Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1977
Источник информации: ПП_2019г._ВИ (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 203.12 км²
Южно-Неприковское месторождение
Южно-Неприковское месторождение объединяет залежи нефти семи поднятий, выявленных работами МОВ и МОГТ в 1956-1992 гг. и подтвержденных глубоким бурением: собственно Южно-Неприковское с Ново-Страховским участком, Гребенное, Ново-Шиханское, Семиовражное, Барсуковское, Соловьевское и Долматовское поднятия.
Нефтеносность на месторождении связана с карбонатными и терригенными отложениями кунгурского яруса нижней перми, мячковского, подольского, каширского, верейского горизонтов и башкирского яруса среднего карбона, бобриковского и радаевского горизонтов нижнего карбона, мендымского и пашийского горизонтов верхнего девона, в которых выделено 24 продуктивных пласта.
Месторождение открыто в 1977 г. по результатам глубокого разведочного бурения, в результате которого выявлены залежи нефти в отложениях радаевского (пласт С-II) и пашийского (пласты Д-I и Д-II) горизонтов Соловьевского поднятия.
Разработка месторождения осуществляется с 1981 г. вводом в эксплуатацию пластов Южно-Неприковского, Соловьевского и Долматовского поднятий.
Нефть с Южно-Неприковского месторождения транспортируется на установку комплексной подготовки нефти УКПН-2, далее в нефтепровод «Дружба». Электроснабжение стабильное от Куйбышевской ГЭС.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Дмитриевское, Михаловско-Коханское, Подгорненское.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез Южно-Неприковского месторождения представлен мощной толщей осадочного чехла толщиной около 3300 м. Кристаллический фундамент в разрезе вскрыт десятью скважинами. В остальных разведочных скважинах бурение прекращено в отложениях боровской свиты, муллинского горизонта, в турнейском ярусе и среднем карбоне. Эксплуатационные скважины пробурены с частичным или полным вскрытием башкирского яруса среднего карбона. Стратиграфия и литолого-фациальная характеристика разреза на месторождении представлена в виде сводного геолого-геофизического разреза (граф. прил. № 1).
В разрезе осадочного чехла Южно-Неприковского месторождения выделяются породы девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, неогеновой систем и четвертичные отложения. Разрез осадочного чехла характеризуется преобладанием карбонатного комплекса отложений и фациальным разнообразием терригенных осадков.
Часть территории месторождения располагается в пределах Борской впадины, которая представлена континентальными верхне-протерозойскими отложениями боровской свиты. Максимальная вскрытая толщина отложений боровской свиты на Южно-Неприковском поднятии (690 м) отмечена в скважине 49 Соловьевского поднятия. Там, где отсутствует боровская свита, присутствуют выступы кристаллического фундамента, вскрытые на различной глубине. Максимальная толщина вскрытого фундамента – 19 м в скважине 104 на Долматовском поднятии. Также выступы кристаллического фундамента отмечены на Ново-Страховском поднятии в скважине 55 и на Ново-Шиханском поднятии в скважине 57.
Породы кристаллического фундамента представлены габро-норитами, габро-диабазами и гнейсами. Породы боровской свиты (толщиной от 0 до 690 м) и кристаллического фундамента перекрываются отложениями среднего или верхнего девона.
Девонская система.
Наиболее древними из девонских пород отмечены терригенные отложения бийского горизонта эйфельского яруса, вскрытой толщиной до 20 м. Иногда из разреза выпадают отложения девона вплоть до воробьевских слоев старооскольского надгоризонта живетского яруса.
Старооскольский надгоризонт.
Воробьевский горизонт.
В разрезе воробьевского горизонта выделяются три пачки:алевролитово-песчаная (пласт Д-IV), карбонатная, репер “фонарик” и алевролитово-глинистая.
Толщина горизонта изменяется в основном за счет нижней алевролитово-песчаной пачки и карбонатной и колеблется от 18 до 24 м.
Ардатовский горизонт.
Повсюду на территории Борской депрессии ардатовские отложения начинаются алевролитово-песчаным пластом Д-III. Над пластом Д-III лежит пачка алевролитово-глинистых пород. Залегающий выше пласт Д-III’ замещен плотными породами. Выше залегают породы, соответствующие реперу “остракодовый известняк”, а затем глинистая пачка. Общая толщина ардатовских составляет 61-67 м.
Муллинский горизонт.
В разрезе муллинского по литологическому составу выделяется две пачки: карбонатная – репер “черный известняк” и алевролитово-глинистая, в которой преобладают почти черные глины. Толщина муллинских отложений составляет 13-19 м.
Франский ярус. Подразделяется на три подъяруса – нижний, средний и верхний.
К нижнефранскому подъярусу относятся пашийский и тиманский горизонты.
Пашийский горизонт.
По
литологическому составу в нем выделяются два продуктивных пласта – Д-II и
Д-I, сложенных
песчано-алевролитовыми породами и пачка глин или алевролитово-глинистых пород,
разделяющая их. Оба пласта хорошо коррелируются, но коллектор претерпевает
большие изменения как по разрезу, так и по площади.
Общая толщина пашийского горизонта составляет 44-54 м.
Тиманский горизонт.
В подошве горизонта залегает карбонатная пачка под названием репер “кинжал”. В пределах Южно-Неприковского месторождения толщина его невелика и нечетко выделяется на каротаже. Выше залегает терригенная пачка пород, в пределах которой выделяется глинисто-алевролитовый пласт Дк’. И завершает разрез уплотненная карбонатная толща, в которой присутствует глинистый материал. Толщина горизонта колеблется от 26 до 36 м.
Выше по разрезу залегают карбонатные отложения саргаевского и доманикового горизонтов и верхнефранского подъяруса.
Верхнефранский подьярус.
Мендымский горизонт.
Представлен известняками светло-серыми, плотными, трещиноватыми. К толще приурочен пласт Д3-БУР, перекрываемый пачкой глинистых плотных известняков воронежского горизонта. Толщина мендымского горизонта изменяется от 30 до 37 м.
Воронежский+Евлановский+Ливенский горизонты.
Сложены известняками органогенно-обломочными, слабо доломитизированными. Общая толщина – 25-28 м.
Фаменский ярус.
Отложения фаменского яруса завершают девонскую систему. Сложены в основном известняками серыми и темно-серыми, неравномерно глинистыми. Толщина яруса колеблется от 77 до 92 м.
Каменноугольная система.
Состоит из трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. По нижнекаменноугольным отложениям Южно-Неприковская группа поднятий приурочена к южной внутренней прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.
Нижний карбон.
Турнейский ярус.
Представлен известняками серыми и темно-серыми, скрытокристаллическими с глинистыми прослоями, количество которых к кровле сильно возрастает. Глины темно-серые до черных, плотные, известковистые. Толщина турнейского яруса 106-111 м.
Визейский ярус.
Косьвинский горизонт.
Сложен в основном глинистыми и алевритистыми породами с редкими прослоями песчаников. Толщина его изменяется от 214 до 260 м.
Радаевский горизонт.
Здесь доминирующее положение занимают песчаники с подчиненными прослоями глин и алевролитов. В пределах радаевского горизонта на Барсуковском, Соловьевском поднятиях пласты С-II, а на Долматовском поднятии – С-IIи С-III являются нефтенасыщенными. Залежи небольшие, приурочены к кровельной части пласта. Общая толщина радаевского горизонта составляет 67-103 м.
Бобриковский горизонт.
Состоит преимущественно из песчаников, с подчиненным количеством плотных глинистых прослоев. В объеме горизонта выделяется продуктивный пласт С-IА, выявленный лишь на Южно-Неприковском поднятии. Он залегает в подошве бобриковского горизонта над глинистой пачкой репер “ГР” и хорошо коррелируется по всей площади. Общая толщина бобриковского горизонта составляет 73-100 м.
Окский надгоризонт.
Сложен в основном известняками темно- и светло-серыми, глинистыми, неравномерно доломитизированными до перехода в доломит. Толщина его изменяется от 233 -294 м.
Серпуховский ярус. В пределах серпуховского яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты.
Тарусский горизонт.
На Южно-Неприковском месторождении этот горизонт четко выделяется в скв.47, 48 Южно-Неприковского поднятия; 58, 77 – Семиовражного и 1, 2 – Барсуковского, где горизонт сложен глинистыми породами. На остальной территории месторождения он представлен карбонатными породами и по каротажным материалам трудно отличим от отложений выше- и нижележащих горизонтов. Толщина тарусской пачки достигает 15 м.
Стешевский и протвинский горизонты сложены в основном карбонатными породами. Толщины стешевского и протвинского горизонтов колеблются от 130 до 210 м.
В толще протвинского горизонта выделяется продуктивный пласт А-5, приуроченный к Гребенному поднятию.
Средний карбон.
Башкирский ярус.
Сложен карбонатными породами. В сводах почти всех куполов месторождения выявлены залежи нефти пласта А-4. Исключением явились только Барсуковское и Соловьевское поднятия, где в указанном пласте нефтепроявлений не обнаружено.
Общая толщина башкирского яруса изменяется от 100 до 160 м.
Московский ярус.
Верейский горизонт.
На размытую поверхность башкирского яруса ложатся отложения верейского горизонта, который в пределах всей площади хорошо коррелируется и представлен терригенными отложениями. Начинается горизонт глинистой пачкой, толщина которой увеличивается с севера на юг от 6 м на Гребенном поднятии до 30-40 м на Соловьевском поднятии.
В объеме верейского горизонта на рассматриваемой площади выделяются два продуктивных пласта А-2, А-3. Наибольшей выдержанностью по площади характеризуется пласт А-3. Общая толщина его увеличивается с юга на север. На Гребенном поднятии она составляет 31 м, на Соловьевском уменьшается до 5 м. Песчаники пласта сильно расчленены глинами и алевролитами, иногда они полностью замещаются плотными породами.
Выше залегает пласт А-2. Он представлен песчаниками с прослоями глин и алевролитов.
Пласт А-1, встречаемый в верейском горизонте, в пределах Южно-Неприковской площади отсутствует.
Общая толщина верейского горизонта изменяется от 62 до 76 м.
Каширский горизонт.
Сложен известняками серыми и светло-серыми, доломитизированными до перехода в доломит.
В толще горизонта выделяется три продуктивных пласта – А-0, А-0’ и А-0’’.
Общая толщина каширского горизонта изменяется от 81 до 100 м.
Подольский горизонт.
Литологически сложен известняками, иногда доломитизированными и ангидритизированными. В пределах Южно-Неприковского месторождения в подольском горизонте установлена промышленная нефтеносность пластов Pd-2, Pd-3, Pd-4, Pd-5.
Общая толщина подольского горизонта составляет 147-174 м.
Мячковский горизонт.
Сложен известняками светло- и темно-серыми органогенными, иногда имеются небольшие прослои глин и ангидритов. Нефтенасыщение в данном горизонте приурочено к пластам МЧ‑I, МЧ‑II, МЧ‑III Южно-Неприковского и Гребенного поднятий.
Общая толщина мячковского горизонта составляет 157-173 м.
Верхний карбон.
В пределах верхнего карбона выделяются касимовский и гжельский и ярусы. Литологически они сложены карбонатными сульфатными породами. Общая толщина составляет 285-335 м.
Пермская система.
В ее объеме выделяются три отдела – нижний, средний и верхний.
Нижний отдел.
Ассельский ярус сложен известняками, доломитами, нередко сульфатизированными, с прослоями ангидритов.
В сакмарском ярусе преобладают ангидриты с подчиненными прослоями доломитов, участками глинистых.
В артинском ярусе разрез сложен в основном доломитами с подчиненными прослоями ангидритов. Четкую границу по материалам промысловой геофизики провести между этими ярусами трудно.
Общая толщина этих ярусов суммарно составляет 347-368 м.
Кунгурский ярус.
В нижней части яруса преобладают доломиты с подчиненными прослоями мергелей и ангидритов. Постепенно тонкое переслаивание доломитов переходит в сульфатную толщу с прослоями доломитов и мергелей. В толще кунгурского яруса выделяется продуктивный пласт К-IА, приуроченный к Долматовскому поднятию.
Общая толщина кунгурского яруса 72-160 м.
Уфимский ярус.
Представлен чередованием известковистых глин, доломитизированных мергелей, песчаников и алевролитов, ангидритов и гипсов. Общая толщина яруса 29-40м.
Средний отдел.
Казанский ярус.
Калиновская свита.
Разрез ее почти полностью слагается известняками с подчиненными прослоями доломитов, глин, мергелей. Изредка встречаются незначительные прослои ангидритов. Общая толщина свиты изменяется от 72 до 160 м.
Гидрохимическая свита.
Сложена в основном ангидритами с прослоями каменной соли и доломитов. Толщина ее составляет 13-17 м.
Сосновская свита.
Представлена темно-серыми глинистыми доломитами и известняками с плотными прослоями мергелей и серых загипсованных глин и ангидритов. Общая толщина равна 38-46 м.
Сокская свита
Сложена глинами, алевролитами с прослоями песчаников, мергелей, доломитов и известняков. Общая толщина 56-76 м.
Большекинельская свита
Представлена переслаиванием глин, алевролитов, песчаников. Подчиненное значение имеют мергели, доломиты и известняки. Толщина свиты изменяется от 59 до 72 м.
Аманакская свита
В разрезе встречено переслаивание глин, алевролитов, мергелей, известняков. Общая толщина свиты 45-52 м.
Верхний отдел.
Малокинельская свита
Сложена чередованием глин, алевролитов, песчаников с прослоями доломитов, известняков, мергелей. Толщина свиты 27-38 м.
Кутулукская свита
Свита завершает разрез пермской системы. Представлена в основном терригенными породами – песчаниками, глинами, алевролитами. Подчиненное значение имеют прослои доломита, известняка. Толщина свиты достигает 94 м.
Триасовые отложения.
Развиты на участках, не затронутых доплиоценовым размывом. Отложения представлены песчаниками и песками с прослоями глин небольшой мощности и линзами конгломератов. Толщина их достигает 80 м.
Неогеновая система.
Плиоцен.
В доплиоценовое время мезозойские и палеозойские отложения на описываемой территории подвергались интенсивному размыву. По материалам структурных скважин ими затронуты малокинельские отложения. Осадки плиоценового возраста выполняют палеодолину р.Самары, залегая на размытой поверхности триасовых и верхнетатарских отложений.
Литологически они представлены глинами с прослоями и линзами (мощностью до 20 м) песков, среди них изредка встречаются маломощные (до 0,1 м) прослои песчаников. В подошве осадков плиоцена на контакте с коренными породами залегает слой песка с галькой, часто водоносный. Толщина плиоцена до 223 м.
Четвертичные отложения залегают на размытой поверхности неогеновых,
триасовых и верхнетатарских отложений. Представлены они глинами, суглинками с
прослоями песка и гравия, песками, илом. Толщина четвертичных отложений
достигает
52 м.
Тектоника
В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента и терригенного девона месторождение расположено в Бузулукской впадине в пределах Жигулевско-Самаркинской системы валов - структуры II порядка осадочного чехла (ВО ИГиРГИ, 1988 г.), см.рисунок 1. По нижнекаменноугольным отложениям месторождение приурочено к осевой зоне Муханово-Ероховского прогиба Камско-Кинельской системы прогибов.
Рис.1.Выкопировка из обзорной карты тектонического и нефтегеологического районирования Самарской области
По данным сейсмической съемки 3Д
поверхность фундамента, маркирующаяся отражающим горизонтом АR, характеризуется
значительной расчлененностью, перепад глубин составляет
860 м (минимальные и максимальные
абсолютные отметки составляют -4060 м и -3200 м). В рельефе пород фундамента
выделяются три крупных тектонических элемента – Соловьевско-Ласкаревский
грабен, Соловьевский и Долматовский взбросы.
Соловьевско-Ласкаревский грабен представляет собой асимметричную впадину в фундаменте с неустановленной амплитудой погружения, заполненную протерозойскими осадочными образованиями боровской свиты.
Борта грабена имеют ступенчатое строение, которое сопровождается тектоническими нарушениями. Протяженность грабена порядка 10 км с северо-запада на юго-восток при ширине 6-9 км. Юго-восточное замыкание грабена расположено в районе скважин 31 и 34 Соловьевского поднятия. Наиболее погруженная часть грабена придвинута к его восточному борту.
Вдоль южного борта грабена картируются Соловьевский и Южно-Барсуковский выступы фундамента.
Соловьевский выступ фундамента представлен вытянутой антиклиналью юго-восточного простирания, с юго-востока ограничен тектоническим нарушением. Свод структуры осложнен двумя куполами, размеры по замкнутой изогипсе – 3240 м составляют 5,7 х 1,3 км, а амплитуда куполов более 20 м.
Северо-западнее от Соловьевского, отделяясь от него погружённой зоной, картируется Южно-Барсуковский выступ фундамента, который представлен более амплитудной брахиантиклинальной складкой субширотного простирания и с севера ограничен протяженным тектоническим нарушением.
В северной части исследуемой территории закартирован Гребенной выступ фундамента, далее на юго-восток, выделяется Ново-Шиханский выступ фундамента изометрической формы с размерами 0,7 × 0,5 км в пределах замкнутой изогипсы – 3240 м и амплитудой более 20 м.
Юго-восточнее, отделяясь небольшим прогибом, картируются две вершины, осложняющие Долматовский выступ фундамента, представляющие собой линейно-вытянутые брахиантиклинали, ограниченные протяженным тектоническим нарушением с юго-востока.
Северный купол Долматовского выступа с размерами 3,5-5,5×3,3 км в пределах замкнутой изогипсы -3240 м и амплитудой более 40 м. Южный купол менее амплитуден (более 20 м), размеры 6 х 0,5 км по замкнутой изогипсе -3240 м.
Гребенной, Ново-Шиханский, Долматовский выступы фундамента входят в Долматовскую структурную зону. Южно-Барсуковский и Соловьевский – в Соловьевскую.
Боровская свита развита в пределах Соловьевско-Ласкаревского грабена, в районе Долматовского участка афонинские отложения залегают на размытой поверхности кристаллического фундамента. Толща боровских отложений в границах Соловьевско-Ласкаревского грабена образует положительную структуру – Южно-Неприковскую, являющуюся структурой сжатия. По отложениям боровской свиты структура делится на два самостоятельных блока – Южный, характеризующийся наибольшей амплитудной выразительностью (более 40 м) и Северный (более 30 м). Северо-восточнее картируется Гребенное поднятие амплитудой более 20 м.
После заполнения грабена континентальными верхнепротерозойскими отложениями боровской свиты происходило горизонтальное сжатие боровского тела в пределах Соловьевско-Ласкаревского грабена. Вторым этапом данной подвижки являлось инверсионное движение одного из блоков, складывающих ложе грабена. Свидетельством такой подвижки является наличие крупных дизъюнктивных нарушений типа взбросов вдоль восточного борта грабена (Соловьевский и Долматовский взбросы).
Структурный план по отложениям ардатовского горизонта среднего девона характеризуется юго-восточным погружением, на его фоне прослеживаются две структурные зоны – Соловьевская и Долматовская. С северо-востока данные структуры ограничиваются тектоническими взбросами. Первую формируют Южно-Неприковское, представленное двумя куполами, Семиовражное, Соловьевское поднятия. Её юго-западное крыло осложняется структурными террасами, в пределах которых можно выделить Барсуковскую и Южно-Барсуковскую структуры.
По оси Долматовской структурной зоны картируется Гребенная, Ново-Шиханская, двухкупольная Долматовская структуры.
Структурный план по отложениям пашйиского горизонта среднего девона характеризуется юго-восточным погружением, который осложняют Соловьевская и Долматовская структурные зоны северо-западного простирания.
Стурктурные планы по отложениям тиманского и мендымского горизонтов верхнего девона носят унаследованный характер от отложений пашия. По-прежнему отмечается погружение поверхностей в юго-восточном направлении, две структурные зоны – Долматовская и Соловьевская.
К окончанию фаменского века значительных изменений строения территории изучаемой площади не отмечается. По-прежнему картируются три субмеридиональных области, границами которых выступают Cоловьёвский и Долматовский взбросы. Вдоль границ надвигов прослеживаются валообразные структуры, осложнённые отдельными вершинами. Однако, в отличие от нижележащих структурных планов, отмечается, как некоторое снижение амплитудности поднятий, так и появление локальных прогибовых зон, которые объединяются с завзбросовыми депрессиями. Что опосредованно указывает на то, что тектонические подвижки имеют позднефаменский возраст. Остальные структуры находят своё отображение, незначительно изменяется лишь их конфигурация.
По отложениям нижнего карбона Южно-Неприковская площадь располагается в осевой зоне Муханово-Ероховского прогиба, где мощности карбонатов верхнедевон-турнейского возраста минимальны. Однако, вследствие того, что к рассматриваемому времени признаки тектонической активности на исследуемой площади не находят своего подтверждения, отмечается некоторое выполаживание структурных форм основных геологических объектов обоих знаков. В наибольшей степени процессам захоронения подверглась Долматовская гряда, которая картируется в виде разрозненных локальных поднятий. Непосредственно Долматовская структурная зона объединяется с Соловьёвской грядой через низкоамплитудную седловину. Наиболее гипсометрически выражено по кровле турнейского яруса обширное плато на севере участка в составе, которого выделяются Гребенное и Южно-Неприковское поднятия.
Так как рассматриваемая площадь тяготеет к осевой зоне Муханово-Ероховского прогиба, то терригенные отложения нижнего карбона выступали в роли компенсирующей толщи. Структурный план по кровле бобриковского горизонта в значительной мере снивелирован относительно подстилающих поверхностей. Так практически не фиксируются южные окончания Соловьёвской и Долматовской гряд, в центральной части выделяется группа поднятий меридиональной ориентировки, развитая на перешейке между указанными грядами. В целом, отмечается, что тренд погружения поверхности идёт с севера на юг в отличие от зафиксированного по девонским поверхностям запад-восток. Наиболее амплитудно выраженными к бобриковскому времени становятся районы Южно-Неприковского и Гребенного поднятий.
Строение поверхности башкирского яруса
определяется седиментационными процессами серпуховско-башкирского возраста,
выразившимися локальным накоплением баровых тел. Отмечается, прежде всего,
резкое возрастание амплитуд объектов с 10 до
40 м.
Особое значение имеет юго-западный купол Гребенного поднятия, который существенно расширил перспективы нефтеносности участка. Предполагается продолжение куполов к северо-западу от Южно-Неприковского и Гребенного поднятий.
Строение площади по отражающему горизонту С2vr аналогично строению поверхности башкирского яруса. Это следует из фактической выдержанности мощности терригенных осадков верейского горизонта (около 70м). Различия в конфигурации положительных тектонических элементов, в расположении сводов несущественны.
Структурная карта по отражающему горизонту C2mc основана на сейсмическом материале, уступающем по качеству отражениям С2vr и C2b. Отложения мячковского горизонта содержат многопластовые нефтяные залежи подольского и мячковского горизонтов среднего карбона на Южно-Неприковском, Гребенном и Ново-Шиханском поднятиях. Общим для нефтесодержащих структур является уменьшение амплитуд сводов объектов на 10-15 м относительно нижележащих планов.
Гребенное поднятие приобретает более расплывчатую форму с предположительными оттяжками на запад и северо-запад, теряет амплитудную выразительность и укорачивается с юго-запада.
Южно-Неприковское поднятие в отличие от ОГ C2vrи C2bпредставлено четырьмя малоразмерными куполами, амплитуда большинства из которых менее 10 м. Размеры Ново-Шиханского поднятия по замкнутой изогипсе -1180 м составляют 0,9 х 0,4 км, а амплитуда менее 10 м.
Структурная карта по отражающей границе P1k отображает строение поверхности кунгурского яруса нижней перми. Полностью нивелировались все основные структурные элементы. Все выделенные по нижним отражающим границам поднятия, кроме Южно-Неприковского и Гребенного, выполаживаются. Однако, картируется Долматовская структура с малоразмерными вершинами. Также, следует отметить, Долматовская структура опоискована глубоким бурением, и доказана ее нефтеносность в кунгурских отложениях. Южно-Барсуковской и Ново-Шиханской структурам соответствуют террасовидные склоны.
Структурная карта по отражающей границе P2ss, связанной с кровлей сосновской свиты верхней перми имеет схожее строение с поверхностью кунгурского яруса. Максимальные абсолютные отметки достигают -260 м на возвышенных участках, минимальные -330 м – в погруженных.
Северо-западная часть площади исследований осложнена приподнятой зоной, которая в плане совпадает с Южно-Неприковской и Гребенной структурами, выделенными на нижележащих отражающих границах. Прочие поднятия, картируемые по горизонтам карбона и девона, выполаживаются, им соответствуют моноклинальные склоны.
Краткие сведения о нефтегазоносности месторождения
Южно-Неприковское нефтяное месторождение включает в себя группу из семи поднятий: собственно Южно-Неприковское с Ново-Страховским участком, Гребенное, Ново-Шиханское, Барсуковское, Семиовражное, Соловьевское и Долматовское, расположенных, в основном, на значительном расстоянии друг от друга.
Схема расположения куполовидных поднятий по площади Южно-Неприковского месторождения показана на рисунке 2.
Рис.2.Схема расположения куполовидных поднятий по площади Южно-Неприковского месторождения
Промышленная нефтеносность отложений установлена по керну, промыслово-геофизическим данным, результатам опробования поисково-разведочных скважин в процессе бурения и в колонне в 24 пластах: К-IА, кунгурского яруса нижней перми; МЧ-I, МЧ-II, МЧ-III мячковского горизонта и Pd-2а, Pd-2б, Pd-3а, Pd-3б, Pd-3, Pd-4, Pd-5 подольского горизонта, А-0’’, А-0’, А-0 каширского горизонта, А-2 и А-3 верейского горизонта московского яруса, А-4 башкирского яруса среднего карбона, А-5 серпуховского яруса, С-IА бобриковского горизонта и С-II и С-III радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона, а также Д3-БУР мендымского горизонта, Д-I и Д-II пашийского горизонта франского яруса верхнего девона.
За период, прошедший со времени предыдущего подсчета запасов, по материалам ГИС и результатам опробования скважин установлено нефтенасыщение пластов Pd-4 подольского горизонта (из скважины № 373 в интервале пласта получен приток нефти дебитом 10 м3/сут) на Южно-Неприковском поднятии и Мч-IIIмячковского горизонта (из скважины № 601 в интервале пласта получен приток воды с пленкой нефти) на Гребенном поднятии.
Дополнительный геолого-промысловый материал, полученный в результате бурения скважины №3100 позволили уточнить представление о геологическом строении залежей пластов С-IIи С-III на Долматовском поднятии.
Ниже представлена характеристика залежей нефти продуктивных пластов в пределах поднятий и в последовательности сверху вниз.
Гребенное поднятие
Пласт МЧ-I
Залежь пластовая, брахиантиклинальной формы. Глубина залегания в сводовой части 1247,1 м. Размеры залежи – 2,6×1,7 км, высота 22,6 м. Общая толщина изменяется от 2,9 до 10,3 м. Количество проницаемых прослоев 2-4, толщиной от 0,5 до 3,9 м.
Все скважины вскрыли чистонефтяную зону, за исключением скважин 75, 59 и 155, пробуренных за контуром залежи. Эффективные и нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,1 до 4,8 м. Коэффициент песчанистости – 0,42, расчлененность – 2,43.
В скважине 441 эксплуатационная колонна перфорирована в интервале глубин 1359,0 – 1361,0 + 1366,0 – 1368,0 м (абс. отм. минус 1127,5 – 1129,4 + 1134,1 – 1136,0 м). Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом по нефти 5,2 т/сут. при обводнённости добываемой продукции 80%.
В скважине 489 эксплуатационная колонна перфорирована в интервале глубин 1283,0 - 1285 м (абс. отм. минус 1134,1 – 1136,1 м). Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом по нефти 4,9 т/сут. при обводнённости добываемой продукции 2,9%.
Граница залежи утверждена ГКЗ
(2017 г.) по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скважинах 489 (абс.отм. –
1143,1 м) и 88 (абс.отм. – 1143,0 м) на
абс. отм. – 1143,0 м.
Пласт МЧ-II
Пластоваю залежь брахиантиклинальной формы. Размеры залежи 1,8×1,4 км, высота 18,6 м. Глубина залегания в сводовой части 1262,9 м. Общая толщина пласта изменяется от 1,6 до 19,3 м.
В составе пласта выделяется от 1 до 6 проницаемых прослоев, толщиной 0,6-5,2 м.
Эффективные толщины изменяются от 1,6 до 9,5 м, нефтенасыщенные – от 1,6 до 8,7 м. Коэффициент песчанистости – 0,51, расчлененность – 2,96.
Максимально низкое положение нефтенасыщенного коллектора определено по ГИС в скважинах 86 и 510 на абс.отм. минус 1153,6 м и 1157,6 м соответственно, кровля водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 381 на абс.отм. минус 1151,5 м. Приток безводной нефти дебитом 5,54 м3/сут получен при опробовании скважины 86 в интервале абс.отм.минус 1135,7-1145,7 м.
Положение ВНК залежи утверждено ГКЗ (2005 г.) на абс.отм. – 1154,0 м, как среднестатистическое.
Пласт МЧ-III (новая залежь)
На утверждение ГКЗ залежь представляется впервые.
Залежь неполнопластовая. Размеры залежи – 1,3×0,6 км, высота 10 м. Эффективные толщины изменяются от 1,6 до 7,2 м, нефтенасыщенные – от 0,6 до 2,8 м. Количество проницаемых прослоев 2-7. Коэффициент доли коллектора – 0,23. Коэффициент расчлененность – 4,29.
14 скважин, пробуренных в пределах залежи, вскрыли водонефтяную зону.
В скважине 601 эксплуатационная колонна перфорирована в интервале глубин 1351,0 – 1356,4 (абс. отм. – 1161,5 – 1173,6) + 1367,0 – 1377 (абс. отм. – 1175,4 – 1184,0). Скважина вступила в эксплуатацию с дебитом по нефти 4,1 т/сут. при обводнённости добываемой продукции 80%.
Пласт Pd-2а
Залежь приурочена к северному куполу Гребенного поднятия, брахиантиклинальной формы, меридионального простирания. Залежь пластовая, сводовая. Размеры залежи составляют 1,4×0,6 км, высота – 8,8 м. Глубина залегания в сводовой части – 1373.8 м.
Чистонефтяная зона занимает 68% от всей площади залежи.
Среднее количество проницаемых прослоев – 1-2, толщиной от 0,6 до 4,2 м. Эффективная и нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами, изменяется от 2,0 м до 5,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,94, расчлененность – 1,38.
Ранее, из всех скважин, пробуренных на Гребенном поднятии, было проведено ИП в открытом стволе в скважине 86 в интервале 1376-1386 (-1234,7-1244,7) и получен приток газированного глинистого раствора с пленками нефти. При совместном опробовании с пластом Pd-3 в скважине №601, в интервале 1435-1437,5 (-1236,9-1239,4) м получен приток нефти с водой дебитом 10,75 т/сут., дебит по нефти – 4,5 т/сут., и в скважине №603, в которой, в интервале 1453-1458 (-1235,2-1240,1) м также получен приток нефти с водой дебитом 25,2 т/сут. Обе скважины вступили в эксплуатацию с обводненностью 55-58%.
По данным ГИС самое низкое гипсометрическое положение подошвы нефтенасыщенного коллектора в скв.56 отмечается на абс.отм.-1244 м, водонасыщение коллектора с кровли отмечается в скв.378 на абс.отм. -1243,6 м, в скв.510 на абс.отм. -1244,2 м, в скв.607 на абс.отм. – 1243,7 м.
Водонефтяной контакт утвержден ГКЗ (2017 г.) на абс.отм. – 1244,0 м.
Пласт Pd-2б
Залежь приурочена к северному куполу Гребенного поднятия. Залежь пластовая, сводовая, овальной формы, меридионального простирания. Глубина залегания в сводовой части – 1385.5 м. Размеры залежи составляют 1,4×0,6 км, высота – 9,5 м.
Общая толщина пласта изменяется от 1,1 до 5,6 м. Количество проницаемых прослоев, вскрытых скважинами – 1-2, толщиной 0,6-3,5 м. Эффективная и нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 1,1 м до 4,4 м. Коэффициент песчанистости – 0.8, расчлененность – 1,77.
Водонефтяная часть залежи незначительна и занимает 23% всей площади. Испытание проведено совместно с вышележащим пластом в скважине 86, где получен газированный глинистый раствор с пленкой нефти в объеме 0,4 м3.
Пласт Pd-5
Количество прослоев в пределах поднятия – 1-4, толщиной от 0,4 до 3,7 м. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважинами, изменяется от 1,7 м в скважине 602 в южной части залежи до 8,1 м в скважине 86 на севере залежи.
Испытание пласта проводилось в двух скважинах – 86 и 56, где получен безводный приток нефти в объеме 6,2 м3/сут. Абсолютные отметки ВНК, вскрытые скважинами по ГИС, изменяются в широких пределах, поэтому водонефтяной контакт был принят наклонным в интервале абс.отм. -1343,2-1351,9 м. (утвержден в ГКЗ в 2017 г.) Самая низкая подошва проницаемого пласта, насыщенного нефтью, отмечена в скважине 488 на абс.отм.-1351,9 м, а самая высокая кровля проницаемого пласта, насыщенного водой в скважине 607, на абс.отм. -1343,2 м.
Пласт А-4
Залежь
пластовая, сводовая, приурочена к обоим куполам Гребенного поднятия. Залежь
брахиантиклинальной формы, субмеридионального простирания. Размеры залежи
составляют 3,0×1,5 км, высота – 53,8 м. Продуктивный
пласт неоднородный, сильно расчленен, количество проницаемых прослоев в
пределах поднятия 5-11,
толщинами 0,4-10,1 м.
Эффективная толщина пласта изменяется от 13,4 до 26,6 м; нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменятся от 3,1 м в скважине 511 до 26,6 м в скважине 607. Испытание пласта проводилось в 27 скважинах. Большая часть скважин дала промышленный приток нефти.
Долматовское поднятие
Пласт С-II
Залежь приурочена к юго-восточному куполу поднятия. Залежь пластовая, сводовая, овальной формы, размерами 1,5×1,0 км. Высота залежи – 12 м. Общая толщина пласта в пределах залежи составляет 8-9 м.
В пределах поднятия пробурены 4 скважины: 1 разведочная – №106 и 3 эксплуатационные – №201, 202 и 3100 (скважина пробурена в 2018 году). Скважины №201 и 202 ликвидированы по геологическим причинам.
Количество проницаемых прослоев в разрезе скважин – 2, толщиной от 0,6 до 5 м.
Пласт продуктивен в скважинах №106, 202 и 3100. Приток нефти из скв. №106 дебитом 71 м3/сут. на 5 мм штуцере получен в 1967 году при опробовании интервала 2525 – 2528 м (абс. отм. -2367,3 – 2370,3 м). Опробование скв. 3100 в 2018 г., подтвердило продуктивность залежи. Получен фонтанный приток нефти дебитом 19,2 м3/сут в интервале глубин 2569 – 2571 м (абс. отм – 2375,2 – 2377,2 м)
Нефтенасыщенная толщина в скважине 106 – 6,7 м., в скважине 3100 – 2,2 м, в скваажине 202 – 1,2 м.
Пласт С-III
Залежь полностью подстилается водой, с терригенным типом коллектора, овальной формы. Размеры залежи 0,9×0,6 км. Высота залежи достигает 9 м. Продуктивный пласт в пределах поднятия условно однородный. Среднее количество проницаемых прослоев в разрезе скважин 1-2.
Залежь разбурена одной скважиной – 106. Нефтенасыщенная толщина пласта в этой скважине – 8,6 м. В скважине проводилось испытание в интервале абс.отм -2378,2-2381,2 м, в результате получен приток нефти с водой. Положение водонефтяного контакта принимается на абс.отм. -2384,4 м, что соответствует контакту нефть-вода, определенному по ГИС в скважине 106.
После последнего подсчете запасов в пределах залежи была пробурена скважина №3100. Это позволило уточнить представление о геологическом строении залежи. Скважина не подтвердила структурные построения и вскрыла водонасыщенный коллектор на а.о. – 2387,2 м (рис. 6.3), что повлекло изменение границ залежи. Утверждённое ГКЗ положение ВНК, принятое на абс. отметке– 2384,4 м в настоящей работе не изменилось.
Южно-Неприковское поднятие
Пласт МЧ-I
Южно-Неприковское поднятие и Ново-Страховский участокобразуют единую залежь субширотного простирания на большей части площади и почти меридиональное на восточном переклинальном окончании в районе Ново-Страховского участка.
Пласт в сводовой части структуры залегает на глубине 1246,7 м. Общая толщина изменяется от 0,5 до 11,8 м.
Основную часть залежи (66%) составляет чистонефтяная зона.
Количество проницаемых прослоев 1-4, толщиной от 0,4 до 2,6 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,5 до 4,4 м. Коэффициент песчанистости – 0,59, расчлененность – 1,8.
Нефтенасыщение пласта МЧ-Iбыло подтверждено опробованием в скважине 413. В интервале 1330-1355 (-1164,9-1189,9 м) получен приток нефти с водой дебитом 60 м3/сут., а также в скважине 76 в интервалах 1325-1328 (-1152,7-1155,7) м и 1331-1333 (-1158,5-1160,5) м получена нефть. Подошва нефтенасыщенного коллектора в скв.413 отбивается на абс.отм.-1174,2 м (удлинение скв. составляет 75,1 м), в скважине 76 на абс.отм. -1160,0 м.
Пласт МЧ-II
Южно-Неприковское поднятие и Ново-Страховский участок образуют единую залежь нефти брахиантиклинальной формы субширотного простирания. Залежь пластовая, размеры ее 4,0×1,4 км, высота – 19,4 м.
Глубина залегания в сводовой части 1260,8 м. Общая толщина пласта изменяется от 3,7 до 23,6 м.
По разрезу пласт сильно расчленен. Количество проницаемых пропластков изменяется от 2 до 8, толщиной от 0,4 до 5,6 м. По внутреннему контуру нефтеносности залежь имеет пять чистонефтяных зон. Эффективные толщины изменяются от 1,6 до 9,8 м, нефтенасыщенные – от 0,9 до 8,9 м. Коэффициент песчанистости – 0,4, расчлененность – 3,0.
Из десяти опробованных скважин, в 3 скважинах: №76, 121, 470 — получены притоки нефти; в остальных скважинах №320, 375, 413, 494, 704, 712, 811 — притоки нефти с водой. Приток безводной нефти на максимально низких абсолютных отметках (минус 1173,3-1179,3 м) получен в скважине 470.
По данным ГИС подошва нефтенасыщенных коллекторов на самых низких абсолютных отметках вскрыта в скважинах 311 и 377 – минус 1185,5 м и 1185,4 м соответственно, а кровля водонасыщенных разностей в скважине 817 отмечена на отметке минус 1183,1 м. Непосредственно контакт нефть-вода отбивается по ГИС в скважине 375 на абсолютной отметке минус 1185,1м, что подтверждается опробованием в интервале глубин 1286-1292 м, (абс.отм. минус1178,8-1185,1м), в котором получен приток нефти дебитом 14 т/сут., при обводненности 50%.
Водонефтяной контакт по залежи утвержден ГКЗ (2017 г.) на абсолютной отметке минус 1185,5 м.
Пласт МЧ-III
Залежь пластовая, субширотного простирания, сложной конфигурации. Размеры в длину составляют 3,7 км, в ширину около 1,3 км, высота залежи – 14 м. Общая толщина пласта изменяется от 3,2 м до 18,0 м. Глубина залегания в сводовой части – 1284.6 м.
В разрезе пласт представлен одним-шестью проницаемыми пропластками, толщиной от 0,2 до 6,5 м. Эффективные толщины изменяются от 1,2 до 17,8 м, нефтенасыщенные – от 0,5 (скв.810) до 5,7 (скв.76) м. Коэффициент песчанистости – 0,23, расчлененность – 2,2.
По данным ГИС, непосредственно контакт нефть-вода отбивается в скважинах №131 (абс.отм -1200,7 м), №305 (абс.отм. -1200,5 м), №80 (абс.отм.-1205,3 м), №314 (абс.отм. -1205,4 м). Наиболее низкий интервал перфорации, находящийся в эксплуатации и из которого получен приток безводной нефти отмечается в скв.319, в интервале абс.отм. минус 1195,0-1202,5 м.
Гипсометрическое
положение залежи утверждено ГКЗ (2017 г.) в интервале
абс. отметок – 1200 – 1205 м.
Пласт Pd-3б
Размеры залежи незначительны и составляют 0,9 км в длину и 0,5 км в ширину. Высота залежи 3,6 м. Общая толщина пласта изменяется от 8,9 до 13,0 м.
Все скважины, пробуренные в пределах залежи, вскрыли водонефтяную зону. Продуктивный пласт неоднородный. Среднее количество проницаемых прослоев на Южно-Неприковском поднятии – 2-4. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами изменяется от 0,9 м в скважине 713 до 5,5 м в скважине 129.
Коэффициент песчанистости – 0,64, расчлененности – 2,5.
В пределах продуктивного пласта
опробовано испытателем пластов три скважины – №2, 50, 73, где получен приток
пластовой воды. В границах залежи опробована одна скважина – 372, совместно с
вышележащим пластом Pd-3а,
где в интервале 1520-1525 м
(-1298,8-1303,8 м) получен приток нефти с водой. Скважина вступила в
эксплуатацию с дебитом по нефти 7,1 т/сут., с обводненностью 50%.
Водонефтяной контакт залежи изменяется в диапазоне -1294,8 м (кровля водонасыщенного коллектора в скважине 33) и -1305,9 м (самое низкое гипсометрическое положение нефтенасыщенного коллектора в скважине 373).
Положение ВНК утверждено ГКЗ (2017 г.) в диапазоне абс.отм. – 1295 – 1306 м.
Пласт Pd-4 (новая залежь)
На утверждение ГКЗ залежь представляется впервые.
18 скважин, пробуренных в пределах залежи, вскрыли водонефтяную зону.
В скважине 373 эксплуатационная колонна перфорирована в интервале глубин 1141,0 – 1435,0 (абс. отм. – 1312,5 – 1316,4), получен приток нефти 10т/сут, дебит жидкости – 14 м3/сут.
Пласт А-0’’
1 участок. Залежь неполнопластовая. Размеры ее составляют 1,4×1,3 км. Высота – 15,3 м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,5 м в скв. №805 и 813 до 4,4 м в скважине 33.
Коэффициент песчанистости – 0,53, расчлененности – 1,88.
Пласт опробован в скв. №102 в октябре 2012 г., в интервале 1545-1548 м (абс.отм. ‑1415,6-1418,6 м) получен приток нефти дебитом 11,6 т/сут., обводненность составила 3,6%.
Подошва нефтенасыщенного коллектора в скв. №102 отбивается по ГИС на абс.отм. -1426,2 м.
В большинстве скважин 1 участка подсечен по данным ГИС контакт нефть-вода, диапазон изменяется от -1424,3 м в скв.33 до -1432,7 м в скв.402. В приконтурных скважинах кровля водонасыщенных коллекторов отмечается на максимально высоких абс.отм. -1421,3 м в скв.304; -1421,9 м в скв.106; -1425,8 м в скв.373.
Водонефтяной контакт залежи 1 участка утвержден ГКЗ (2017 г.) в диапазоне абс.отм. -1421,3-1432,7 м.
Пласт А-0’
Залежь пластовая, брахиантиклинальной формы, субширотного простирания.
Размеры залежи составляют 3,9×1,6 м, высота - 30 м. Более 80% всей площади залежи приходится на водонефтяную зону.
Продуктивный пласт неоднородный, сильно расчленен. Количество проницаемых прослоев в разрезе – 3-8, толщиной от 0,5 до 6,8 м. Нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытая скважинами в пределах залежи, изменяется от 2,4 м до 10,9 м.
Коэффициент песчанистости – 0,56, расчлененности – 5,1.
В пределах залежи испытано 50 скважин. В большинстве получены притоки безводной нефти (максимальный дебит 232,2 т/сут в скважине 471).
Самое высокое положение водонасыщенного коллектора отмечается в скв.373 на абс.отм.-1474,5 м, самое гипсометрически низкое положение нефтенасыщенного коллектора отмечается в скв. 817 на абс.отм.-1476,6 м.
Положение водонефтяного контакта осредненно на абс.отм. -1475 м и утверждено в ГКЗ в 2017 году.
Источник: Оперативный подсчет запасов по лицензионным участкам АО "Самаранефтегаз". Южно-Неприковское нефтяное месторождение. Договор № 2359Н-03/3410019/0463Д от 22.04.2019 г. Гутман И.С., Потмекин Г.Н., Митина А.И., и др. 2019
Следующее Месторождение: Никифоровское