Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 31.01 км²
Васильевское месторождение
Васильевское месторождение находится в центральной части Пермского края, на территории Ильинского района. В тектоническом плане Васильевское месторождение расположено в центральной части Висимской моноклинали в пределах Васильевской валообразной зоны.
Васильевское месторождение нефти открыто в 1958 г. в результате поисково-разведочного бурения на Северном и Южном куполах, с 1967 по 2001 гг. открыты залежи нефти на Буткановском, Западно-Васильевском, Западно-Катаевском, Катаевском, Кузьминском, Северо-Кузьминском, Серковском куполах. Промышленная нефтеносность установлена в визейских терригенных (пласты Бб и Тл2) и турнейских карбонатных (пласт Т) отложениях. Всего открыто 15 залежей нефти, расположенных на 9 куполах.
Васильевское нефтяное месторождение введено в разработку в 1961 г. Система ППД на месторождении внедрена в 1967 г.
В разработку месторождение введено поисково-разведочными скважинами поэтапно: Северный и Южный купола в 1961 году, Кузьминский купол – в 1967 году, Катаевский – в 1969 году, Западно-Катаевский - в 1985 г., Северо-Кузьминский и Серковский – в 1990 году. Разработку осуществляли в разное время Объединение «Пермнефть», предприятие ЗАО «РТК», затем ЗАО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», в настоящее время – ООО «УралОйл».
Обоснование выделения подсчетных объектов, категорий запасов нефти и площадей
Пласт C1tl (Тл2)
В пласте Тл2 выявлено восемь залежей нефти.
Залежь Буткановского купола в районе скв.241 вскрыта одной скважиной. В процессе бурения в скв.241 выполнено испытание в интервале пласта Тл2, получена нефть 0,3 м3 и фильтрат бурового раствора 1,1 м3.
Залежь не разрабатывается. Запасы нефти отнесены к категории В2.
Запасы залежи Буткановского купола в районе скв.241 пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории В2 37 / 11 тыс.т, залежь полностью находится в нераспределенном фонде недр.
Залежь Буткановского купола в районе скв.242 вскрыта одной скважиной. В процессе бурения в скв.242 выполнено совместное испытание на приток пластов Бб и Тл2, получена нефть и фильтрат бурового раствора. Пласт Тл2 вскрыт перфорацией в интервалах 1869,0-1871,0 и 1872,0-1874,5 м (абс.отм. минус 1527,8-1529,8 и минус 1530,8-1533,3 м), получен приток нефти 1,03 т/сут с водой 1,07 м3/сут.
Залежь не разрабатывается. Запасы нефти отнесены к категории В1, так как нефтеносность подтверждена результатами перфорации в колонне скв.242.
Запасы залежи Буткановского купола в районе скв.242 пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории В1 54 / 16 тыс.т, залежь полностью находится в нераспределенном фонде недр.
Залежь Западно-Катаевского купола вскрыта 2 скважинами - 266 и 269. В обеих скважинах выполнена перфорация в обсаженной колонне, получены безводные притоки нефти: в скв.266 дебит нефти 26,1 т/сут, в скв.269 - 1,1 т/сут.
В связи с низкой обеспеченностью выполнен прирост запасов за счет перераспределения нефтенасыщенных пород по площади залежи и, соответственно, увеличения объема нефтенасыщенных пород.
Скважины 266 и 269 являются добывающими на пласт Тл2. Разработка залежи осуществляется нерегулярной сеткой скважин [11]. Шаг эксплуатационной сетки скважин L принят 500 м (в соответствии с изменениями Методических рекомендаций по применению Классификации запасов от 19.04.2018 г., п.6). Расстояние от скважин эксплуатационного фонда (скв.266, 269) до границы залежи менее 2L (менее 1000 м). Запасы залежи в границах лицензионного участка отнесены к категории А. В нераспределенном фонде недр запасы УВС подсчитаны по категории В1.
Запасы залежи Западно-Катаевского купола пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категориям АВ1 419 / 184 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 352 / 156 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории В1 67 / 28 тыс.т.
Залежь Катаевского купола. В контуре нефтеносности находятся три скважины - 90, 91, 128. В скважинах 90 и 91 выполнена перфорация в обсаженной колонне, получены безводные притоки нефти: в скв.90 дебит нефти 15,0 т/сут, в скв.91 - 3,5 т/сут.
Залежь разрабатывалась скважинами 90 и 91 с 1969 по 1991 гг.. Расстояние от скважин эксплуатационного фонда (скв.90, 91) до границы залежи менее 2L (менее 1000 м). Запасы залежи отнесены к категории А.
Запасы залежи Катаевского купола пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории А 201 / 80 тыс.т, залежь полностью находится в нераспределенном фонде недр.
Залежь Кузьминского купола вскрыта 15 скважинами. Перфорация в обсаженной колонне выполнена в 5 скважинах: в скв.121, 124, 125, 127 вскрыты пласты Бб+Тл2, получены безводные притоки нефти, в скв.131 при совместном опробовании пластов Бб+Тл2 получена нефть с водой. Все перечисленные скважины в разное время входили в фонд добывающих скважин, работали на два пласта - Бб и Тл2.
Разработка залежи осуществляется нерегулярной сеткой скважин. Шаг эксплуатационной сетки скважин L принят 500 м (в соответствии с изменениями Методических рекомендаций по применению Классификации запасов от 19.04.2018 г., п.6). Расстояние от линии, проходящей через крайние скважины эксплуатационного фонда, до границы залежи менее 2L (менее 1000 м). Запасы залежи в границах лицензионного участка отнесены к категории А. В нераспределенном фонде недр запасы УВС подсчитаны по категории В1.
Запасы залежи Кузьминского купола пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категориям АВ1 496 / 188 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 352 / 134 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории В1 144 / 54 тыс.т.
Залежь Северного купола. В контуре нефтеносности находятся 25 скважин. В 17 скважинах в результате перфорации получены безводные притоки нефти: из пласта Тл2 в скважинах 2, 15, 26, 41, 42, 44, 45, 56, 201 и из пластов Бб+Тл2 в скважинах 1, 40, 46, 49, 50, 51, 52, 65. В скв.202, 205 при перфорации пласта Тл2 и в скв.200 при совместном вскрытии пластов Бб и Тл2 получена нефть с водой. Все перечисленные скважины, кроме скв.26 и 56, в разное время входили в эксплуатационный фонд. Таким образом, скважины эксплуатационного фонда расположены по всей площади залежи.
Залежь разрабатывается с применением треугольной системы размещения скважин [11] (Рис. 2.3), расстояние между скважинами 300 м. Расстояние от линии, проходящей через крайние скважины эксплуатационного фонда, до границы залежи менее 2L (менее 600 м). Исключение составляют северная и западная части залежи. Учитывая высокую степень выработки (накопленная добыча 1518 тыс.т при НИЗ 2270 тыс.т, выработка 67%), предлагаем отнести запасы залежи полностью к категории А. Добывающая скв.65 находится в нераспределенном фонде недр, она работала на пласты Бб+Тл2 с 1964 по 1971 гг. и отдельно на пласт Тл2 с 1971 по 1986 гг., то есть до периода лицензирования, поэтому запасы нефти в НФ также отнесены к категории А.
Запасы залежи Северного купола пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории А 3914 / 2270 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 2792 / 1619 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории А 1122 / 651 тыс.т.
Залежь Серковского купола вскрыта одной скважиной 271. Перфорация пласта Тл2 выполнена в интервале 1844,5-1847,5 м (абс.отм. минус 1546,7-1549,7 м), получена нефть дебитом 11,0 т/сут. Скв.271 находилась в эксплуатации с октября 1990 г. до февраля 2002 г.
Разработка залежи осуществляется нерегулярной сеткой скважин. Шаг эксплуатационной сетки скважин L принят 500 м (в соответствии с изменениями к Классификации запасов от 19.04.2018 г., п.6). Расстояние от скв.271 до контура нефтеносности менее 2L (менее 1000 м). Запасы залежи полностью отнесены к категории А.
Запасы залежи Серковского купола пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории А 155 / 64 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 59 / 24 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории А 96 / 40 тыс.т.
Залежь Южного купола вскрыта 14 скважинами. В связи с использованием модели замещения пластов-коллекторов плотными породами вместо модели выклинивания, произошло увеличение объема нефтенасыщенных пород и запасов залежи.
В 11 скважинах в результате перфорации получены безводные притоки нефти: из пласта Тл2 в скважинах 53, 55, 59, 62, 204, 208 и из пластов Бб+Тл2 в скважинах 33, 54, 57, 58, 60. Все перечисленные скважины в разное время входили в эксплуатационный фонд.
Залежь разрабатывается с применением треугольной системы размещения скважин [11] (Рис. 2.3), расстояние между скважинами 400 м [7, табл.5.3]. Расстояние от линии, проходящей через крайние скважины эксплуатационного фонда, до границы залежи менее 2L (менее 800 м). Исключение составляет восточная часть залежи в районе скв.64, где расстояние от линии добывающих скважин до контура нефтеносности достигает 940 м. Учитывая высокую степень выработки (накопленная добыча 319 тыс.т при НИЗ 394 тыс.т, выработка 81%), предлагаем отнести запасы залежи в границах лицензионного участка к категории А. В нераспределенном фонде недр запасы УВС подсчитаны по категории В1.
Запасы залежи Южного купола пласта Тл2 подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категориям АВ1 878 / 394 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 827 / 373 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории В1 51 / 21 тыс.т.
Пласт C1bb (Бб)
В пласте Бб выявлено шесть залежей нефти.
Залежь Буткановского купола вскрыта одной скважиной. В процессе бурения в скв.242 выполнено совместное испытание на приток пластов Бб и Тл2, получена нефть и фильтрат бурового раствора.
Залежь не разрабатывается. Запасы нефти отнесены к категории В2.
Запасы залежи Буткановского купола в районе скв.242 пласта Бб подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории В2 340 / 135 тыс.т, залежь полностью находится в нераспределенном фонде недр.
Залежь Западно-Васильевского купола вскрыта одной скважиной 259. В результате перфорации в обсаженной колонне скв.259 из интервала 1795,0-1798,0 м (абс.отм. минус 1540,1-1543,1 м) получена нефть дебитом 2,3 т/сут.
Запасы нефти отнесены к категории В1, так как в результате опробования в колонне подтверждена промышленная нефтеносность. В настоящее время залежь не разрабатывается. Залежь нефти пласта Бб введена в разработку в 2004 г. пуском в эксплуатацию скважины 259 насосным способом со среднесуточным дебитом нефти 2,0 т/сут. С самого начала в скважине присутствует вода, текущая обводненность продукции составила 89%. Накопленная добыча нефти за два месяца эксплуатации составила 147 т, накопленная добыча жидкости – 1,337 тыс.т.
Запасы залежи Западно-Васильевского купола пласта Бб подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории В1 332 / 100 тыс.т, залежь полностью находится в нераспределенном фонде недр.
Залежь Кузьминского купола вскрыта 14 скважинами. Перфорация в обсаженной колонне выполнена в 12 скважинах: в скв.85, 86, 88, 122, 123, 126, 132 вскрыт пласт Бб, получены безводные притоки нефти, в скв.121, 124, 125, 127 вскрыты пласты Бб+Тл2, получены безводные притоки нефти, в скв.131 при совместном опробовании пластов Бб+Тл2 получена нефть с водой. Все перечисленные скважины в разное время входили в фонд добывающих скважин, скважины 121, 124, 125, 127, 131 работали на два пласта - Бб и Тл2, остальные - на пласт Бб. Скважина 133 работала как нагнетательная на пласт Бб с декабря 1974 г. по ноябрь 1989 г. Таким образом, скважины эксплуатационного фонда расположены по всей площади залежи.
Разработка залежи осуществляется нерегулярной сеткой скважин. Шаг эксплуатационной сетки скважин L принят 500 м (в соответствии с изменениями Методических рекомендаций по применению Классификации запасов от 19.04.2018 г., п.6). Расстояние от линии, проходящей через крайние скважины эксплуатационного фонда, до границы залежи менее 2L (менее 1000 м). Запасы залежи в границах лицензионного участка отнесены к категории А. В нераспределенном фонде недр запасы УВС подсчитаны по категории В1.
Запасы залежи Кузьминского купола пласта Бб подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категориям АВ1 3237 / 1645 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 2737 / 1394 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории В1 500 / 251 тыс.т.
Залежь Северного купола вскрыта 21 скважиной. В 12 скважинах в результате перфорации получены безводные притоки нефти: из пласта Бб в скважинах 45, 48, 67, 200 и из пластов Бб+Тл2 в скважинах 1, 40, 46, 49, 50, 51, 52, 65. В скв.205 при перфорации пласта Бб получена нефть с водой. Все перечисленные скважины в разное время входили в фонд добывающих скважин. Скважина 43, расположенная за контуром залежи, является нагнетательной. Таким образом, скважины эксплуатационного фонда расположены по всей площади залежи.
Залежь разрабатывается с применением треугольной системы размещения скважин, расстояние между скважинами 300 м. Расстояние от линии, проходящей через крайние скважины эксплуатационного фонда, до границы залежи менее 2L (менее 600 м). Исключение составляет северная часть залежи, где расстояние от линии скважин 43-50 до контура нефтеносности составляет 700-730 м. Учитывая высокую степень выработки (накопленная добыча 2623 тыс.т при НИЗ 3466 тыс.т, выработка 76%), предлагаем отнести запасы залежи в границах лицензионного участка к категории А. Скважины эксплуатационного фонда 65 и 67 находятся в нераспределенном фонде недр, они работали с 1964 по 1971 гг., то есть до периода лицензирования, поэтому запасы нефти в НФ также отнесены к категории А.
Запасы залежи Северного купола пласта Бб подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории А 5977 / 3466 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 4530 / 2627 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории А 1447 / 839 тыс.т.
Залежь Северо-Кузьминского купола. В границах залежи находится одна скважина 272. Перфорация пласта Бб выполнена в интервалах 1783,5-1786,0 и 1789,0-1790,5 м (абс.отм. минус 1556,1-1558,6 и 1561,6-1563,1 м), получена нефть дебитом 4,9 т/сут. Скв.272 находилась в эксплуатации с декабря 1990 г. до сентября 2004 г.
Разработка залежи осуществляется нерегулярной сеткой скважин [11] (Рис. 2.4). Шаг эксплуатационной сетки скважин L принят 500 м (в соответствии с изменениями Методических рекомендаций по применению Классификации запасов от 19.04.2018 г., п.6 [3]). Расстояние от скв.272 до контура нефтеносности менее 2L (менее 1000 м). Запасы залежи в границах лицензионного участка полностью отнесены к категории А. В нераспределенном фонде недр запасы УВС подсчитаны по категории В1.
Запасы залежи Северо-Кузьминского купола пласта Бб подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категориям АВ1 176 / 55 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 121 / 38 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории В1 55 / 17 тыс.т.
Залежь Южного купола вскрыта 14 скважинами. В 8 скважинах в результате перфорации получены безводные притоки нефти: из пласта Бб в скважинах 11, 18, 203 и из пластов Бб+Тл2 в скважинах 33, 54, 57, 58, 60. В скв.204 при перфорации пласта Бб получена нефть дебитом 126,5 т/сут и вода дебитом 8,5 м3/сут. Все перечисленные скважины в разное время входили в фонд добывающих скважин. Таким образом, скважины эксплуатационного фонда расположены по всей площади залежи.
Залежь разрабатывается с применением треугольной системы размещения скважин, расстояние между скважинами 400 м. Расстояние от линии, проходящей через крайние скважины эксплуатационного фонда, до границы залежи менее 2L (менее 800 м). Исключение составляет восточная часть залежи в районе скв.64, где расстояние от добывающей скв.60 до контура нефтеносности достигает 830 м и северная часть залежи, расположенная за границей лицензионного участка. Учитывая высокую степень выработки (накопленная добыча 1674 тыс.т при НИЗ 2003 тыс.т, выработка 84%), предлагаем отнести запасы залежи в границах ЛУ ПЕМ 02649 НЭ к категории А. В нераспределенном фонде недр запасы УВС подсчитаны по категории В1.
Запасы залежи Южного купола пласта Бб подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категориям АВ1 3988 / 2003 тыс.т, в том числе в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ по категории А 3951 / 1984 тыс.т и в нераспределенном фонде недр по категории В1 37 / 19 тыс.т.
Пласт C1t (Т)
В пласте Т выделена одна залежь нефти на Кузьминском куполе.
Залежь Кузьминского купола вскрыта шестью скважинами, две из которых - скв.125 и 127 числились в фонде добывающих скважин на пласт Т. Залежь введена в разработку в 2001 г.
Разработка залежи осуществляется нерегулярной сеткой скважин. Шаг эксплуатационной сетки скважин L принят 500 (в соответствии с изменениями Методических рекомендаций по применению Классификации запасов от 19.04.2018 г., п.6). Расстояние от скважин эксплуатационного фонда (скв.125, 127) до границы залежи менее 2L (менее 1000 м). Поэтому запасы залежи отнесены к категории А.
Запасы залежи Кузьминского купола пласта Т подсчитаны в количестве (геологические / извлекаемые): по категории А 125 / 50 тыс.т, залежь полностью находится в границах лицензионного участка ПЕМ 02649 НЭ.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Васильевского месторождения. Договор №6596/18П0344/18D0270 от28.09.2018 г. Мулькова Л.Г., Ракинцева И.А., Морошкина Е.Н., и др. 2019
Следующее Месторождение: Журавлевское (Оренбург)