Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1989
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 17.79 км²
Жилинское месторождение
Жилинское месторождение в административном отношении расположено в Соликамском районе Пермского края, в 21 км к юго-востоку от г. Соликамска, в 184 км от краевого центра г. Перми (рис.1.). Основной населенный пункт г. Соликамск находится в 21 км от месторождения.
В тектоническом отношении приурочено к одноименному поднятию, расположенному на Березниковском палеоплато, в центральной части Соликамской депрессии.
Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ, являются Бельское, Чашкинское, Юрчукское и др.
Месторождение открыто в 1989 г. параметрической скважиной 50-ОГН, залежи установлены в отложениях башкирско-серпуховского, тульского и фаменского возрастов и в этом же году впервые в оперативном порядке проведен подсчет запасов УВС Жилинского месторождения по результатам сейсморазведочных работ 2D и бурения скважины 50-ОГН (протокол ЦКЗ № 34 от 27.03.90 г).
Жилинское месторождение расположено в Соликамском районе Пермского края, (Рис.1.). Ведущими отраслями народного хозяйства в данной местности являются нефтедобыча, калийная и химическая промышленности. Основным промышленным предприятием и объектом производственной инфраструктуры города является ПАО «Уралкалий».
Главными транспортными артериями района являются: электрифицированная дорога Пермь-Соликамск, автодорога Пермь-Соликамск. Остальная дорожная сеть на площади представлена, в основном, грунтовыми дорогами, пригодными для проезда в сухое время года.
Площадь месторождения покрыта лесами с частыми вырубками. Рельеф местности пересеченный, осложненный речными долинами и оврагами с крутыми склонами, абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от 110 до 240 м. Описываемая территория характеризуется сильной залесенностью и заболоченностью, на ряде участков, вблизи крупных населенных пунктов – обилием различных промышленных коммуникаций, наличием шахтных полей, подземных выработок и т. д.
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
По территории месторождения проходит граница санитарной водоохранной зоны III пояса Усольского водозабора, что накладывает жесткие природоохранительные требования на возможную хозяйственную деятельность в данном районе.
Жилинское месторождение расположено в пределах участка недр, предоставленного ПАО «Уралкалий» по лицензии ПЕМ 02551 ТЭ (от 01.06.2015 г.) на право пользования недрами с целью разведки и добычи калийных и калийно-магниевых солей на Половодском участке, части Ново-Соликамского участка и части Остальной площади Верхнекамского месторождения.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Жилинского месторождения изучен по данным бурения параметрической скважины 50-ОГН и разведочных скважин 51, 52, 53, 54 с привлечением информации по соседним площадям Соликамской депрессии, от отложений вендского комплекса до четвертичных отложений.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы» от 2005 года, каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по «Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы» от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 году.
Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований.
Глубина залегания фундамента в районе работ составляет около 5 км, увеличиваясь в северо-восточном направлении. На разрушенной эрозионными и денудационными процессами поверхности фундамента залегает осадочный чехол, сложенный верхнепротерозойскими, палеозойскими и четвертичными отложениями.
Протерозойская группа представлена вендской системой, которая сложена аргиллитами коричневыми, алевритистыми, тонкослюдистыми, крепкими, с раковистым изломом и неправильной плитчатой отдельностью, а также алевролитами зеленовато-темно-серыми и коричневатыми, полимиктовыми, слюдистыми, неравномерно песчанистыми, крепкими, участками сильно глинистыми, прослоями, переходящими в аргиллиты слабо алевритистые, оскольчатые, пятнами со слабым зеленоватым оттенком. Отмечаются прослойки песчаников светло-серых с зеленоватым оттенком, полимиктовых, мелкозернистых. Вскрытая толщина 48 м.
Палеозойская группа представлена тремя системами: девонской, каменноугольной и пермской.
Девонская системы представлена средним и верхним отделами.
Среднедевонские отложения залегают с большим стратиграфическим несогласием на породах вендской системы. Они выделены в объеме эйфельского и живетского ярусов.
Эйфельский ярус представлен аргиллитами темно-серыми, неравномерно алевритистыми и алевролитами темно-серыми, неравномерно глинистыми, песчанистыми, иногда переходящими в песчаники светло-серые, мелкозернистые. Толщина в среднем 32 м.
Живетский ярус сложен переслаивающимися алевролитами и аргиллитами темно-серыми. Алевролиты волнисто-слоистые, с обугленным растительным детритом, участками песчанистые, иногда переходящие в песчаники мелкозернистые, кварцевые. Толщина в среднем 9 м.
Верхний отделдевонской системы представлен франским и фаменским ярусами.
Франский ярус состоит из нижнего, среднего и верхнего подъярусов.
Нижний подъярус сложен терригенными породами тиманского и пашийского горизонтов, которые представлены, преимущественно, переслаиванием зеленовато-серых терригенных пород. Алевролиты светлые, кварцевые мелкозернистые, глинистые, с растительным детритом, включениями пирита. Аргиллиты темные, слюдистые, с прослоями песчаников серых, кварцевых, разнозернистых. Терригенную толщу слагают известняки тиманского горизонта, которые керном не представлены. По аналогии с изученными разрезами соседних площадей породы темно-серые с зеленоватым оттенком, неравномерно глинистые, микро-тонкозернистые с детритом. Толщина в среднем 7 м.
Средний подъяруспредставлен саргаевским и доманиковым горизонтами и сложен известняками коричневато-серыми, темно-серыми с зеленоватым оттенком, микротонкозернистыми, органогенно-детритовыми, неравномерно доломитизированными, неравномерно глинистыми и битуминозными. Отмечаются битуминозно-глинистые промазки. В породе встречаются фораминиферы, остракоды, гастроподы, брахиоподы, членики криноидей. Толщина отложений в среднем 47 м.
Верхний подъяруспредставлен переслаиванием известняков светло-серых и коричневато-серых, органогенно-детритовых, массивных, доломитизированных, неравномерно окремнелых.
Нижняя часть разреза (мендымский горизонт) представлена известняками темно-серыми с коричневатым оттенком, коричневато-серыми, микро-тонкозернистыми, неясно-сгустковыми, со сферами, детритом, сферово-сгустковыми, неравномерно сильно перекристаллизованными, доломитизированными массивными, плотными, крепкими, с единичными кавернами, в незначительной степени с примазками зеленовато-серого аргиллита. Прослоями известняк коричневато-темно-серый до черного, сильно глинистый, битуминозный, микрозернистый, участками окремнелый, с плитчатой отдельностью.
Выше по разрезу породы представлены известняками серыми, коричневато-темно-серыми, скрытокристаллическими, участками трещиноватыми, кавернозными, плотными крепкими, неравномерно доломитизированными. Толщина отложений в среднем 77 м.
Верхняя часть разреза представлена известняками светло-серыми, серыми, тонкозернистыми, разнозернистыми, органогенно-детритовыми, водорослевыми, сильно перекристаллизованными, кальцитизированными, неравномерно доломитизированными, массивными, крепкими, плотными, с редкими примазками черного глинистого материала. Толщина отложений в среднем 116 м.
Фаменский ярус представлен известняками светло-серыми и серыми слабо доломитизированными, нефтенасыщенными, со стилолитовыми швами, с глинистыми примазками по плоскостям наслоения. Толщина в среднем 300 м.
Каменноугольная система на месторождении представлена нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел выделяется в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Турнейский ярус на территории Соликамской депрессии большей частью размыт. Это связано с перерывом в осадконакоплении, однако, в том или ином объеме он присутствует в разрезах скважин. Отсутствие четкой границы между турнейским и фаменским ярусами объясняется схожестью литологического состава. Ярус сложен известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, участками доломитизированными, в разной степени глинистыми, с частыми темно-серыми глинистыми примазками, с включениями пирита и белого кальцита. Толщина отложений в среднем 11 м.
К отложениям турнейско-фаменского возраста приурочена нефтяная залежь промышленного значения (пласт Т-Фм). К поверхности фаменско-турнейских отложений приурочен ОГ IIП.
Визейский ярус в составе окского и кожимского надгоризонтов со стратиграфическим несогласием залегает на отложениях турнейского яруса. Визейские терригенные породы характеризуются литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью по площади и разрезу, что проявляется в невыдержанности толщин песчаных пластов.
Кожимский надгоризонт представлен отложениями радаевского и бобриковского горизонтов.
Радаевский горизонтсложен чередующимися аргиллитами и алевролитами с тонкими прослоями песчаников. Алевролиты темно-серые, почти черные, желтовато-серые, глинистые, плитчатые, иногда каолинитовые, прослоями углисто-глинистые, с включениями пирита. Аргиллиты темно-серые, почти черные, слабослюдистые, неравномерно алевритистые, тонкослоистые, с остатками углефицированных растений. Песчаники серые, с коричневатым оттенком, мелко-среднезернистые, кварцевые, глинистые. Толщина отложений 1,3-7 м.
Бобриковский горизонт сложен преимущественно разнозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, редко черного каменного угля. Песчаники серые и темно-серые, кварцевые, с глинистым цементом, в основном алевритистые, слоистые. Алевролиты темно-серые кварцевые, неясно-слоистые, с обугленными растительными остатками. Аргиллиты темно-серые почти черные, часто углистые плитчатые, прослоями алевритистые с включениями пирита и массой обугленных растительных остатков. Толщина отложений 18-25 м.
К горизонту приурочена промышленная нефтегазоконденсатная залежь (пласт Бб).
Окский надгоризонт включает в себя породы тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт по литологическим особенностям подразделяется на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная пачкапредставлена переслаиванием алевролитов, аргиллитов, песчаников с прослоями каолинитовых аргиллитов и известняков. Алевролиты серые, темно-серые, кварцевые, мелко- и тонкозернистые, неравномерно глинистые, с ходами илоедов, выполненных серым песчаным материалом, с обугленными растительными остатками, прослоями с примесью каолинита и гнездами пирита. Аргиллиты темно-серые, почти черные, слюдистые, алевритистые, тонкослоистые, оскольчатые, с растительными остатками, включениями пирита, с частыми тонкими горизонтальными прослойками серого песчаника. Песчаники светло-серые, серые, кварцевые, мелкозернистые, иногда разнозернистые с тонкими трещинками, заполненными серой глиной. В нижней части горизонта отмечается прослой каолинита, толщиной до 1 м, зеленовато-желто-серого, неясно-слоистого с обугленными растительными остатками. Толщина терригенной пачки 16-16,9 м.
К данным отложениям приурочена залежь нефти (пласт Тл2).
К кровле тульских терригенных отложений приурочен ОГ IIК.
Карбонатная пачкапредставлена известняками темно-коричневато-серыми, микро-тонкозернистыми с детритом и органогенно-детритовыми, неравномерно глинистыми, слабо доломитизированными, с песчаной примесью. Отмечаются вертикальные трещины, заполненные кальцитом. Среди органических остатков отмечаются фораминиферы, брахиоподы, кораллы, членики криноидей. Прослоями породы глинистые, плитчатые, плотные, крепкие. Толщина карбонатной пачки в среднем 8-9 м.
Алексинский горизонт представлен известняками темно-серыми, иногда с коричневатым оттенком, тонкозернистыми с детритом, детритовыми, фораминиферово-детритовыми, сильно перекристаллизованными, доломитизированными до перехода в доломит зернистый, сульфатизированный, неравномерно известковистый с реликтами фауны. Отмечаются прослои аргиллитов темно-серых, плитчатых. В известняках встречаются многочисленные остракоды, брахиоподы, членики криноидей, кораллы, водоросли.
Толща михайловско-веневского горизонта представлена известняками и доломитами с незначительными прослоями аргиллитов. Известняки коричневато-темно-серые, микро-тонкозернистые с детритом, фораминиферово-детритовые, органогенно-обломочные, неравномерно доломитизированные, глинистые, с включениями пирита и примазками битума. Детрит представлен обломками брахиопод, остракод, криноидей, игл морских ежей, кораллов и обрывками водорослей. Доломиты вторичные, часто с остаточной органогенной структурой, глинистые, битуминозные, участками сульфитизированные, пористые. Среди карбонатных пород обычны прослои аргиллитов темно-серых, алевритистых, известковистых, тонкоплитчатых. Общая толщина алексинско-михайловско-веневского горизонта 118 м.
Отложения серпуховского яруса представлены светло-серыми, почти белыми карбонатными породами. Доломиты разнозернистые, известковистые, неравномерно сульфатизированные, пористые и кавернозные, с пятнами битума, трещиноватые. Трещины выполнены серым глинистым материалом. Доломиты чередуются с известняками детритовыми и зернистыми, неравномерно доломитизированными, прослоями глинистыми. В породах отмечаются фораминиферы, членики криноидей, обломки брахиопод, остракод и водорослей. Толщина отложений 119,5-125 м.
Средний отдел залегает на отложениях нижнекаменноугольного отдела со стратиграфическим несогласием, представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус сложен известняками серыми с разными оттенками, органогенно-детритовыми, прослоями водорослево- и фораминиферово-детритовыми тонкозернистыми, перекристаллизованными, участками доломитизированными, с обломками известняка коричневато-серого микрозернистого. Известняки постепенно сменяются доломитами коричневато-серыми, микро-тонкозернистыми, иногда мелкокавернозными. Встречаются незначительные прослои аргиллитов темно-серых, зеленовато-серых, неравномерно известковистых, плитчатых, оскольчатых. Толщина, сохранившихся от размыва, башкирских отложений до 51-52 м.
К отложениям серпуовского и башкирского возрастов приурочена газонефтяная залежь промышленного значения (пласт Бш-Срп).
К кровле карбонатной пачки башкирского яруса приурочен ОГ Iп.
Московский ярус представлен верейским, каширским (нижний подъярус), подольским и мячковским (верхний подъярус) горизонтами. Общая толщина 198-212 м.
Верейский горизонт сложен неравномерно переслаивающимися известняками и аргиллитами, среди которых – прослои доломитов, мергелей, алевролитов. Известняки серые, коричневато-светло-серые, детритовые и мелкозернистые с детритом брахиопод, криноидей, остракод, водорослей, неравномерно глинистые, доломитизированные, перекристаллизованные, иногда сульфатизированные с включениями пирита, кремня. Участками известняки глинистые переходят в мергель тонкозернистый, плотный, крепкий. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, неравномерно известковистые, слюдистые, тонкоплитчатые, хрупкие. Среди аргиллитов прослеживаются прослои алевролита темно-серого, известковистого, неравномерно глинистого. Доломиты коричневато-серые, серые, тонкозернистые, глинистые. Толщина отложений 71-73 м.
Каширский горизонтпредставлен однородной карбонатной толщей, сложенной известняками и доломитами с включениями пирита, ангидрита и гипса. Известняки светло-серые, серые реже темно-серые, микро-мелкозернистые с детритом, органогенно-детритовые, детритово-фораминиферовые, участками плитчатые за счет неравномерной глинистости. Наблюдается доломитизация, сульфатизация пород, отмечается битуминозность по стилолитовым швам. Доломиты светло-серые с коричневатым оттенком, тонкозернистые, известковистые, глинистые часто с включениями ангидрита. Толщина отложений 46-47 м.
Подольский горизонт представлен чередованием известняков и доломитов серых, светло-серых, коричневато-серых. Известняки мелкозернистые, фораминиферово-детритовые, неравномерно глинистые, слоистые, с примазками глины по стилолитовым швам, часто доломитизированные с включениями ангидрита и кремня. Доломиты тонкозернистые, глинистые, прослоями кавернозные сульфатизированные. Отмечаются тонкие прослои аргиллитов темно-серых, известковистых. Толщина отложений 46-48 м.
Мячковский горизонтпредставлен неравномерно переслаивающимися известняками и доломитами. Известняки серые с коричневатым оттенком, зеленовато-серые тонкозернистые, зернисто-детритовые, неравномерно сильно доломитизированные, прослоями глинистые, участками окремнелые. Доломиты темно-серые, серые, реже коричневато-серые, микро-тонкозернистые, неравномерно известковистые, глинистые, крепкие с включениями ангидрита. Толщина отложений 34-45 м.
Верхний отделпредставлен, преимущественно, доломитами серыми и темно-серыми, микро-тонкозернистыми прослоями с остаточной органогенной структурой. Породы в различной степени известковистые, участками глинистые и битуминозные. Толщина отложений 49-53 м.
Пермская система представлена нижним отделом, в составе которого выделены ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы.
Нерасчлененная толща сакмарско-ассельского яруса представлена известняками серыми, кристаллическими, прослоями органогенно-детритовыми, с фауной брахиопод и мшанок, реже криноидей и фораминифер, с доломитами серыми, кавернозными, с включениями кальцита. Толщина отложений 314 м.
Артинский яруспо литологическому составу подразделяется на 2 пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенную.
Карбонатная пачка представлена светло-серыми, темно-серыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными известняками с многочисленной фауной.
Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями и тонкими прослоями известняков, доломитов. Песчаники серые, зеленовато-серые, разнозернистые, участками алевритистые, неясно слоистые. Алевролиты зеленоватые и темно-серые, иногда почти черные, глинистые, разнозернистые, песчанистые. Мергели темно-серые до черных, с зеленоватым оттенком, известковистые, алевритистые, участками неясно слоистые. Известняки и доломиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, в различной степени глинистые, прослоями алевритистые. Общая толщина отложений артинского яруса 537-538 м
Кунгурский яруспредставлен филипповским и иренским горизонтами.
Филипповский горизонт представлен двумя пачками: верхней – глинисто-карбонатной и нижней – сульфатной.
Глинисто-карбонатная пачка сложена чередующимися между собой мергелями, известняками, доломитами, аргиллитами, песчаниками, алевролитами, глинами.
Сульфатная пачка сложена в основном ангидритами с маломощными прослоями доломитов. Толщина отложений 102-103 м.
На Жилинском месторождении вскрыта, березниковская свита иренского горизонта, в составе которой выделяется снизу вверх глинисто-ангидритовая и соляная толщи.
Глинисто-ангидритовая толща стратиграфически соотносится с шестью пачками классического платформенного разреза иренского горизонта (снизу вверх): ледянопещерской, неволинской, шалашнинской, ёлкинской, демидковской, тюйской. Четные пачки сложены преимущественно доломитизированными глинами, мергелями и доломитами, нечетные – переслаиванием ангидритов, доломитов, мергелей с включениями и линзами каменной соли. Толщина отложений 225 м.
Соляная толща стратиграфически соотносится с лунежской пачкой классического разреза иренских отложений и подразделяется сверху вниз на покровную каменную соль, сильвинито-карналлитовую и сильвинитовую пачки, составляющие собственно калийную залежь, подстилающую каменную соль. Толщина соляной толщи 288 м.
Общая толщина иренского горизонта 511,8-513 м.
Уфимский ярус представлен соликамским и шешминским горизонтами.
Соликамский горизонт Нижняя часть горизонта представлена соляно-мергельной толщей, верхняя часть – терригенно-карбонатной толщей.
Соляно-мергельная толща сложена мергелями, глинами известковистыми, загипсованными и засолоненными, иногда с прослоями ангидрита, каменной соли и включениями пирита. Терригенно-карбонатная толща на площади представлена чередованием глинистых известняков, мергелей серых, желтовато-серых. Толщина 215 м.
Шешминский горизонт представлен пестроцветной толщей, переслаиванием песчаников и алевролитов зеленовато-серых, серых и аргиллитов бурых. Толщина отложений 28 м.
Отложения четвертичной системы почти повсеместно залегают на размытой поверхности нижнепермских отложений и представлены аллювиальными и элювиально-делювиальными отложениями - суглинками, глинами бурыми и красновато-бурыми, песками серыми и темно-серыми кварцевыми, реже галечниками. Толщина отложений 8 м.
Тектоническое строение месторождения
В тектоническом отношении Жилинское месторождение приурочено к одноименному поднятию, расположенному на Березниковском палеоплато, в центральной части Соликамской депрессии (Рис. 2). Жилинское месторождение приурочено к локальной структуре тектоно-седиментационного генетического типа.
Согласно карте тектонического районирования, по кристаллическому фундаменту изучаемая площадь находится на восточном склоне Камской гомоклинали.
Поверхность фундамента находится на глубине около 5 км и моноклинально погружается в северо-восточном направлении. На эродированной поверхности фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегает осадочный чехол, сложенный вендскими, палеозойскими отложениями и породами четвертичной системы. Мощность толщи терригенных отложений вендского возраста составляет порядка 2.0 км.
Палеозойский комплекс содержит толщу пород от среднедевонских до нижнепермских включительно.
К кровле тиманских терригенных отложений приурочен ОГ III, который на изучаемой территории моноклинально погружается в восточном направлении от абс. отм. -2590 м до -2790 м.
По отложениям верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса площадь находится в восточной части Березниковского палеоплато.
Жилинский рифовый массив четко выделяется на временных разрезах в центральной части по аномальному увеличению значений DТ0III-IIп и уменьшению параметров Т0 основных опорных горизонтов в интервале от нижнекаменноугольных до нижнепермских отложений.
Полученная сейсмическая информация во временном интервале ОГ III-ПП позволяет судить о сложном строении верхнедевонско-турнейской толщи, обусловленном формированием ККСВ.
Полученная сейсмическая информация во временном интервале ОГ III-ПП позволяет судить о сложном строении верхнедевонско-турнейской толщи, обусловленном формированием ККСВ. В пределах площади выделены фации рифового массива (I), межрифовых отложений (II) и впадинных (III) терригенно-карбонатных отложений с развитием турнейских клиноформных образований. В пределах рифа выделяются гребневая (Iа), платформенная (Iб), лагунная (Iв), склоновая (Iг) субфации и субфация с возможным развитием палеокарста (Iд). Мощность карбонатно-органогенных осадков в пределах рифа изменяется от 555 м до 500 м.
Формирование рифового массива происходило в раннефранское время, когда в пределах рифа образовались две вершины, разделенные лагуной. В позднефранский-раннефаменский периоды при относительном понижении уровня моря происходило частичное разрушение гребневых частей и заполнение лагуны глинистыми известняками. В результате эрозионно-карстовой деятельности в позднефаменское время рифовый массив приобретает очертания, близкие к современным. Процессы эрозии и карстования получили наиболее широкое развитие в восточной части рифа.
К поверхности фаменско-турнейских отложений приурочен ОГ IIП. В его структурном плане на фоне регионального погружения в восточном направлении от абс. отм. -2170 м до -2370 м выделяется Жилинская структура, связанная с позднедевонским рифовым массивом. Поднятие картируется в виде купола субмеридионального простирания с крутыми крыльями. Его размеры составляют 6.7 ´ 4.7 км, амплитуда - 86 м. На восточном крыле поднятия отмечается наиболее резкий градиент погружения ОГ IIП, усиленный склоном Березниковского палеоплато. Он достигает 190 м/км. С запада структура окаймляется межрифовой впадиной
К кровле визейских терригенных отложений приурочен ОГ IIК, который характеризуется общим плановым соответствием с поверхностью фаменско-турнейских карбонатов. При этом морфология Жилинского поднятия сохраняется.
В поздневизейско-башкирское время структура в значительной степени была снивелирована карбонатными осадками, в результате чего рельеф поверхности башкирских карбонатных отложений характеризуется меньшей расчлененностью относительно нижнекаменноугольных отложений. Амплитуда структуры по ОГ IП уменьшается до 69 м.
Толща нижнепермских пород, покрывающая отложения каменноугольной системы, отличается фациальной изменчивостью: распространением органогенных построек и «терригенного клина» артинского возраста, наличием позднеиренской соляной толщи.
Поверхность артинских карбонатных пород (ОГ АК) характеризуется региональным погружением в восточном направлении. Жилинскому поднятию в рельефе поверхности артинских карбонатных отложений соответствует структурный выступ, раскрывающийся узким перешейком в южной части площади и осложненный рядом вершин, связанных с облеканием артинских органогенных построек.
Интенсивное прогибание территории в раннепермское время привело к образованию артинского «терригенного клина», мощность которого увеличивается в северо-восточном направлении от 310 м до 560 м, несколько уменьшаясь над раннепермскими органогенными постройками.
Кровля артинских терригенных отложений (ОГ АТ) залегает несогласно с нижележащими горизонтами палеозоя, воздымаясь в северо-восточном направлении.
К подошве толщи верхнеиренских солей приурочен отражающий горизонт СП, который в общих чертах повторяет структурный план ОГ АТ.
Рис.2. Тектоническая схема (выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Жилинском месторождении промышленно нефтегазоносны: верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш-Срп), визейский терригенный (пласты Тл2, Бб) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т-Фм).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуры снизу-вверх в соответствии с последовательностью накопления отложений.
При построении структурных карт за основу принимались карты по отражающим горизонтам IП, IIК, IIП. В зонах замещения коллекторов плотными породами построение структурных карт выполнено с использованием стратиграфических границ пластов.
В ряде скважин, в которых отсутствует запись ГИС в масштабе 1:200, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина выделялась по данным 3D моделирования.
Предыдущие оперативные пересчеты запасов УВС проведены в 2014 и 2015 гг.
В 2014 г. оперативный пересчет запасов проведен по результатам бурения разведочных скважин 52, 53, 54 и эксплуатационных скважин 402 и 403, переинтерпритации сейсморазведочных работ МОГТ-3D (протокол ФАН № 18/815-пр. от 11.12. 2014 г.).
В 2015 г. проведен оперативный пересчет запасов пласта Т-Фм по результатам бурения 2-х эксплуатационных скважин 404 и 501 (протокол ФАН № 03-18/571-пр. от 30.09.2015 г.).
В 2015 г. составлена «Технологическая схема разработки Жилинского нефтегазоконденсатного месторождения Пермского края», которая является действующим проектным документом (протокол ЦКР № 65-15 от 01.12. 2015 г.).
По состоянию на 01.01.2020 г. объем информации пополнился по результатам бурения новых 28-ми эксплуатационных скважин и 5-ти боковых стволов.
В скважине 106 отобраны представительные глубинные пробы нефти и одна проба газа, проведены исследования методом MDT (Прил.8), по результатам которых установлена нефтеносность в отложениях серпуховского яруса. В связи с тем, что перемычка между пластами Бш и Срп составляет не более 2-х метров, предлагается объединение пластов к единый подсчетный объект – пласт Бш-Срп. Также по результатам исследований верхней части пласта Бш-Срп (скв. № 106) и получения притока свободного газа предлагается выделение газовой шапки.
С учетом новых данных, уточнены отметки положения флюидальных контактов (ВНК, УПУ).
Газонефтяной и водонефтяной контакт пласта Бш-Срп предлагается принять на основании данных исследований методом MDT в скважине 106. Водонефтяные контакты (ВНК, УПУ) по пластам Тл2, Бб, Т-Фм оставлены без изменений и соответствуют числящимся на балансе. Газонефтяной контакт по пласту Бб скорректирован и принят на основании данных ГИС, с учетом результатов испытаний в новых эксплуатационных скважинах, в которых приток нефти получен выше ранее утвержденного уровня ГНК (скв. №№ 224, 405).
В ряде скважин, в которых отсутствует запись ГИС в масштабе 1:200, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина выделялась по данным 3D моделирования.
Следует отметить, что БС 520_2 и 520_3 учитывались только при распределении коллектора. При структурных построениях данные скважины не участвовали, т.к. забурены ниже кровли аналога пласта.
Ниже приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому нефтегазоносному комплексу.
Верхневизейско-башкирский
карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленная нефтеносность и нефтепроявления в пределах данного комплекса установлена в башкирских отложениях практически на всех месторождениях Соликамской депрессии, в том числе и на близлежащих Юрчукском, Бельском и Логовском.
В башкирских отложениях Жилинского месторождения отмечены нефтепроявления по керну и установлена промышленная нефтеносность пласта Бш-Срп.
Коллекторами служат известняки детритово-биоморфные (детритово-водорослевые, детритово-фораминиферовые), детритовые и комковатые (комковато-детритовые, детритово-комковатые, детритово-сгустковые) (Гл.7).
Покрышкой являются плотные глины нижней части верейского горизонта и заглинизированная толща известняков верхней части башкирского яруса.
Пласт Бш-Срп
Средняя толщина пласта 85,5 м. В пределах залежи пробурено 36 скважин и 3 БС.
Промышленная нефтеносность пласта установлена при испытании в скважине 50-ОГН (1988 г.), где в интервале перфорации 2008 – 2022 (-1814,7-1828,7) м получен приток нефти (Qн=45,6 т/сут) на штуцере 5 мм.
В процессе бурения в скважине 50-ОГН испытателем пластов (1987 г.) опробован интервал 2008 – 2070 (-1814,7 -1876,7) м, где за 4 мин. стояния на притоке получено 0,9 м3 фильтрата, сильногазированного с нефтью.
При дальнейшей разведки месторождения, в 2011 году при испытании в колонне скважины 51 в интервалах 2538-2543 м (-1808,6-1812,6 м); 2545-2549 м (-1814,2-1817,4 м); 2550-2550 м (-1818,2-1822,1 м) получен приток нефти с газом (Qн=1,7 т/сут, Qг=1,3 м3/сут).
В 2014 году в скважине 54 проведены исследования методом MDT, где на глубине 2785,5 (-1826,3 м) получен приток нефти с водой объеме 58 л.
Ранее, при оперативном пересчете запасов УВС в 2014 году, залежь пласта Бш по фазовому состоянию классифицировалась как нефтяная с отметкой флюидального контакта (УПУ) на абс.отм. -1827,9 м, принятой по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 50-ОГН, с учетом испытаний в скважинах 50-ОГН и 54.
В настоящей работе, в связи с получением притока нефти из пласта Срп в скважине 106 и объединение пластов Бш и Срп в единый подсчетный объект, предлагается принять единый уровень ВНК на абс.отм. -1833 м. На основании детальной коррелляции пластов выявлено, что плотный раздел между пластами Бш и Срп составляет порядка 2-х метров, что не исключает гидродинамической связи между пластами.
Отметку ВНК предлагается принят округленной на абс. отм. -1833 м по данным испытаний в скважине 106, где по результатам исследования, проведенного с помощью испытателя MDT на глубине 2143 (-1832,7) м за 168 мин. получен приток нефти с небольшим количеством фракции воды объемом 144 л (обводненность ~ 10%, вероятно фильтрат РВО). По данным ГИС, подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора отмечается на абс.отм. -1832,9 м.
Ниже предлагаемой отметки ВНК, в скважине 106, на глубине 2147,7 (-1837,1) м за 270 мин. получен приток фракции нефти и воды объемом 43 л (обводненность ~50%, пл.вода+ФБР) (Прил.10).
Также по результатам исследований с помощью испытателя MDT верхней части пласта Бш в скважине 106 с глубин 2096,8 (-1789,3) м, 2109,7 (-1801,5) м и 2114,3 (-1805,8) м получен приток газа, отобрана одна проба. При открытии пробоотборника визуально наличие жидкой фракции не установлено (Гл.8).
Исходя из полученных результатов в скважине 106, в пределах пласта Бш-Срп предлагается выделение газовой шапки с ГНК на абс.отм.- 1806,4 м по подошве нижнего газонасыщенного пропластка в скважине 106.
Размеры газовой шапки составляют 1,7´ 3,8 км, высота – 21,6 м. Эффективная газонасыщенная толщина по скважинам составляет 0,5-8,3 м (сред.2,7), средневзвешанная по площади 3,2 м.
Размеры газонефтяной залежи оставляют 3,1 ´ 5,8 км, высота – 26,6 м, по типу залежь – массивная.
Эффективная нефтегазонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 0,9 до 18,8 м (сред. 8,5 м). Средневзвешенная нефтегазонасыщенная толщина по площади составляет 6,1 м.
Залежь пласта Бш-Срп разрабатывается с 1993 года, на 01.01.2020 г. накопленная фактическая добыча нефти составила 114 тыс. т.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Промышленные залежи в терригенной части визейских отложений центральной части Соликамской депрессии отмечены на Юрчукском, Чашкинском и Логовском месторождениях. На Жилинском месторождении к отложениям тульского горизонта приурочена промышленная залежь нефти, к отложениям бобриковского горизонта - нефтегазоконденсатная залежь.
Тульский горизонт
Пласт Тл2
Представительным керном нефтенасыщенная часть пласта не охарактеризована.
Нефтеносность пласта Тл2 установлена при совместном испытании с пластами Бб и Мл в колонне скважины 50-ОГН (1988 г.) в интервале 2286,0–2308,0 (-2092,5-2114,5) м, где получен приток нефти, дебитом 13 т/сут.
При дальнейшей разведке месторождения, в пределах пласта пробурены разведочные скважины 51, 52, 53, 54 в которых, по данным ГИС, разрез представлен плотными породами.
Бурение новых эксплуатационных скважин (скв. №№ 407, 408, 408_2, 226) позволило скорректировать зону замещения коллекторов плотными породами в сторону ее уменьшения.
Пласт значительно не выдержан по площади. С учетом новых данных, в пределах пласта выделяется три залежи: основная, р-н скв. № 408 и р-н скв. 226.
Основная залежь. В пределах залежи пробурена скважина 50-ОГН. Толщина пласта в скважине 6,4 м.
В связи с отсутствием новой информации в пределах залежи, позволяющей уточнить положение флюидального контакта, предлагается оставить условный уровень подсчета запасов на абсолютной отметке -2150 м, принятый в предыдущем пересчете запасов по коэффициенту заполнения ловушки.
Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 1,9´5,8 км, высота – 55,5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине составляет 1,8 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади составляет 1,4 м.
Р-н скв. 408. В пределах залежи пробурены скважины 407, 408 и БС 408_2. В скважинах испытания пласта не проведены.
При принятии УПУ по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора в БС 408_2 на абс.отм. -2097,4 м и остальных подсчетных параметров по основной залежи, начальные геологические запасы нефти составляют 25 тыс. т, начальные извлекаемые – 11 тыс. т. В связи с незначительными запасами, промышленная значимость которых не подтверждена испытаниями, залежь не предлагается для постановки на баланс.
Р-н скв. 226. В пределах залежи пробурена одна скважина, пласт в скважине не перфорирован.
При принятии УПУ по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора на абс.отм. -2097,3 м и остальных подсчетных параметров по основной залежи, начальные геологические запасы нефти по данной залежи составляют 11 тыс. т, начальные извлекаемые – 5 тыс. т. В связи с незначительными запасами, залежь не предлагается для постановки на баланс.
Бобриковский горизонт
Пласт представлен переслаиванием плотных, крепких алевролитов и аргиллитов, участками углистых, с включениями пирита и растительных остатков, редко с прослойками серого песчаника.
Пласт Бб
Пласт залегает в кровле бобриковского горизонта. Продуктивный пласт Бб отделяется от вышележащего пласта Тл2 аргиллитово-алевролитовой толщей 1,5-2,5 м.
Газонасыщенная часть пласта представлена песчаниками среднезернистыми и разнозернистыми, песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевролиты слабо глинистыми. В нефтенасыщенной части – это также песчаники мелкозернистые и средне-мелкозернистые, алевритистые, мелко-среднезернистые и алевролиты песчаные, содержание глины и карбонатов незначительное.
Пласт в целом выдержан по площади, только в скважине 50-ОГН коллектора замещены плотными породами. В пределах залежи пробурено 31 скважина и 2 БС. Средняя толщина пласта составляет 23,2 м.
Промышленная значимость залежи установлена по результатам бурения разведочной скважины 51 (2011 г.), где в интервале перфорации 2902,5-2904,5 (-2091-2092,6) м получен приток газоконденсата.
В дальнейшем, по результатам бурения и опробования разведочных скважин 52 и 54 (2013-2014 г.), получен приток нефти с газом, в связи, с чем залежь по фазовому состоянию классифицируется как нефтегазоконденсатная с отметкой ВНК (УПУ) на абс. отм. - 2150 м и ГНК на абс.отм. -2106 м.
Новая геологическая информация получена по результатам эксплуатационного бурения в 2015-2019 гг.
С учетом новых данных, в скважинах 224, 405, в которых получены притоки нефти выше принятого уровня ГНК, отметку ГНК предлагается принять на абс. отм – 2100 м.
В скважине 224 (2019 г.) из интервала перфорации 2383-2385 (-2103,1-2105,1) м получен приток газированной нефти.
В скважине 405 (2015 г.) в интервале 2878-2877 (-2100-2104,4) м получен приток нефти дебитом 32 т/сут (содерж. воды 1 %).
Наличие газовой шапки подтверждается результатами исследований с помощью испытателя MDT в скважине 106, где на глубинах 2415.3 (-2085.2) м и 2419.9 (-2089.5) м получен приток газа.
Также в 2019-2020 годах проведены газоконденсатные исследования в скважинах 219 (интервал перфорации на абс.отм. -2099,9-2103,7 м) и 228 (интервал перфорации на абс.отм. -2096,8-2101,1 м). На разных режимах работы скважин (в скважине 228 на штуцерах 6, 8 и 10 мм при давлении сепарации 1.47-2.34 МПа; в скважине 219 на штуцерах 8, 10 и 12 мм при давлении сепарации 3.10-3.14 МПа) отобраны по три пробы нестабильного конденсата и газа сепарации в контейнеры. Кондиционность проб оценивали согласно инструкции по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Таким условиям отвечал режим работы скважины 228 на штуцере 10 мм, скв. 219 на штуцере 8 мм. Исследования, проведенные на данных режимах, признаны кондиционными, полученные по ним параметры газоконденсатных систем приняты в расчет средних значений.
Ранее принятый условный подсчетный уровень водонефтного контакта (УПУ) предлагается оставить без изменений на абс. отм. -2150 м, но рассматривать как ВНК, т.к. в скважине 227 в интервале перфорации 3435-3438 (-2143,3-2144,6) м получен приток нефти с водой (Qн =14,9 т/сут, Qв = 12,1 м3/сут, содержание воды 49 %). Принимая во внимание, что в скважине удлинение составляет более 1000 м, уровень флюидального контакта предлагается не пересматривать.
Размеры газовой шапки составляют 1,2 ´ 3,4 км, высота – 26,5 м. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 0,3-10 м (сред.4,1 м). Средневзвешанная по площади 4 м.
Размеры нефтегазоконденсатной залежи оставляют 2,3 ´ 5,6 км, высота –50 м, по типу залежь – пластово-сводовая, литологически экранированная.
Эффективная нефтегазонасыщенная толщина в скважинах изменяется от 1 до 18,5 м (сред. 7,3 м). Средневзвешенная нефтегазонасыщенная толщина по площади составляет 6 м.
Разработка пласта Бб началась в октябре 2013 г., когда пробурена и введена в эксплуатацию разведочная скважина 52. Накопленная добыча нефти 451 тыс.т.
Радаевский горизонт
Пласт Мл
В скважине 50-ОГН (1988 г.) в интервале перфорации 2318,0-2322,0 м (-2124,5 -2128,5 м) притока не получено.
В новой эксплуатационной скважине 227 перфорация пласта Мл проведена в интервале 3478-3494 (-2162,5-2169,8) м, по результатам свабирования притока не получено.
По данным ГИС, в 21-ой скважине пласт представлен плотными породами, в 8-ми скважинах выделяется незначительная эффективная нефтенасыщенная толщина от 0,3 до 1,7, за исключением скважине 227, где эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 11,3 м.
С учетом малых нефтенасыщенных толщин в большинстве скважина и неподтверждаемостью продуктивности пласта при опробовании в скважинах 50-ОГН и 227, не предлагается рассматривать залежь в пределах пласта Мл как промышленно значимую.
Верхнедевонско-турнейский
карбонатный нефтегазоносный комплекс
Промышленные залежи нефти в пределах этого комплекса отмечены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. В центральной части депрессии залежи с промышленными запасами нефти выявлены на Чашкинском, Юрчукском и Логовском месторождениях. На Жилинском месторождении к турнейско-фаменским отложениям приурочена газоконденсатная залежь.
Пласт Т-Фм
В пределах пласта пробурено 30 скважин и 1 БС. Средняя толщина пласта до ВНК составляет 29,9 м.
Отметку ВНК предлагается оставить без изменений на абс. отм. -2154,3 м по подошве последнего нижнего нефтенасыщенного прослоя, выделенного по ГИС, в скважине 52 с учетом результатов опробования, где на глубине 2666,0 м (-2153,5 м), 2666,5 м (-2154,0м), 2667,0 м (-2154,5 м) после свабирования получены притоки воды в объеме 20 м3 и смеси воды, газа и пленки нефти в объеме 34 м3.
Во всех новых эксплуатационных скважинах перфорация пласта проведена выше утвержденной отметки ВНК до абс.отм. -2144,9 м, получены притоки нефти дебитами 14,5 до 42,5 т/сут. Таким образом, новые данные не противоречат утвержденному флюидальному контакту.
Размеры залежи в пределах контура нефтеносности 2,7 ´ 5,2 км, высота – 54,5 м, по типу залежь массивная.
Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1,2 м до 9,5 м (сред.5,4 м). Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по площади 5,4 м.
Разработка пласта Т-Фм началась в январе 2014 г., когда пробурена и введена в эксплуатацию разведочная скважина 53. Накопленная добыча нефти 322 тыс. т.
Источник:Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Жилинского нефтегазоконденсатного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г.Ефремова Е.И., Мулькова Л.Г., Окулова Л.В., и др. 2020.
Следующее Месторождение: Кучуковское