазведки выделяется приподнятый участок куполовидной формы со сводом в районе скважины 4. Амплитуда поднятия – 20 м.
Более детально Троельжанское поднятие изучено по каменноугольным и пермским отложениям.
В частности, по кровле тульского
горизонта в пределах замкнутой изогипсы
-1500 м размеры поднятия составляет 3.6×3.5 км (Табл. 2.1).
Наивысшая абсолютная отметка поднятия
приурочена к скважине 4 и равна
-1398.8 м, амплитуда поднятия составляет 101.2 м.
Углы падения примерно одинаковы за исключением северного крыла и равны 2°50’.
Северное крыло более крутое с углами падения до 5°40'.
По кровле башкирского яруса купол
сохраняет свои геометрические очертания. Наиболее высокое положение на
структуре занимает скважина 4 с абсолютной отметкой
-1096 м.
Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы -1170 м составляют 4.4×4.1 км, амплитуда 74 м. Углы падения крыльев: южного и западного 1°40', восточного и северного – 2°36'.
По кровле артинского яруса поднятие выражается в виде на структурной террасы и представлено в виде купола с размерами по замкнутой изогипсе -50 м, 3.5×2.2 км и амплитудой в 18 м.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Троельжанском месторождении промышленно нефтеносными являются 3 комплекса: верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш), визейский терригенный (пласты Тл2, Бб1, Бб2 и Мл) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т) комплексы.
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).
С целью корректного построения геологической модели и учета запасов УВС в настоящем отчете уточнена корреляция в отложениях башкирского яруса и индексация пластов в объеме бобриковских отложений (пласты Бб0 и Бб переименованы в Бб1 и Бб2, соответственно) согласно близлежащим месторождениям.
Нижнепермский карбонатный НГК
На Троельжанском месторождении из отложений комплекса керн не отбирался, опробование не проводилось.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Каширско-гжельский карбонатный НГК
На территории месторождения из отложений каширского горизонта керн отобран в скважинах 4 и 15, опробование не проводилось.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Верейский карбонатный НГК
На территории месторождения из отложений верейского горизонта керн отобран в скважине 4 и 15. На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса установлена на Кыласовском и Кокуйском месторождениях.
Верхневизейско-башкирский карбонатный НГК
Пласт C2b (Бш)
Пласт Бш в пределах исследуемой площади прослеживается повсеместно. Общая толщина пласта изменяется от 45.1 до 65.5 м. В разрезе пласта выделяется от 3 до 19 проницаемых прослоев толщиной 0.3-4.4 м.
Нефтеносность залежи установлена по результатам испытаний и опробований. Нефтенасыщение коллекторов подтверждают результаты интерпретации материалов ГИС и исследования кернового материала.
Продуктивные пласты-коллекторы башкирского яруса сложены, преимущественно, известняками светло-серыми, серыми, фораминиферовыми, сгустково-фораминиферовыми, тонкопористыми.
При опробовании в скважинах 258, 263, 264, 265, 269, 270, 276, 278, 284, 287, 293, 297, 341, 343, 344, 345 и 348 был получен промышленный приток нефти.
В ОПЗ 2016 г.
водонефтяной контакт залежи пласта Бш был принят по данным ГИС в скважине 15 на
абсолютной отметке -1175.0 м. При испытании интервала
1360.0-1377.0 (-1154.1 -1171.1) м за 30 минут получено 96 л. нефти (расчетный
Qн=4.5
м3/сут). В данном подсчете предлагается уточнить отметку УПУ и
принять ее на абсолютной отметке -1169.3 м по подошве нефтенасыщенного
пропластка с учетом интервала опробования (Табл. 5.3, Граф. 32).
Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи в пределах принятого УПУ 3.2×2.1 км, высота 86.6 м (Табл. 5.4). Эффективная толщина пласта изменяется от 5.2 до 19.9 м, нефтенасыщенная – от 0.6 до 19.9 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 10.9 м. Доля коллектора в пласте составляет 22%, коэффициент расчлененности – 10.6.
Визейский терригенный НГК
Пласт C1tl (Тл2)
Пласт не выдержан по толщине – общая толщина пласта изменяется от 7.5 до 28.8 м, в скважинах 215 и 284 замещен плотными породами. В разрезе пласта выделяется от 1 до 9 проницаемых прослоев толщиной 0.4-11.2 м.
Залежь, приуроченная к пласту Тл2, связана с куполовидной складкой основного поднятия и вскрыта 98 скважинами. Нефтеносность залежи установлена по результатам ГИС, исследований керна, испытаний и опробований скважин.
Нефтенасыщенные коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми, алевритовыми, алевритистыми, глинистыми и алевролитами крупнозернистыми, с углистыми прослойками. Сверху продуктивный пласт Тл2 перекрыт карбонатно-терригенной пачкой толщиной около 12 м, представленной в основном плотными известняками и аргиллитами, которые являются надежным литологическим экраном.
В ПЗ 2005 г. ВНК залежи был утвержден единым для пластов Тл2, Бб0, Бб и Мл на абсолютной отметке -1506 м по результатам интерпретации кривых ГИС и положения подошвы нефтенасыщенных коллекторов, определенных в скважинах 15, 201, 253 и 274.
В скважине 201 из интервала перфорации тульских отложений (пласт Тл2) 1740.0-1743.0 (-1489.0 -1492.0) м и 1751.0-1755.0 (-1499.9 -1503.8) м получена нефть дебитом 5.3 т/сут, а по материалам ГИС кровля водонасыщенного пропластка установлена на отметке -1507 м.
В скважине 18 в интервале бобриковских отложений (пласт Бб2) установлен по ГИС контакт нефть-вода на абсолютной отметке -1507 м, а при опробовании интервала 1695.0-1702.0 (-1491.0 -1498.0) м получен приток нефти дебитом Qн=90.2 т/сут.
В данном подсчете ВНК по залежи предлагается оставить единым для пластов Тл, Бб1, Бб2 и Мл и принять на абсолютной отметке -1507 м (Табл. 5.3, Граф. 33).
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры в границах принятого ВНК составили 3.2×2.6 км, высота 131.4 м (Табл. 5.4). Колебания эффективной и эффективной нефтенасыщенной толщин – от 1.2 до 14.5 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 6.3 м. Коэффициент песчанистости – 0.31, коэффициент расчлененности – 3.6.
Пласт C1bb (Бб1)
Продуктивный пласт Бб1 имеет ограниченное развитие и представлен в виде двух изолированных линз, вскрытых 28 скважинами (залежь в районе скважин 18 и 23 и залежь в районе скважин 212 и 264). Пласт не выдержан по толщине – общая толщина пласта изменяется от 1.4 до 6.6 м, в 73 скважинах замещен плотными породами (71.5%). В разрезе пласта выделяется от 1 до 2 проницаемых прослоев толщиной 0.4-2.2 м.
Нефтеносность залежей установлена по результатам ГИС, исследований керна и опробований скважин.
Залежь в районе скважин 18 и 23связана с юго-западной частью поднятия и вскрыта 21 скважинами. Она приурочена к линзовидной ловушке и со всех сторон ограничивается линией глинизации коллекторов.
ВНК предлагается оставить единым для пластов Тл, Бб1, Бб2 и Мл и принять на абсолютной отметке -1507 м по данным интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробований (Табл. 5.3, Граф. 33).
Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная, размеры в границах принятого ВНК составили 1.5×0.6 км, высота 105.0 м (Табл. 5.4). Колебания эффективной и эффективной нефтенасыщенной толщин – от 0.6 до 2.2 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 1.3 м. Коэффициент песчанистости – 0.36, коэффициент расчлененности – 1.0.
Залежь в районе скважин 212 и 264 связана с северо-восточной частью поднятия и вскрыта 8 скважинами. Залежь приурочена к линзовидной ловушке, ограниченной со всех сторон линией глинизации.
ВНК предлагается принять единым с залежами пластов Тл2, Бб1, Бб2 и Мл на абсолютной отметке -1507 м по данным интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробований (Табл. 5.3, Граф. 33).
Залежь пластовая сводовая, литологически ограниченная, размеры в границах принятого ВНК составили 1.1×0.4 км, высота 76.5 м (Табл. 5.4). Колебания эффективной и эффективной нефтенасыщенной толщин – от 0.7 до 1.7 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 1.2 м. Коэффициент песчанистости – 0.32, коэффициент расчлененности – 1.1.
Пласт C1bb (Бб2)
Пласт Бб2 в пределах исследуемой площади прослеживается повсеместно. По разрезу его монолитность нарушается тонкими плотными или глинистыми прослоями.
Пласт не выдержан по толщине – общая толщина пласта изменяется от 6.8 до 36.5 м. В разрезе пласта выделяется от 1 до 8 проницаемых прослоев толщиной 0.5-24.0 м.
Залежь, приуроченная к пласту Бб2, связана с куполовидной складкой основного поднятия и вскрыта 92 скважинами. Нефтеносность залежи установлена по результатам ГИС, исследований керна и опробований скважин.
Породы-коллекторы – песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые, алевритовые, алевритистые, слабо глинистые. Породами покрышками служат аргиллиты, залегающие выше продуктивного пласта толщиной 4-12 м.
ВНК предлагается оставить единым для пластов Тл, Бб1, Бб2 и Мл и принять на абсолютной отметке -1507 м по данным интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробований (Табл. 5.3, Граф. 33).
Залежь пластовая сводовая, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 3.0×1.9 км, высота 108.5 м (Табл. 5.4). Колебания эффективной толщины значительные – от 5.3 до 29.4 м, нефтенасыщенной – от 5.2 до 26.8 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 14.1 м Коэффициент песчанистости – 0.79, коэффициент расчлененности – 3.0.
Пласт C1rd (Мл)
Пласт Мл развит неравномерно. Зона замещения плотными породами значительных размеров наблюдается на юго-востоке структуры (район скважин 215, 218, 223), а также в районах скважин 212, 205, 266, 331. Общая толщина пласта изменяется от 2.9 до 37.6 м. В разрезе пласта выделяется от 1 до 4 проницаемых прослоев толщиной 0.4-6.8 м.
Сверху пласт Мл перекрыт плотной пачкой аргиллитов толщиной 6-12 м.
Залежь, приуроченная к пласту Мл, связана с куполовидной складкой основного поднятия и вскрыта 64 скважинами. Нефтеносность залежи установлена по результатам ГИС, исследований керна и опробований скважин.
ВНК предлагается оставить единым для пластов Тл, Бб1, Бб2 и Мл и принять на абсолютной отметке -1507 м по данным интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробований (Табл. 5.3, Граф. 33).
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 2.4×1.2 км, высота 80.8 м (Табл. 5.4). Колебания эффективной толщины – от 0.7 до 6.2 м, нефтенасыщенной – от 0.6 до 6.2 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2.6 м. Коэффициент песчанистости – 0.30, коэффициент расчлененности – 1.6.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК
Пласт C1t (Т)
В разрезе пласта выделяется от 8 до 25 проницаемых прослоев толщиной 0.6-9.4 м.
Породы-коллекторы представлены известняками и доломитами. Известняки детритово-водорослевые и сгусковато-комковатые. Породы крепкие часто перекристаллизованные с неравномерно пористо-кавернозным пространством. Иногда встречается детритовый доломитизированный неравномерно кавернозный известняк, переходящий в доломит с остаточной органогенной структурой, с включением сульфатов. Наблюдаются также вертикальные трещины, заполненные кальцитом. Доломиты мелко-среднезернистые, крепкие. Чаще всего это неравномерно кавернозно-пористые доломиты, встречаются также сульфатизированный доломиты с вертикальными трещинами. Сверху продуктивная часть пласта перекрыта радаевскими глинами толщиной 1-2 м и плотными известняками толщиной около 5 м.
Залежь приурочена к куполовидной складке основного поднятия и вскрыта 57 скважинами. Нефтеносность залежи установлена по результатам испытаний и опробований с учетом результатов интерпретации материалов ГИС и исследования кернового материала.
В ПЗ 2005 г. ВНК залежи был утвержден на абсолютной отметке -1501 м по результатам интерпретации кривых ГИС и положения подошвы нефтенасыщенных коллекторов, определенных в скважинах 23, 208, 216, 218, 263, 272 и 343.
В данном подсчете ВНК по
залежи предлагается принять на абсолютной отметке
-1502 м по результатам опробования в скважине 291, где из интервала перфорации
1723.0-1727.0 (-1489.0 -1493.0) м и 1732.0-1735.0 (-1498.0 -1501.0) м получено
Qн=3.3 т/сут и Qв=0.2 м3/сут
(4.3% воды), с учетом подошвы нефтенасыщенного прослоя (Табл. 5.3, Граф. 33).
Тип залежи – массивная. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 2.2×1.1 км, высота 61.3 м (Табл. 5.4). Эффективная толщина пласта изменяется от 18.5 до 62.0 м, нефтенасыщенная – от 1.0 до 30.1 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 14.7 м. Доля коллектора в пласте составляет 38%, коэффициент расчлененности – 17.0.
Девонский терригенный НГК
Девонские терригенные отложения на Троельжанском месторождении вскрыты скважиной 16, где из интервалов 2286.0-2290.0 и 2292.5-2293.2 м отобран известняк нефтенасыщенный. Испытания и опробования не проводились.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Источник: Пересчет запасов углеводороного сырья Троельжанского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 6595/18П0347/18D0272 от 28.09.2018 г. Югова Н.В., Плотников А.В., Тимофеев В.Д. 2019
Следующее Месторождение: Имчин