Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1978
Источник информации: Свод_ПП (6ГР-10)+ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 34.07 км²
Хатымское месторождение
В административном отношении месторождение выявлено на юге Пермского края - на территории Чернушинского района, в 160 км от г. Перми и в 20 км северо-западнее г.Чернушка.
В тектоническом отношении Хатымское месторождение расположено на северном склоне Башкирского свода, в пределах прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов, на Дубовогорской структурной террасе.
В состав Хатымского месторождения входят залежи нефти, приуроченные к Хатымскому и Андроновскому поднятиям. Структуры подготовлены к поисковому бурению сейсмическими исследованиями в 1976г. (СП 25/75-76).
В 1978г. Хатымское поднятие введено в глубокое бурение скважиной 440, была открыта нефть в терригенных отложениях тиманского горизонта (пласт Д0). При опробовании скважины в открытом стволе 17.07.1978г. на глубине 2085.0-2124.0 (-1862.3-1901.3) получен приток сильно газированной нефти, дебит установить не удалось. Позже 27.10.1978г. при испытании скважины в закрытом стволе в интервале 2103.0-2110.0 (-1880.3-1887.3) получен нефонтанный приток нефти дебитом 1.89 т/сут.
Запасы нефти и растворенного газа установлены в терригенных отложениях девона и нижнего карбона и приурочены к пластам - Тл2, Мл, Д0, Д1 и Д2.
Вновь подсчитанные начальные геологические запасы нефти в целом по месторождению по промышленной категории С1 составляют 5077 тыс.т., начальные извлекаемые – 1881 тыс.т., в том числе: в пределах лицензионного участка – начальные геологические – 4289 тыс.т., начальные извлекаемые – 1611 тыс.т.; за пределами лицензионного участка – начальные геологические – 788 тыс.т., начальные извлекаемые – 270 тыс.т.
Начальные запасы нефти по категории С2 составили 2689 тыс.т., начальные извлекаемые – 1051 тыс.т., в том числе: в пределах лицензионного участка – начальные геологические – 1271 тыс.т., начальные извлекаемые – 524 тыс.т.; за пределами лицензионного участка – начальные геологические – 1418 тыс.т., начальные извлекаемые – 527 тыс.т.
По месторождению произошло уменьшение начальных геологических запасов нефти категории С1 на 440 тыс. т. (-8%), извлекаемых – на 120 тыс. т. (- 6 %).
Прирост геологических и извлекаемых запасов нефти категории С2 равен 100 %, поскольку на Хатымском месторождении запасы этой категории были выделены и подсчитаны впервые.
Начальные геологические запасы растворенного в нефти газа по промышленной категории С1 составляют 214 млн.м3, извлекаемые – 80 млн.м3, в том числе: в пределах лицензионного участка – начальные геологические – 184 млн.м3, начальные извлекаемые – 69 млн.м3; за пределами лицензионного участка – начальные геологические – 30 млн.м3, начальные извлекаемые – 11 млн.м3.
Начальные запасы растворенного в нефти газа категории С2 в целом по месторождению равны 112 млн.м3, начальные извлекаемые – 42 млн.м3, в том числе: в пределах лицензионного участка – начальные геологические – 45 млн.м3, начальные извлекаемые – 18 млн.м3; за пределами лицензионного участка – начальные геологические – 67 млн.м3, начальные извлекаемые – 24 млн.м3.
Начальные запасы растворенного газа категории С1 изменились следующим образом: начальные геологические запасы сократились на 13 млн.м3 (- 6 %), начальные извлекаемые – на 5 млн.м3 (- 6%).
Прирост начальных запасов попутного газа категории С2, как и начальных запасов нефти этой же категории, составил 100%.
В административном отношении месторождение расположено на юге Пермского края - на территории Чернушинского района, в 160 км от г. Перми и в 20 км северо-западнее г. Чернушка (рис.1.).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края.
Ближайшие крупные населенные пункты – районные центры Чернушка и Куеда, связаны между собой дорогой с твердым покрытием, а также деревни Дубовая Гора, Бикбарда, Бедряж, Новый Ашап и др., связанные густой сетью проселочных дорог. Некоторые из них имеют гравийное покрытие.
Ближайшими месторождениями, запасы УВС которых утверждены ГКЗ, являются: Батырбайское (13 км северней), Павловское (18,7 км на юго-восток), Чернушинское (12 км юго-восточней), Калмиярское (8,5 км южнее), Красноярско-Куединское (20 км на юго-запад).
Стратиграфия
Стратификация разреза и его описание проведены в соответствии с Унифицированной схемой рифейских и вендских отложений Волго-Уральской области (2000г.), Унифицированной схемой по палеозойским отложениям Русской платформы, утверждённой МСК в 1989 г. (Решен. 1988 г., издат. 1990г.) и Постановлением о модернизации верхнего отдела пермской системы Общей стратиграфической шкалы (Принято на расширенном заседании Бюро МСК 8 апреля 2005г., СПб: МСК ВСЕГЕИ, 2005г.).
Геологический разрез изучен по материалам глубокого, структурного бурения и сейсморазведочных работ, а так же по промыслово-геофизическому материалу с использованием данных по керну.
Осадочный чехол, сложенный отложениями верхнего протерозоя и палеозоя, перекрытый тонким слоем кайнозойских отложений, залегает на эродированной поверхности кристаллического фундамента.
ПРОТЕРОЗОЙСКАЯ АКРОТЕМА– РR
Нижний протерозой – РR1
На изучаемой площади породы кристаллического фундамента скважинами не вскрыты. По общегеологическим представлениям фундамент сложен парагнейсами и гранитогнейсами. Глубина залегания по результатам сейсморазведки достигает порядка 11000 м. Региональное погружение его наблюдается в северо-западном направлении.
Верхний протерозой – PR2
Верхний протерозой представлен отложениями рифейского и вендского комплексов.
Рифейский комплекс – R
Рифейский комплекс представлен, отложениями нижнего отдела. Рифейские породы с угловым стратиграфическим несогласием перекрывают эродированную поверхность фундамента. По результатам геофизических исследований толщина отложений достигает 8000 м.
Нижний отдел – R1
В составе нижнего рифея выделяется две серии: карачевская и кырпинская. Отложения карачевскои серии скважинами не вскрыты.
Кырпинская серия – R1krp
Кырпинская серия представлена породами двух подсерий: прикамской и орьебашской. Опорными разрезами являются скважины Бедряжской площади № 203 и 204.
Скважиной 203 вскрыта максимальная толщина отложений нижнего рифея 2243 м (орьебашская подсерия).
Прикамская подсерия – R1prk
Прикамская подсерия представлена породами сарапульской, петнурской, норкинской и ротковской свит, сложенными песчаниками, алевролитами с прослоями и пачками аргиллитов и доломитов
Сарапульская свита –R1sr
Отложения свиты, судя по данным параметрической скважины 1П (Сарапульская пл.), пробуренной западнее Хатымской площади, представлены переслаиванием алевролитов, песчаников мелкозернистых с подчинёнными прослоями темноцветных аргиллитов, а в верхней половине доломитов тонкозернистых, массивных с частыми кристаллами ангидрита.
По данным сейсморазведки на Хатымской площади толщина отложений достигает 1900 м.
Петнурская свита – R1ptn
Свита представлена неравномернозернистыми полевошпат-кварцевыми и аркозовыми песчаниками с подчиненными алевролитами, содержащими прослои и пачки доломитов кремнисто-доломитовых пород и аргиллитов. Толщина пород петнурской свиты в скв.1П - Сарапульской равна 620 м.
Норкинская свита – R1nrk
Свита представлена песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники красноцветные от полевошпат-кварцевых до аркозовых, от мелко- до крупнозернистых, прослоями с примесью гравия, нередко с доломитовым цементом. Слоистость от горизонтальной до косой. Выделяется ряд песчаных водонасыщенных пластов. Толщина отложений до 970 м.
Ротковская свита – R1rtk
Свита представлена песчаниками от светло-розовых до коричневых и коричневато-красных полевошпат-кварцевых разнозернистых, хорошо окатанных и отсортированных с глинисто-железистом цементом. Слоистость песчаников косая.
Вскрытая толщина отложений ротковской свиты составляет 419 м. (скв. 133 - Азиатско-Пальниковская).
Орьебашская подсерия – R1orb
Подсерия представлена породами минаевской и калтасинской свиты. На площади работ отложения надеждинской, кабаковской свит отсутствуют.
Толщина отложений подсерии на прилегающей территории в сводном разрезе больше 4000 м (с надежнинской свитой).
Минаевская свита – R1m
Свита представлена алевролитами и доломитами. Прослои темно-розовых песчаников редки и маломощны.
Толщина отложений свиты в скв.14 Очерская равна 354 м.
Калтасинская свита – R1kl
В калтасинской свите саузовская и ашитская подсвиты представлены карбонатными породами, а арланская - терригенно-карбонатными или терригенными породами.
Саузовская подсвита –R1szv
Подсвита представлена доломитами с подчиненными прослоями мергелей и аргиллитов. Доломиты серые, тонко- и микрозернистые, прослоями сгустково-комковатыми со стилолитами. Местами имеются прослои доломитов почти черных. В верхней части разреза наблюдаются прослои известняков серых, светло-серых доломитизированных с остатками катаграфий.
По сейсмическим данным толщина отложений саузовской подсвиты на Бедряжской площади изменяется от 2350 м до 3150 м.
Арланская подсвита – R1arl
Отложения представлены переслаивающимися известняками, мергелями и аргиллитами. Известняки серые глинистые, пелитоморфные. Мергели доломитовые зеленовато-серые, серые, иногда темно-серые. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые доломитистые, алевритистые. Суммарное соотношение терригенных и карбонатных прослоев почти одинаково. В породах присутствует алевритовая примесь кварца.
Толщина отложений подсвиты 1036 м
Ашитская подсвита – R1ash
Ашитская подсвита представлена известняками и доломитами, мергелями, аргиллитами. Известняки серые, светло-серые с коричневатым оттенком, доломитизированные, от пелитоморфных до тонкозернистых с тонкой горизонтальной слоистостью. Доломиты пестроокрашенные от пелитоморфных до микро-тонкозернистых, прослоями комковатые и комковато-сгустковые, иногда со стилолитовыми швами, текстура массивная, реже горизонтальная и пологоволнистая.
Толщина отложений 1050 - 1220 м.
Вендская система – V
Вендская система представлена только верхним отделом и характеризуется значительно меньшей, относительно нижележащих отложений, дислоцированностью и ослаблением дизъюнктивных нарушений. Система сложена однотипными терригенными отложениями и отделена от палеозойских значительным временным перерывом, эпохой денудации, также наложившей свой отпечаток на строение ее поверхности.
По форме залегания вендские породы образуют облекающий рифейские толщи покров. Структурная поверхность плавно погружается в северо-восточном направлении.
Отложения верхнего отдела на площади работ встречены повсеместно и вскрыты среднем на 60 м. В целом, для пород венда характерно увеличение толщины с запада на восток.
Верхний отдел – V2
Отложения верхнего венда представлены породами каировской (бородулинской) серией в составе байкибашевской (кыквинской) и старопетровской (верещагинской) свит.
Толщина отложений отдела изменяется в пределах от 180 м до 260 м.
Каировская (бородулинская) серия – V2krv
Байкибашевская (кыквинская) свита - V2bk
Отложения свиты вскрыты скважинами 203 и 204 Бедряжской площади, в которых терригенные породы свиты залегают на карбонатах ашитской подсвиты калтасинской свиты.
Свита сложена аргиллитами, которые расслаиваются алевролитами и песчаниками. В подошве байкибашевской свиты залегает зеленовато-серая конгломерато-брекчия мелкогалечная щебневая с гравием, с заметной слоистостью, полимиктовая. В составе обломков роговики кварцевые крупнозернистые песчанистые со смешанным цементом уплотнения, кварц (зерна частично или полностью регенерированы), аргиллиты гидрослюдистые с примесью мелкого кварцевого алеврита.
Толщина отложений свиты 43– 47 м.
Старопетровская (верещагинская) свита – V2sp
Свита представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Преобладают алевролиты. Цвет пород зеленовато-серый, темно-зеленовато-серый, реже темно-серый с буроватым оттенком. Переслаивание мелкое тонкое и тончайшее. Слоистость неравномерная, реже ритмичная, горизонтальная, иногда линзовидно-волнистая. Изредка на поверхностях наслоения наблюдались знаки ряби. Песчаники полимиктовые (слюдисто-полевошпатово-кварцевые мелкозернистые).
Толщина отложений старопетровской свиты 165 - 180 м.
ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА – РZ
В послевендское время произошла новая крупная перестройка структурного плана северо-востока Русской платформы. Ее общий подъем привел к длительному континентальному периоду развития, который продолжался до среднедевонской эпохи. За время континентального перерыва образовавшиеся отложения венда и, частично, рифея испытали действие эрозионных процессов. На размытой поверхности венда залегают породы палеозойского комплекса.
Девонская система – D
На территории отложения девонской системы с большим стратиграфическим несогласием залегают на породах венского комплекса и представлены отложениями среднего и верхнего отделов. Породы нижнего отдела в разрезе отсутствуют.
Средний отдел - D2
Отдел представлен породами живетского яруса.
Живетский ярус – D2g
Отложения яруса представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками, в верхней части наблюдаются неравномерно глинистые известняки. Аргиллиты и алевролиты зеленовато-серые, плотные, крепкие. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, хорошо отсортированные, прослоями алевролитистые, глинистые.
Минимальная толщина отложений 7,8 м (скв.460), максимальная 24 м (скв. 443). Средняя толщина отложений 14 м.
Верхний отдел – D3
Верхний отдел представлен породами франского и фаменского ярусов. Средняя толщина отложений отдела – 416 м.
Франский ярус – D3f
Ярус представлен породами коми, российского и донского надгоризонтов. Средняя толщина отложений яруса 246 м.
Коми надгоризонт - D3km
Коми надгоризонт представлен отложениями пашийского и тиманского горизонтов. Средняя толщина отложений надгоризонта 21 м.
Пашийский горизонт - D3рs
Горизонт представлен переслаиванием алевролитов, аргиллитов, песчаников. Алевролиты зеленовато-серые, тонкослоистые, плотные, крепкие. Аргиллиты зеленовато-серые, плотные, тонкослоистые. Песчаники мелкозернистые, слюдистые, известковистые.
Минимальная толщина отложений 1 м (скв.455), максимальная 6 м (скв. 468, 460, 459 и 457). Средняя толщина отложений на данной территории 4 м.
Тиманский горизонт – D3tm
Горизонт представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками, в верхней части - неравномерно глинистые известняки. Аргиллиты зеленовато-серые, тонкослоистые, плотные, крепкие. Алевролиты зеленовато-серые, микро-тонкозернистые, плотные, крепкие, глинистые. Песчаники мелкозернистые, слюдистые, известковистые с обуглившимися растительными остатками.
Минимальная толщина отложений 12 м (скв.443), максимальная - 49 м (скв.446), средняя - 19 м.
Российский надгоризонт – D3rs
Российский надгоризонт представлен отложениями саргаевского и доманикового горизонтов. Средняя толщина отложений надгоризонта 25 м.
Саргаевский горизонт – D3sr
Представлен известняками и сланцами. Известняки темно-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, глинистые, органогенные; сланцы известково-битуминозные.
Минимальная толщина отложений 5 м (скв.315, 467), максимальная - 9 м (скв.440). Средняя толщина отложений 7 м.
Доманиковый горизонт – D3dm
Доманиковый горизонт представлен известняками и сланцам. Известняки темно-серые, тонко-зернистые, плотные, крепкие, битуминозные, органогенные. Сланцы известково-битуминозные.
Минимальная толщина отложений 18 м (скв.315, 317), максимальная - 29 м (скв.443). Средняя толщина отложений 21 м.
Донской надгоризонт – D2dn
Представлен отложениями мендымского, воронежского, евлановского, ливенского горизонтов. Средняя толщина отложений надгоризонта 200 м.
Мендымский горизонт – D3mn
Горизонт представлен известняками серыми, крепкими, органогенными.
Минимальная толщина отложений 25 м (скв.444), максимальная - 45 м (скв. 458). Средняя толщина отложений 39 м.
Воронежский, евлановский, ливенский горизонты – D3vr, D3ev, D3lv
Представлены известняками коричневато-серыми, тонко-зернистыми с глинистым материалом по плоскостям наслоения, с фауной мелких брахиопод.
Минимальная толщина отложений 163 м (скв.457), максимальная - 198 м (скв.452). Средняя толщина отложений 180 м.
Фаменский ярус – D3fm
Представлен известняками. Известняки серые, тёмно-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, органогенные. Единичные прослойки аргиллита тёмно-серого, тонкослоистого, плотного.
Минимальная толщина отложений 163 м (скв.452), максимальная - 213 м (скв.315). Средняя толщина отложений 186 м.
Каменноугольная система – С
Каменноугольная система представлена породами всех трех отделов.
Нижний отдел – С1
Отдел представлен породами турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Турнейский ярус – С1t
Турнейский ярус представлен известняками. Известняки светло-серые, серые с коричневатым оттенком, тонкозернистые, плотные, крепкие, неравномерно глинистые, участками окремнелые с тонкими прослоями доломитов, аргиллитов. В нижней части яруса единичные куски доломита коричневато-серого, тонкозернистого, плотного, крепкого.
Минимальная толщина отложений 92 м (скв.442), максимальная - 121 м (скв.455). Средняя толщина отложений 104 м.
Визейский ярус – C1v
Визейский ярус представлен отложениями кожимского и окского надгоризонтов. Средняя толщина отложений яруса 321 м.
Кожимский надгоризонт – С1kz
Кожимский надгоризонт представлен отложениями радаевского и бобриковского горизонтов. Породы косьвинского горизонта в разрезе отсутствуют. Средняя толщина надгоризонта 49 м.
Радаевский горизонт – C1rd
Представлен аргиллитами темно-серого цвета, тонкослоистыми, плотными, включениями пирита. Песчаник светло-серый, мелкозернистый, кварцевый, плотный, крепкий.
Минимальная толщина отложений 6м (скв.317), максимальная - 28 м (скв. 444). Средняя толщина отложений 17 м.
Бобриковский горизонт – С1bb
Бобриковский горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Песчаники серые, коричневато-серые мелкозернистые, алевритистые, с обугленными растительными остатками, с промазками почти чёрного углисто-глинистого вещества. Алевролиты тёмно-серые, разнозернистые, углисто-глинистые, известковистые, с остатками фауны, крепкие. Аргиллиты темно-серые, плитчатые, плотные с включениями пирита.
Минимальная толщина отложений 20 м (скв.444), максимальная - 46 м (скв.317). Средняя толщина отложений 32 м.
Окский надгоризонт – С1оk
Окский надгоризонт представлен породами тульского, алексинского, Михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт – C1tl
Тульский горизонт представлен переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов. В верхней части - известняки глинистые. Песчаники светло-серые со слабым коричневатым оттенком, мелкозернистые, алевритистые, с обугленными растительными остатками, с промазками почти чёрного углисто-глинистого вещества. Аргиллиты тёмно-серые, тонкослоистые, плотные. Алевролиты тёмно-серые, среднезернистые, плотные, крепкие, местами пиритизированные. Известняки тёмно-серые, мелко-зернистые, плотные, крепкие, глинистые.
Средняя толщина терригенной толщи составляет 15м, карбонатной 36 м.
Алексинский, михайловский, веневский горизонты - С1al, C1mh, C1vn
Средняя суммарная толщина отложений горизонтов на исследуемой территории 220 м.
Серпуховский ярус – C1s
Ярус представлен известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки от светло-серых до тёмно-серых, с коричневатым оттенком, тонкозернистые, плотный, крепкий. Доломит светло-серый, скрыто - и тонкозернистый, плотный, крепкий, органогенный. Аргиллит тёмно-серый, тонкослоистый, плотный.
Минимальная толщина отложений 14 м (скв.465), максимальная - 153 м (скв.318). Средняя толщина отложений 37 м.
Средний отдел - С2
На данной территории отдел представлен отложениями башкирского и московского ярусов. Средняя толщина отложений отдела 363 м.
Башкирский ярус – С2b
Башкирский ярус представлен известняками с кусочками гипса и прослойками аргиллита. Известняки светло-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, в верхней части окремнелые, органогенно-обломочные, с включеними глин. Гипс белый, волокнистый. Аргиллит зеленовато-серый, тонкослоистый, плотный.
Минимальная толщина отложений 55 м (скв.318), максимальная - 89 м (скв.441). Средняя толщина отложений 77 м.
Московский ярус – С2m
Московский ярус представлен в объеме отложений верейского, каширского, подольского, мячковского горизонтов. Средняя толщина отложений яруса 286 м.
Верейский горизонт – C2vr
Представлен чередование известняков и аргиллитов с редкими прослоями доломитов и алевролитов. Известняки серые, тонкозернистые, скрытокристаллические, пелитоморфные, глинисто-шламовые, очень плотные и крепкие с включениями голубоватых ангидритов. Аргиллиты тёмно-серые, известковистые.
Минимальная толщина отложений 45 м (скв.441), максимальная - 59 м (скв.450). Средняя толщина отложений 55 м.
Каширский горизонт – С2ks
Каширский горизонт представлен известняками с прослоями аргиллитов. Известняки светло-серые, серые, участками доломитизированные, сульфатизированные, иногда окремнелые.
Минимальная толщина отложений 46 м (скв.443, 450, 454), максимальная - 63 м (скв.444). Средняя толщина отложений 50 м.
Подольский горизонт – С2pd
Подольский горизонт представлен доломитами с прослоями аргиллитов Доломиты серые, тёмно-серые, тонко-зернистые, известковистые, плотные, крепкие.
Минимальная толщина отложений 104 м (скв.318), максимальная - 222 м (скв.444). Средняя толщина отложений 114 м.
Мячковский горизонт – С2mc
Мячковский горизонт представлен известняками и доломитами с прослоями аргиллитов, алевролитов. Известняки от светло-серых до темно-серых, участками доломитизированные, сульфатизированные и окремнелые, тонко-скрытозернистые, пористые и плотные, крепкие. Доломиты серые, темно-серые, тонко-зернистые, плотные, крепкие. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, плотные. Алевролиты темно-серые, плотные.
Минимальная толщина отложений 53 м (скв.315), максимальная - 82 м (скв.444). Средняя толщина отложений 68 м.
Верхний отдел - C3
Представлен доломитами и известняком с включениями гипса. Доломиты серые с коричневатым оттенком, тонкозернистые, плотные, крепкие. Известняки светло-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие. Гипс белый, волокнистый.
Минимальная толщина отложений 83 м (скв.318), максимальная - 133 м (скв.460). Средняя толщина отложений 116 м.
Пермская система – Р
Пермская система представлена отложениями нижнего и среднего отделов, породы верхнего отдела в разрезе отсутствуют.
Нижний (приуральский) отдел – Р1
Представлен отложениями сакмарского, ассельского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов. Средняя толщина отложений 133 м.
Ассельский ярус, сакмарский ярус – Р1а, Р1s
Ассельский и сакмарский ярусы представлены известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые, тонкозернистые, плотные, неравномерно глинистые. Доломиты серые с коричневатым оттенком, тонкозернистые, плотные, крепкие.
Минимальная толщина отложений 190 м (скв.442), максимальная - 277 м (скв.318). Средняя толщина отложений 224 м.
Артинский ярус – Р1аг
Артинский ярус представлен доломитами и ангидритами. Доломиты серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, прослоями окремнелые. Ангидриты голубовато-серые, кристаллические, плотные, крепкие.
Минимальная толщина отложений 82 м (скв.315), максимальная - 107 м (скв.460). Средняя толщина отложений 100 м.
Кунгурскии ярус – Р1к
Ярус представлен отложениями филипповского и иренского горизонтов.
Средняя толщина отложений яруса 115 м.
Филипповский горизонт – P1fl
Отложения филипповского горизонта представлены не повсеместно.
Средняя толщина отложений 55 м.
Иренский горизонт – Р1ir
Отложения горизонта развиты не повсеместно. Средняя толщина отложений 60 м.
Уфимский ярус – Р1u
Представлен неравномерным переслаиванием алевролитов, аргиллитов, песчаников с подчиненными прослоями доломитов. В нижней части разреза часты включения ангидрита.
Средняя толщина отложений 150 м.
Средний (биармийский) отдел - Р2
Средний отдел представлен отложениями казанского яруса. Породы уржумского яруса в разрезе отсутствуют.
Казанский ярус – Р2kz
Представлен песчаниками с линзами конгломератов, алевролитов и глинами с прослоями известняка и мергеля.
Средняя толщина яруса 200 м.
КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА – КZ
Четвертичная система – Q
Отложения системы представлены глинами, песками, суглинками, гравием и галечником.
Средняя толщина отложений 13 м.
Таким образом, данный разрез типичен для осадочного чехла Волго-Уральской провинции.
Тектоника
В тектоническом отношении Хатымское месторождение расположено на северном склоне Башкирского свода, в пределах прибортовой зоны Камско-Кинельской системы прогибов, на Дубовогорской структурной террасе (рис.2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края.
По дорифейскому фундаменту площадь работ находится в приосевой зоне Камской (Осинской) впадины Калтасинского авлакогена. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ залегает на абсолютных отметках от −10,3 км до −11,0 км. За пределами Хатымской площади поверхность кристаллического фундамента погружается в северно-восточном направлении в сторону Тулвинской погруженной зоны. По материалам гравиметрических и сейсмических исследований установлено, что фундамент разбит разломами, в основном, двух направлений: северо-западного и северо-восточного. Блоки фундамента испытали относительно друг друга подвижки различного знака. По данным сейсморазведки величина сдвигов достигает 140 м.
Областями заложения рифейских структур послужили наиболее ослабленные зоны фундамента, где происходило раздробление кристаллического фундамента и образование по разломам авлакогенов и грабенообразных прогибов с последовательным заполнением их осадками большой мощности.
В Камской впадине рифей представлен, в основном, нижним отделом. Рифейские породы с угловым и стратиграфическим несогласием перекрывают эродированную поверхность фундамента. По результатам геофизических исследований строение толщи обусловлено деятельностью тектонических и эрозионных процессов, ее мощность составляет около 8000 м.
Согласно последним исследованиям, структурный план кровли рифейских отложений представляется довольно сложным. Происхождение положительных структур связано не только с тектоническими подвижками блоков фундамента, но и с эрозионными поверхностями отложений рифея.
К кровле рифейского комплекса приурочен ОГV. Его поверхность в пределах площади погружается в северо-западном направлении от абсолютных отметок −2120 до −2220 м. По ОГV выделяется Хатымская (ранее Бедряжская) структура.
Рифейская толща перекрыта терригенными породами вендского комплекса, мощность которых изменяется от 180 до 260 м.
Вендский структурный этаж характеризуется значительно меньшей дислоцированностью, ослаблением дизъюнктивных нарушений. По форме залегания вендские породы образуют покров, облекающий рифейские толщи. Комплекс сложен однотипными терригенными отложениями и отделен от палеозойских отложений значительным временным перерывом, эпохой денудации, также наложившей свой отпечаток на строение его поверхности. Поверхность отложений вендского возраста плавно погружается в северо-восточном направлении.
В послевендское время произошла новая крупная перестройка структурного плана территории. Общий подъем платформы привел к длительному континентальному периоду развития, который продолжался до среднедевонской эпохи. За время континентального перерыва образовавшиеся отложения венда и, частично, рифея испытали действие эрозионных процессов.
На размытой поверхности венда залегают породы палеозойской эратемы. Согласно схеме тектонического районирования, как уже выше отмечалось, по отложениям палеозоя площадь исследований расположена в зоне сочленения Верхнекамской впадины и Башкирского свода, в пределах Дубовогорской террасы.
Структурный план кровли тиманского горизонта, к которому приурочен ОГIII, отражает все основные черты вендского этажа. По поверхности отражающего горизонта картируются Хатымская и Кубинская структуры.
По отложениям позднедевонско-турнейского возраста большая часть площади работ расположена в пределах Шалымской впадины ККСП. В позднефаменский этап развития территории здесь происходило заполнение впадины терригенно-карбонатными породами, нередко с клиноформным залеганием слоев.
В турнейский век компенсация продолжилась клиноформами терригенно-карбонатного и терригенного состава. Поверхность приуроченная к кровле отложений турнейского возраста, регионально погружается в северо-западном направлении и осложнена тектоническими поднятиями, выделенными по нижележащим горизонтам, а также структурами облекания органогенных построек позднедевонского возраста и небольших биогермов турнейского возраста.
Поверхность тульских терригенных отложений, с которой отождествлен отражающий горизонт IIК, залегает согласно нижележащим отложениям и погружается в северо-западном направлении. На его структурном плане выделяются Хатымское, Андроновское и Кубинское локальные поднятия.
Структурный план нижнего карбона в общих чертах сохраняется в вышележащих горизонтах среднего, и частично верхнего карбона. Постепенно сокращается контрастность и степень выраженности структурных элементов вследствие компенсационных, эрозионных и других явлений, приведших к существенному искажению структурных планов в завершающей стадии герцинского цикла тектогенеза.
Поверхность ОГIК в общих чертах повторяет поведение ОГIIК с выполаживанием вверх по разрезу структурных форм. В структурном плане выделяются Хатымская, Андроновская структуры.
Структурный план кровли кунгурского яруса моноклинально погружается в западном направлении.
Далее приводим краткое описание структур:
Хатымская тектоническая структура характеризуется плановым соответствием.
По ОГV структуре соответствует приподнятая зона.
По поверхности ОГIII тектоническое поднятие картируется в виде купола неправильной формы размерами по изогипсе -1870 м 6,2 км ´ 5,1 км с амплитудой 18 м, осложненного 5 куполами (1а, 1б, 1в, 1г, 1д).
Более амплитудным является центральный купол (1а), размеры его составляют 1,3´1,2 км, амплитуда 11 м. Купол тектоно-седиментационного генезиса. По поверхности ОГIIК свод купола закартирован на 2 км севернее скв. 454 и превышает ее гипсометрическое положение на 8 м.
Купол 1е, закартированный юго-восточнее выступа изучен глубоким бурением (скв.468). Его размеры в структурном плане ОГIIК составляют 1,6´0,8 км, амплитуда - 4 м. Свод купола на 1 м превышает гипсометрическое положение скв.468.
Северо-западный (1в) купол тектонического генезиса, северный (1г), центральный (1а) и юго-западный (1д) осложнены позднедевонскими органогенными постройками.
Восточное крыло купола 1б осложнено клиноформным телом, что привело к увеличению его размеров по ОГIIК до 1,8´1,0 км; амплитуда купола составляет 7 м. В его сводовой части пробурена скв.459. Исходя из этого, генезис купола определен как тектоно-седиментационный.
Северо-западный купол (1в) расположен в 0.4 км от центрального и отделен от него неглубоким прогибом. Размеры купола по ОГIII составляют 1,9´0,9 км, амплитуда - 6 м. Купол тектонического генезиса. По нижнекаменноугольным отложениям амплитуда его уменьшается до 4 м. Сводовая часть купола по ОГIIК превышает гипсометрическое положение скв.466 и скв.455, расположенных в 0.2 км северо-западнее и 0.4 км юго-восточнее его, на 11 м и 8 м соответственно и на 1м - скв.454.
Северный купол (1г) закартирован по ОГIII с размерами 1,2´1,2 км, амплитудой - 7 м. В интервале девонских отложений купол осложнен небольшим биогермом. В результате седиментационных процессов, происходивших в турнейско–визейское время купол практически снивелировался и в структурном плане по ОГIIК выделяется малоамплитудной вершиной, не представляющей поискового интереса.
Юго-западный купол (1д) расположен в 0.9 км от центрального. Его размеры по ОГIII составляют 1,0´0,5 км, амплитуда - 2 м. В результате облекания небольшого биогерма в структурном плане ОГIIК размеры купола увеличиваются до 1,4´0,4 км, амплитуда до 7 м.
В структурном плане ОГIIК (дополнительно к ОГIII) картируются купола 1ж, 1з, 1и, 1к Хатымской структуры и два купола Андроновской структуры.
Юго-восточнее центрального купола картируется купол 1ж с условными размерами 0,7´0.5 км и амплитудой - 5 м. В его пределах пробурена скв.457.
Купол 1з несколько вытянут в северо-западном направлении, его размеры составляют 1.2´0,6 км, амплитуда - 4 м. В пределах купола пробурена скв. 446.
Купол 1и, расположен северо-восточнее скв.446, где прогнозируется бароподобное тело и более высокие гипсометрические отметки, чем в скв.446 (выше на 2 м). Размеры купола составили 0,7´0,6 км, амплитуда - 6 м. В фаменское время купол осложнен небольшим биогермом.
Купол 1к с размерами 1,1´0,8 км, амплитудой - 6 м локализуется в районе скв.444. Купол тектоно-седиментационного типа.
Андроновская структура выделена по ОГIIК в южной части площади в виде двух куполов (3а, 3б), в пределах которых выделены позднедевонские органогенные постройки, послужившие основой для образования структур облекания. Северный купол (3а) имеет северо-восточное простирание, размеры его составляют 1,8´1,1 км, амплитуда - 19 м. В его сводовой части пробурена скважина 317.
Район скв.315 локализовался отдельным южным куполом (3б) с размерами 0,5´0,5 км и амплитудой 15 м. Купол изучен глубоким бурением.
Кубинская структура была подготовлена к поисковому бурению работами МОВ в 1971 г. Выведена из бурения с отрицательными результатами в 1982 г. По ОГ IIП имеет два купола: северный размерами 1.2×0.9 км, амплитуда 3 м, и южный – 2.1×0.9 км, амплитуда 3 м. Наблюдается смещение поднятия к западу.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Хатымском месторождении промышленно-нефтеносными являются два: визейский (пласты Тл2, Мл) и девонский (пластыД1, Д0) терригенные. Локальная нефтенасыщенность коллекторов также отмечена по ГИС и в пласте Д2.
Корреляция продуктивных отложений проведена по кровле и подошве проницаемых прослоев или их аналогов на основании промыслово-геофизических материалов с учетом данных исследований керна и результатов испытаний. Выделение пластов проводилось согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения пород.
При построении структурных карт за основу принимались карты по отражающим горизонтам III, IIК, построенные по данным интерпретации результатов сейсморазведочных работ с учетом данных бурения.
При геометризации пластовых резервуаров использовались технологии трехмерного моделирования геологических объектов с использованием компьютерной программы IRAPRMS (компания ROXAR).
Водонефтяные контакты залежей принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний проницаемых прослоев.
Ниже приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по нефтегазоносным комплексам.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
На месторождении в девонском терригенном комплексе залежи нефти и растворенного газа установлены в отложениях живетского (пласт Д2) и франского (пласты Д1, Д0) ярусов.
Живетский ярус
Пласт Д2
Залежь нефти и растворенного газа приурочена к куполовидному поднятию изометричной формы в районе скв.459. В пределах северо-западной и юго-западной частей породы-коллекторы замещены плотными породами.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми. Флюидоупорами служат прослои алевролитов песчанистых. Общая толщина пласта достигает 12,5 м.
Коэффициент песчанистости по залежи составил 0,6; коэффициент расчлененности – 0,3.
В пределах залежи пласт представлен 3 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной от 1,8 м до 2,4 м. Общая эффективная толщина – 6,6 м, нефтенасыщенная - 4,2 м.
Нефтеносность пласта встречена и обоснованна по данным ГИС только в одной скважине - 459. В соседних скважинах пласт представлен либо плотными, либо водонасыщенными (скв.204, 260, 454, 465) породами. Испытание пласта не проводилось.
По данным ГИС в скв.459 самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютных отметках -1887,2 м. Кровля водонасыщенного коллектора на самых высоких отметках -1887,2 м. Водонефтяной контакт принят на отметке -1887,2 м.
По типу залежь пластовая водоплавающая, в юго-западной части литологически экранированная. Размеры нефтенасыщенной части составляют 1,9 х 1,4 км, высота – 8,8 м.
Франский ярус
Пашийский горизонт
Пласт Д1
Залежь приурочена к куполовидному поднятию изометричной формы, осложненной двумя куполами в районе скв.441 и 459, разделяющими структуру на две части - западную и восточную. Нефтеносность связанна с западной. В пределах восточной - коллекторы замещены плотными породами.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми. Флюидоупорами служат прослои алевролитов песчанистых. Общая толщина пласта изменяется от 1,7 (скв.204) до 7,8 (скв.442) м.Максимальные толщины отмечаются в юго-западной части площади.
Коэффициент песчанистости составляет 0,57, расчлененности - 0,17.
В зоне распространения коллектора пласт представлен 1 - 2 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной от 0,8 м (скв.465) до 6,0 м (скв. 442). К востоку происходит сокращение толщин коллектора до полного его замещения. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0м (скв.454) до 3,2 м (скв.441).
Залежь нефти вскрыта в 8 скважинах. В скв.301-1, 301-2, 440, 441, 450, 454, 455, 458, 466 при испытании в колонне получены притоки нефти 0,51 - 32,5 т/сут. В скв.455 при опробовании из интервала -1890,0-1851,9 м получен фильтрат бурового раствора с пленкой нефти. По данным ГИС пласт интерпретируется как нефтяной.
Самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного пласта по данным ГИС на абсолютных отметках -1893,3 м отмечается в скв.301-2 и подтвержден опробованием в данной скважине. Кровля водонасыщенного коллектора на самых высоких отметках -1894,0 м вскрыта в скв.452. Нижняя отметка интервала перфорации, в котором была получена нефть -1894,3 м (скв. 301-2). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1894 м, что на три метра ниже ранее принятого по данным ГИС при оперативном подсчете.
Залежь пластовая сводовая, в восточной части литологически экранированная. Размеры нефтенасыщенной части составляют 7,7 х 3,1 км, высота – 17,2 м.
К району скв.444 приурочена небольшая залежь нефти, расположенная юго-западнее основной залежи.
В пределах залежи пласт представлен 2 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной от 0,8 м до 1,6 м. Нефтенасыщенным по данным ГИС является верхний толщиной 1,6 м.
Нефтеносность пласта обоснованна только по данным ГИС. Испытание пласта в скважине не проводилось. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1889,6 м, по подошве нефтяного прослоя. Размеры залежи в пределах ВНК составляют 0.41 х 0.42 км, высота – 1,6 м.
По типу залежь пластовая водоплавающая. Коэффициент песчанистости - 0,632, расчлененности - 2.
К району скв.203 приурочена также небольшая залежь нефти, расположенная юго-западнее основной залежи. Здесьпласт представлен одним проницаемым прослоем с нефтенасыщенной толщиной 2,2 м.
Нефтеносность пласта обоснованна только по данным ГИС. Испытание пласта в скважине не проводилось. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке -1902,4 м, по подошве нефтяного прослоя. Коэффициент песчанистости - 0,579, расчлененности - 1.
Размеры залежи в границах ВНК составляют 0.48х0.94км, высота – 2,2м. залежь пластовая сводовая.
Тиманский горизонт
Пласт Д0
Выделяемый в предыдущем оперативном подсчете запасов пласт Д0, исходя из комплексного анализа результатов переинтерпретации данных ГИС скважин как Хатымского месторождения, так и прилегающих площадей, в настоящем отчете разделен на два продуктивных пласта Д0 и Д1. Пласты, судя по полученным результатам, разделены между собой глинистой пачкой толщиной от 4 до 12 м. Пачка достаточно четко отбивается во всех скважинах и прослеживается по всей площади месторождения. Это также подтверждается и данными геолого-статистического разреза.
В пласте выявлено две нефтяных залежи: основная, в районе скв.317 и залежь в районе скв.458.
Основная залежь приурочена к куполовидным поднятиям, картируемым в районе скважин 456 и 317.
Породы-коллекторы представлены алевролитами мелкозернистыми. Флюидоупорами служат прослои алевролитов песчанистых и песчаников глинистых. По простиранию слоев проницаемые коллекторы замещаются плотными породами.
Коэффициент песчанистости по залежи составил 0,29; коэффициент расчлененности - 1,75.
В зоне распространения коллектора пласт представлен 1 - 3 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной от 1,0 м (скв.300-1) до 2,8 м (скв.317). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 м (скв.301_1) до 2,8 м (скв.317).
Нефтеносность пласта встречена и обоснованна только по данным ГИС. Испытание пласта в колонне не проводилось.
По данным ГИС самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютных отметках –1897,6 м отмечается в скв.317. Водонасыщенный коллектор в скважинах, расположенных в пределах залежи в тиманских отложениях не вскрыт. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1897,6 м, что на 6,6 м ниже ранее принятого при оперативном подсчете.
По типу залежь пластовая сводовая литологически ограниченная. Размеры нефтенасыщенной части составляют 4,5 х 3,3 км, высота – 17,1 м.
Предполагаемое скопление углеводородов, картируемое в районе скв. 458, приурочено к северному крылу поднятия, расположенного в северной части Хатымской площади. По восстанию слоев проницаемые коллекторы замещаются плотными породами.
Породы-коллекторы представлены алевролитами мелкозернистыми. Флюидоупорами служат прослои алевролитов песчанистых и песчаников глинистых. Общая толщина пласта достигает 9,0 м.
Коэффициент песчанистости по залежи составил 1; коэффициент расчлененности – 0,1.
В пределах залежи пласт представлен одним проницаемым пропластком с эффективной нефтенасыщенной толщиной 0,8 м.
Нефтеносность пласта обоснованна по данным ГИС. Испытание пласта в колонне не проводилось.
По данным ГИС в скв.458 самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютной отметке –1882,1 м.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке –1882,1 м.
По типу залежь пластовая литологически экранированая. Размеры нефтенасыщенной части составляют 1,8х1,1км, высота 22,1м.
Предполагаемое скопление углеводородов в районе скв.441 приурочено к куполовидному поднятию, расположенному северо-западнее основной залежи. Здесь пласт представлен одним проницаемым прослоем с эффективной нефтенасыщенной толщиной 1 м.
Нефтеносность пласта обоснованна только по данным ГИС. Испытание пласта в колонне не проводилось. Размеры нефтенасыщенной части составляют 0,5 х 0,2 км.
Исходя из площади и мощности нефтенасыщенных пропластков, предполагаемая залежь промышленного значения не имеет.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Проницаемые пласты комплекса представлены известняками тур-нейского возраста.
На соседнем, Ракинском месторождении, установлена промышленная залежь нефти, приуроченной к пласту Фр (скв.276, Этышская пл.) в отложениях саргаевского и доманикового возрастов. Пласт Т состоит из пропластков разной толщины от 0.4 до 2 м. Пропластки водо - и нефтенасыщеные по данным ГИС. В скв.446 (Гривинская пл.) при испытании в колонне (интервал 1517-1522 м) получен приток воды дебитом 6.5 м3/сут.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Нефтепроявления различного характера встречены в тульском, бобриковском и радаевском горизонтах. Промышленные залежи нефти и растворенного газа Хатымского месторождении приурочены к тульскому и радаевскому продуктивным пластам.
Радаевский горизонт
Врадаевском горизонте промышленная нефтеносность связана с пластом Мл. При проведении предыдущего оперативного подсчета запасов по данным бурения была установлена и оконтурена залежь в юго-восточной части площади. Залежь приурочена к локальному поднятию, литологически ограниченному с востока зоной замещения коллекторов плотными породами.
В данной работе по результатам переинтерпретации материалов сейсморазведки и ГИС структурный план выделяемой ранее единой структуры претерпел существенные изменения и разделился на два самостоятельных поднятия со сводовыми частями в районе скв.443 и 444. К ним и приурочены две нефтяные залежи радаевского горизонта.
Пласт Мл
Залежь в районе скважины 443. Залежь приурочена к брахиантиклинальной складке, с размерами по замыкающей изогипсе –1330 м 1,7 х 1,0 км
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, глинистыми и алевролитами, флюидоупоры - алевролитами мелкозернистыми, глинистыми. Коллектор пласта по площади локального поднятия распространен повсеместно. Пласт представлен 3 проницаемыми пропластками с общей эффективной толщиной 8,6 м, нефтенасыщенной - 3 м.
Коэффициент песчанистости составил 0,43, коэффициент расчлененности – 3.
ВНК не вскрыт, самое низкое положение нефтенасыщенного коллектора, выделяемого по данным ГИС отмечается на абсолютной отметке -1327,9 м. Самое высокое гипсометрическое положение водонасыщенного коллектора - на абсолютной отметке -1332,1 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке –1327,9 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.
Промышленный характер залежи подтвержден результатами испытания в колонне. Из интервала 1547,5-1551,0 м (абс. отм. -1323,2-1326,7 м) получен приток нефти дебитом 5,9 т/сут.
Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры нефтенасыщенной части составляют - 1,7 х 1,0 км, высота залежи – 7,9 м.
Залежь в районе скважины 444.Залежь приурочена к куполовидному поднятию, с размерами по замыкающей изогипсе – 1320 м 1,0 х 0,8 км.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми, глинистыми и алевролитами, флюидоупоры - алевролитами мелкозернистыми, глинистыми. Коллектор пласта по площади локального поднятия распространен повсеместно. Пласт представлен 3 проницаемыми пропластками с общей эффективной толщиной до 9.7 м, нефтенасыщенной - до 4 м.
Коэффициент песчанистости составил 0,45, коэффициент расчлененности – 3.
Водонефтяной контакт не вскрыт, самое низкое положение нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС отмечается на абсолютной отметке -1322,1м. Самое высокое положение водонасыщенного коллектора на абсолютной отметке -1329,1м.Промышленный характер залежи подтвержден испытанием в колонне.Из интервалов1517,0-1521,0 и 1523,0-1527,0м(абс. отм. -1312,6-1316,6 и 1318,5-1322,5м) получен приток нефти дебитом 12,6т/сут. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус -1322,1м.
Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры нефтенасыщенной части составляют - 0,9 х 0,6 км, высота залежи – 7.3 м.
Бобриковский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в пределах горизонта выделяются два проницаемых пласта: Бб1 и Бб2, разделенных между собой аргиллитами.
Залегающая в кровле пласта Бб пачка аргиллитов выполняет функцию флюидоупора. Однако, в скв.446 происходит слияние отложений пласта Бб1 и отложений пласта Тл2.
Литологически пласты представлены песчаниками мелко- и среднемелкозернистыми с алевритовой примесью, слабо глинистыми и глинистыми, песчаниками мелкозернистыми алевритистыми слабо известковисто-глинистыми и алевролитами песчаными слабо глинистыми.
По данным ГИС пласты интерпретируются как водонасыщенные. Поэтому в данной работе не рассматриваются.
Тульский горизонт
В отложениях тульского горизонта по комплексу промыслово-геофизических исследований и опробованию скважин выделяется продуктивный пласт – Тл2, приуроченный к нижней терригенной части горизонта. В основу структурных построений по тульскому пласту положена карта по ОГIIК, выполненная по данным сейсмических исследований с привлечением результатов глубокого бурения.
Пласт Тл2
Терригенные отложения тульского горизонта по данным керна, опробования и материалам ГИС нефтеносны в пределах Хатымского и Андроновского куполов.
Залежи нефти приурочены к трем небольшим поднятиям на Хатымском куполе, в районе скважин 446, 454, 457 и к поднятию в районе скважины 317 в пределах Андроновского купола.
Хатымский купол
Залежь в районе скважины 446.Залежь приурочена к брахиантиклинальной складке, с размерами по замыкающей изогипсе минус 1275 м - 1,1 х 0,7 км.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми. Породы флюидоупоры - алевролитами мелкозернистыми, глинистыми.
Пласт представлен 2 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной 14,4 м, нефтенасыщенной - 4 м.
Коэффициент песчанистости по пласту составил 0,67; коэффициент расчлененности - 2.
Водонефтяной контакт принят по ГИС и результатам испытания на абсолютной отметке минус –1276 м.
Промышленный характер залежи подтвержден испытанием в колонне скважины 446. Из интервала 1149-1451,5 м (абс. отм. -1271,3 -1273,8 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 46,1 т/сут на 5 мм штуцере.
Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи составляют 1,1 х 0,6 км, высота – 4 м.
Залежь в районе скважины 454. Залежь приурочена к брахиантиклинальной складке, с размерами по замыкающей изогипсе минус 1265 м - 2,0 х 1,0 км.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми. Породы флюидоупоры - алевролитами мелкозернистыми, глинистыми.
Пласт представлен 3 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной 4,4 м, нефтенасыщенной - 2,8 м.
Коэффициент песчанистости по залежи составил 0,3; коэффициент расчлененности - 3.
По данным ГИС в скв.454 самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютных отметках –1266,6 м. Кровля водонасыщенного коллектора на самых высоких отметках –1268,0 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус –1266,6 м. Испытаний пласта в скважине не проводилось.
Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры нефтенасыщенной части составляют 1,9 х 1,2 км, этаж нефтеносности – 6,6 м.
Залежь в районе скважины 457. Залежь приурочена к куполовидному понятию, с размерами по замыкающей изогипсе минус 1265 м - 0,7 х 0,5 км.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми. Породы флюидоупоры - алевролитами мелкозернистыми, глинистыми.
Пласт представлен 4 проницаемыми пропластками с эффективной толщиной - 6,0 м, нефтенасыщенной - 3,4 м.
Коэффициент песчанистости по пласту равен 0,55; коэффициент расчлененности - 4.
По данным ГИС в скв.457 самое низкое положение подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютной отметке –1265,7 м. Кровля водонасыщенного коллектора на самых высоких отметках –1267,1 м. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус –1265,7 м.
Промышленный характер залежи подтвержден испытанием в колонне скважины. Из интервала 1494,5 – 1497,5 м (абс. отм. -1262,6-1265,6 м) получен приток нефти дебитом 6,3 т/сут на 3 мм штуцере.
Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи составляют 0,7 х 0,5 км, высота – 6,4 м.
Андроновский купол
Залежь приурочена к брахиантиклинальной складке, с размерами по замыкающей изогипсе – 1280,0 м 1,6 х 0,6 км.
Породы-коллекторы представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупнозернистыми. Породы флюидоупоры - алевролитами мелкозернистыми, глинистыми.
В пласте выделяется до 3 проницаемых пропластков с эффективной толщиной от 2,8 до 8,6 м, нефтенасыщенной - от 0,8 до 8,6 м.
Коэффициент песчанистости равен 0,38, расчлененности – 2,5.
Залежь охарактеризована двумя скважинами 317 и 318. Водонефтяной контакт ни в одной из скважин не вскрыт. Самое низкое положение нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС отмечается на абсолютных отметках -1275,7 м в скв.317, а самое высокое положение водонасыщенного коллектора - на абсолютной отметке - 1276 м в скв.315. Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке - 1275,7 м.
Промышленный характер залежи подтвержден опробованием в скважине 317. Из интервала 1450 -1454 м (абс. отм. -1267,7-1271,7 м) получен фонтанный приток нефти дебитом 29 т/сут на 3 мм штуцере.
Залежь нефти пластовая сводовая. Размеры залежи составляют 1,6 х 0,6 км, высота – 12,7 м.
Верхневизейско-башкирский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Комплекс представлен известняками серпуховского и башкирского ярусов. В башкирском продуктивном пласте встречены нефтепроявления в виде пленок и выпотов нефти.
Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Комплекс представлен известняками с выпотами нефти (скв.440 и 441), доломитами и аргиллитами с включениями ангидрита. Нефтепроявления отмечены в пластах В4, В3.
Каширско-гжельский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
В отложениях комплекса нефтепроявлений на изучаемой площади не отмечено.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс
В отложениях комплекса нефтепроявлений на изучаемой площади не отмечено.
Источник: Геологическое строение и пересчет запасов углеводородного сырья Хатымского месторождения . Договор № 3830. Имамов Р.Р., Попова Е.Е., Хайдаршина Е.И., и др. 2010
Следующее Месторождение: Казанчинское