Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: В консервации
Год открытия: 1999
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 4.87 км²
Юрманское месторождение
Юрманское месторождение находится в северо-восточной части Веслянской валообразной зоны, осложняющей строение северо-восточного крыла Бымско-Кунгурской моноклинали. Северная часть Веслянского вала чётко выделяется по кровле тульских терригенных отложений и осложнена Северо-Ёлкинским, Южно-Лешаковским и Юрманским локальными поднятиями, которые имеют тектоно-седиментационное происхождение, связаны с облеканием верхнедевонско-турнейских рифовых массивов и отчётливо выделяются на фоне общего погружения толщи средне-, нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений в северо-восточном направлении. К сводовым участкам этих локальных положительных структур приурочены мелкие нефтяные залежи Северо-Юрманского месторождения (пласты Тл2-а и Тл2-б) и мелкие нефтяные и газовые залежи Юрманского месторождения (пласты В3В4, Бш и Тл2-б).
Юрманская нефтеносная структура выявлена и подготовлена сейсморазведочными работами и структурно-поисковым бурением в 1981-1982 гг. По поверхности трёх основных отражающих горизонтов (ОГ-I – кровля карбонатных пород башкирского яруса С2b, ОГ-II –кровля терригенной пачки тульского горизонта С1tlт, ОГ-IIП – кровля карбонатных пород турнейского яруса С1t) эта структура имеет форму брахиантиклинали северо-восточного простирания, размеры (сверху вниз по разрезу) от 3.7×1.6 до 4.0×1.4 км и амплитуду от 60 до 75 м. Отмечается плановое соответствие структурных построений по всем опорным горизонтам и выполаживание структуры вверх по разрезу. По реперу ГКв (сакмарский ярус P1s) Юрманская структура не прослеживается, по реперу III (тиманский горизонт нижнефранского подъяруса) Юрманское поднятие вырождается в структурный мыс.
По кровле нефтяного пласта Тл2-а Юрманская структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания (рис. 1), которая имеет овальную в плане форму, немного расширяющуюся с юго-запада на северо-восток. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -1640 м составляют 2.9×0.88-1.14 км, амплитуда 23.6 м. По кровле нефтяного пласта Тл2-б размеры структуры по замкнутой изогипсе -1660 м немного увеличиваются до 3.0×0.94-1.2 км, амплитуда составляет 24.6 м. В поперечном сечении Юрманское поднятие является асимметричным и имеет более крутое северо-западное крыло (от 13º в южной половине структуры до 7º в северной) и пологое юго-восточное крыло (от 5º в южной половине до 6º38' в северной). Юго-западная периклиналь антиклинали характеризуется более крутым погружением шарнира под углом 3º48'. На северо-восточной периклинали шарнир погружается под углом 2º34'.
Рис. 1. Подсчётный план нефтяного пласта Тл2-а Северо-Юрманского месторождения по состоянию на 1.11.2014 г.
Нефтяная залежь пласта Тл2-а выявлена при испытании верхней части тульского горизонта в колонне скважины № 174. Испытания проведены эрлифтом в интервале 1837…1841 м (-1632…-1636 м) на двух режимах без предварительного воздействия на пласт. При этом получены притоки безводной нефти дебитом 1.74…0.85 т/сут на первом режиме и 1.74…1.08 т/сут на втором режиме при пластовом давлении 18.0 МПа на глубине 1837 м, забойном давлении 0.21…3.64 и 0.19…3.53 МПа и депрессии от 14.47 до 17.8 МПа. Коэффициент продуктивности по нефти составил 0.099 (т/сут)/МПа.
Приток нефти в скважину происходил только при забойных давлениях ниже давления насыщения за счёт развития режима растворённого газа. Поэтому параметры оптимального режима работы скважины определены в расчёте на максимальное снижение динамического уровня до 1020 м: дебит нефти 1.2 т/сут, газа 160 м3/сут при Рзаб = 6.0 МПа на глубине 1837 м.
Оценка запасов тульских нефтяных залежей Северо-Юрманского месторождения Пермского края. Набиуллин В.И., Соснин Н.Е., Субботин А.Г., Мягкова Л.В. и др., 2015
Следующее Месторождение: Бархатное