Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1987
Источник информации: РГФ-23+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 11.62 км²
Ильичевское месторождение
В административном отношении Ильичевское месторождение расположено на территории Кунгурского района Пермского края, в 30 км к юго-востоку от краевого центра г. Перми. Связь с краевым центром осуществляется по шоссейной дороге Пермь-Троица, затем паромом через р. Сылва до пос. Ильича. С районным центром г.Кунгуром месторождение связано асфальтированной дорогой Кунгур-Серьга. Ближайшая железнодорожная станция Сылва расположена в 10 км северо-западнее месторождения. Ближайшие населенные пункты: Сылва, Троица и другие (Рис. 1).
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты
Ильичевское месторождение открыто в 1987 г. в процессе геологоразведочных работ на Ильичевской разведочной площади. По данным бурения пяти поисково-разведочных скважин на Заливном поднятии, промышленные залежи нефти были выявлены в верейских и башкирских отложениях. В этом же году запасы УВС были поставлены на госбаланс /23/ (Протокол ЦКЗ МНП №20 от 15.03.1988 /30/).
В 1990 г. по окончании разведочных работ на Заливном поднятии, запасы нефти залежи пласта Бш были пересчитаны: дополнительная информация, полученная по результатам опробования, позволила оценить запасы нефти по промышленной категории С1 (Протокол ЦКЗ МНП №34 от 27.03.1990) /31/.
Впервые были подсчитаны и утверждены запасы газа газовой шапки по пласту Бш в следующих количествах: категория С1 – 30 млн. м3; категория С2 – 219 млн. м3.
В настоящее время, право пользования недрами Ильичевского месторождения предоставлено ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» лицензиями ПЕМ 14887 НЭ от 18.03.2010 (срок окончания действия лицензии 19.05.2039) и ПЕМ 02615 НР от 29.12.2016 (срок окончания действия лицензии 29.12.2041).
Ближайшими разрабатываемыми месторождениями, запасы нефти и газа которых утверждены ГКЗ, являются: Лобановское (25 км), Обливское (28 км), Ожгинское (30 км), Козубаевское (40 км), Кукуштанское (40 км) и Кыласовское (40 км).
Месторождение расположено в лесном районе. Климат умеренно-континентальный с продолжительной холодной и снежной зимой и теплым летом со среднегодовой температурой воздуха +1.3°С. Колебания среднемесячных температур достигают +38°С летом и -48°С зимой. Среднемесячная температура изменяется от +18°С в июле до -15.5°С в январе. Снежный покров устойчивый, держится в среднем 170-190 дней и достигает 1 м. Глубина промерзания грунта 1.2 м.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез изучен по материалам поисковых и разведочных скважин от вендских до четвертичных отложений. Максимально вскрытая глубина 2610 метров (скважина 150).
Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу-вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы», 1988 г. с учетом внесенных поправок в 1990 г. (каменноугольная система) и 2005 г. (пермская система). Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований и сопоставления разрезов скважин Ильичевского месторождения.
Осадочная толща в пределах месторождения представлена вендским и палеозойским комплексами пород и залегает на размытой поверхности кристаллического фундамента.
Вендский комплекс
Отложения представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники кварцевые средне-мелкозернистые, почти белые, прослоями алевритистые.
Алевролиты кварцевые зеленовато-серые, коричневато-серые и бурые, разнозернистые, песчанистые с прослоями мелкозернистых песчаников. Аргиллиты вишнево-коричневые, реже зеленовато-серые, неравномерно алевритистые, ожелезненные.
Вскрытая толщина 44 м.
Девонская система
Девонские отложения на рассматриваемой территории представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним, и трансгрессивно с большим стратиграфическим несогласием залегают на породах верхнего венда.
Нижний отдел
Эмский ярус
Эмский ярус представлен терригенно-карбонатным типом разреза. Нижняя часть его сложена переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники и алевролиты по составу кварцевые, в разной степени глинистые. Выше по разрезу появляются прослои аргиллитов в разной степени известковистых, переходящих в глинистые известняки. Верхняя часть сложена преимущественно известняками неравномерно глинистыми, редко доломитами. Толщина яруса 10-20 м.
Средний отдел
Эйфельский ярус
Ярус сложен переслаиванием песчаников и алевролитов.
Живетский ярус
Отложения яруса со стратиграфическим перерывом перекрывают отложения бийского горизонта. Ярус сложен, в основном, аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Алевролиты и песчаники кварцевые, неравномерно глинистые. Аргиллиты неравномерно алевритистые, песчанистые.
Толщина среднедевонских отложений составляет 25-40 м.
Верхний отдел
Верхнедевонские отложения выделяются в составе двух ярусов – франского (нижний, средний и верхний подъярусы) и фаменского (нижний, средний и верхний подъярусы).
Нижнефранский подъярус представлен отложениями пашийского и тиманского горизонтов.
Пашийский горизонт сложен преимущественно алевролитами с прослоями песчаников и аргиллитов.
Тиманский горизонт в пределах изучаемой территории состоит из двух пачек: нижней-терригенной, верхней-карбонатной.
Нижняя, большая часть горизонта сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Карбонатная пачка сложена известняками, неравномерно глинистыми и доломитизированными, нередко алевритистыми.
Среднефранский подъярус представлен в объеме саргаевского и доманикового горизонтов, верхнефранскому подъярусу соответствуют мендымский, воронежский, евлановский и ливенский горизонты.
Отложения средне- и верхнефранского подъярусов и фаменского яруса по литологической характеристике выделяются как разрезы впадинного и рифового типов.
Отложения впадинного типа развиты на западе, северо-западе и юго-западе площади работ, в пределах Калининской некомпенсированной впадины, представлены известняками неравномерно глинистыми и битуминозными, микро-тонкозернистыми с редким детритом, с выделениями пирита, частично перекристаллизованными, участками окремненными, доломитизированными.
Рифовый тип разреза (в центральной части площади) представлен переслаиванием известняков разного типа. Преобладают известняки массивные, органогенно-обломочные, светло-серые, микро-тонкозернистые и неясно сгустковые, перекристаллизованные, доломитизированные.
Суммарная мощность франско-фаменских карбонатных отложений изменяется в больших пределах и зависит от типа разреза. Минимальные толщины (порядка 240 м) наблюдаются в западной, северо-западной и юго-западной частях площади работ, во впадинном типе разреза. В пределах рифового массива, толщина по данным бурения свыше 500 м.
Каменноугольная система
Нижний отдел
Турнейский ярус
По литологической характеристике пород, условиям их образования и палеогеографическому положению в турнейском ярусе выделяются следующие типы разрезов-впадинный, мелководного шельфа, рифово-склоновый и надрифового мелководья.
Впадинный тип разреза развит на передовом склоне Веслянского краевого рифогенного массива позднедевонского возраста в западной части площади работ, сложен органогенными и обломочными карбонатными осадками в виде малевско-упинских клиноформ. Представлен известняками мелкозернистыми, мелкодетритовыми и доломитизированными, иногда массивными. Мощность отложений составляет 150-200 м. Разрез мелководного шельфа (западная часть площади работ) сложен маломощными слоистыми известняками слабо доломитизированными, микрозернистыми толщиной 100-120 м. Отложения надрифового мелководья (над рифовым массивом) толщиной 70-80 м выполнены органогенными и обломочными карбонатными породами-известняками детритово-водорослевыми, микросгустковыми с детритом, перекристаллизованными, слабо доломитистыми, доломитами изветковистыми.
Визейский ярус
Кожимский надгоризонт
Надгоризонт включает в себя радаевский и бобриковский горизонты. Отложения косьвинского горизонта на изучаемой площади не отделены от радаевских ввиду отсутствия палеонтологических данных.
Радаевский горизонт, в большинстве разрезов, сложен переслаиванием аргиллитов, алевролитов глинистых, иногда песчанистых, песчаников кварцевых, известковистых, слабо доломитистых и глинистых, реже прослои углей. Толщина 9-23 м.
Бобриковский горизонт сложен преимущественно кварцевыми песчаниками, алевритистыми, с включениями пирита, слабо известковистыми с подчиненными прослоями алевролитов в разной степени глинистых и аргиллитов алевритистых, углистых. Толщина 20-45 м. К этим отложениям приурочена нефтяная залежь пласта Бб1.
Породы кожимского надгоризонта залегают с размывом на отложениях турнейского яруса и согласно перекрываются отложениями тульского горизонта.
Окский надгоризонт
Тульский горизонт
Литологически тульский горизонт представлен двумя пачками – терригенной и карбонатной. Нижняя терригенная часть горизонта представлена переслаиванием аргиллитов, кварцевых алевролитов и песчаников. Алевролиты коричневые, светло-коричневые, разнозернистые, песчанистые, с включениями пирита, с растительным детритом. Песчаники разнозернистые, чаще имеют светло-серую окраску. Аргиллиты участками алевритистые или известковистые. К терригенной части горизонта приурочена промышленная залежь нефти (пл. Тл2-б).
Толщина терригенной пачки изменяется от 20 до 40 м.
Верхняя карбонатная пачка тульского горизонта представлена известняками и доломитами, в которых отмечаются терригенные прослои. Известняки и доломиты в разной степени глинистые.
Толщина карбонатной пачки тульского горизонта принимается от 5 до 25 м.
Серпуховский ярус
Ярус представлен карбонатными породами-известняками, реже доломитами, местами с прослоями аргиллита зеленовато-серого. Известняки сгустково-детритовые, перекристаллизованные, неравномерно доломитизированные, глинистые. Доломиты известковистые, глинистые. Толщина отложений 170-250 м.
Средний отдел
Башкирский ярус
Ярус сложен преимущественно известняками детритово-водорослевыми, неравномерно глинистыми, с редкими прослоями доломитов, известняково-раковинных песчаников и конгломерато-брекчий, с включением сульфатов, кремней.
Отложения башкирского яруса залегают с размывом на карбонатах серпуховского яруса. К башкирско-серпуховской толще приурочена промышленная газонефтяная залежь.
Толщина яруса составляет 46-65 м.
Московский ярус
Нижний подъярус
Объему подъяруса соответствуют верейский и каширский горизонты.
Верейские отложения представлены чередованием известняков и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов. Известняки от светло- до темно-серого, органогенно-детритовые, мелкокристаллические, плотные, неравномерно глинистые и алевритистые, изредка доломитизированные, с включением сульфатов. Аргиллиты от темно-серых до черных, плотные, крепкие, в разной степени известковистые, неравномерно слюдистые и алевритистые. Отмечены единичные маломощные прослои известняковых раковинных песчаников.
Толщина верейского горизонта по данным бурения 45-65 м. К этим отложениям приурочена нефтяная залежь пласта В3В4.
Каширский горизонт представлен преимущественно известняками, в меньшей степени доломитами. Известняки доломитизированные, прослоями глинистые. Доломиты слабо окремненные, с включениями голубовато-белого ангидрита.
Верхний подъярус
Объему подъяруса соответствуют подольский и мячковский горизонты.
Подольские отложения представлены известняками и доломитами, с небольшим преобладанием известняков.
Известняки нередко доломитизированные, с прослоями раковинно-известняковых песчаников. Доломиты обычно в разной степени известковистые и сульфатизированные, пористые и трещиноватые.
Мячковский горизонт сложен преимущественно известняками с тонкими прослоями аргиллитов темно-серых, почти черных, известковистых, алевритистых. Известняки прослоями сильно доломитизированные с включениями голубовато-белого ангидрита, прослоями неравномерно глинистые и сильно окремнелые. Доломит прослоями мелкопористый и кавернозный, слабо известковистый, плотный.
Суммарная толщина каширских, подольских и мячковских отложений изменяется в небольших пределах от 240 м до 260 м.
Верхний отдел
На площади исследования распространен карбонатный слоистый тип разреза. Отложения верхнего карбона представлены доломитами с прослоями известняка неравномерно доломитизированного.
Толщина отложений верхнего отдела порядка 220-260 м.
Пермская система
Отложения пермской системы на изучаемой площади согласно и без перерыва залегают на верхнекаменноугольных и представлены нижним и верхним отделами.
Нижний отдел
В составе нижнепермского отдела выделяются ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Отложения распространены повсеместно и выходят на поверхность. Толщина пород пермского возраста от 900 до 1030 м.
Ассельские и сакмарские отложения представлены карбонатным слоистым типом разреза, выполненным известняками с прослоями доломитов. Известняки органогенные и органогенно-обломочные, иногда битуминозные, доломитизированные от светло- до темноокрашенных. Доломиты неравномерно битуминозные, сульфатизированные, участками окремненные. В разрезе кроме слоистых разностей карбонатов встречаются биогермные разности.
Суммарная толщина отложений ассельского исакмарского ярусов по данным бурения изменяется от 200 до 300 м.
Артинский ярус
На площади работ нижняя часть артинского яруса представлена карбонатно- слоистым типом разреза с прослоями детритовых или рифогенных карбонатов бурцевского горизонта. В разрезе отмечается переслаивание битуминозных известняков.
Верхняя часть артинских отложений представлена карбонатным типом разреза с рифогенными образованиями.
Толщина артинского яруса составляет 480-530 м.
Кунгурский ярус
Кунгурские отложения на площади работ распространены повсеместно и в местах, неперекрытых породами соликамской свиты уфимского яруса, выходят на поверхность. Отложения представлены сульфатно-обломочным типом разреза и подразделяется на филипповский и иренский горизонты.
Филипповская толща сложена мергелями, аргиллитами, алевролитами, в нижней части залегают ангидриты. Толщина филипповских отложений 35-90 м.
Иренский горизонт в верхней части выполнен аргиллитами, алевролитами и песчаниками, в нижней-ангидритами с редкими прослоями мергеля и глин. Толщина иренских отложений 85-170 м.
Верхний отдел
Уфимский ярус
В пределах изучаемой площади ярус представлен соликамским горизонтом, который сложен чередованием алевролитов и песчаников с прослоями мергелей и известняков. Известняки и доломиты с прослоями гипса и ангидрита.
Толщина отложений уфимского яруса достигает 70 м.
Четвертичная система
Четвертичные отложения распространены повсеместно и с большим стратиграфическим несогласием залегают на более древних нижележащих породах.
Четвертичная система сложена галечниками, песками, глинами, суглинками, торфом, которые имеют повсеместное распространение. На водоразделах развиты супеси, в речных долинах, в основном – пески и галечники.
Толщина четвертичных отложений достигает 20 м.
Тектоника
В геологическом разрезе площади работ выделяются два крупных структурных комплекса: кристаллический фундамент и осадочный чехол, включающий рифейский, вендский, палеозойский и кайнозойский структурные этажи.
По материалам зонально-региональных сейморазведочных работ в тектоническом отношении по отложениям кристаллического фундамента исследуемая территория расположена в пределах Бабкинской седловины, где его поверхность имеет относительно спокойный характер залегания. Предполагаемая глубина залегания фундамента в районе Ильичевского месторождения составляет порядка 4.5 км.
Бабкинская седловина отделяет с севера и юга наиболее гипсометрически выраженные Пермский и Кунгурский выступы фундамента.
На фундаменте со стратиграфическим несогласием залегает осадочный чехол, представленный рифейско-вендской (верхнепротерозойской) толщей, палеозойскими образованиями в составе девонских, каменноугольных и пермских отложений, а также породами четвертичной системы. Мощность осадочного чехла изменяется в зависимости от глубины погружения фундамента.
Структурные формы,прослеженные в рельефе фундамента, более сглажено выразились по поверхности рифея. Согласно сейсмическим данным мощность рифейских отложений колеблется от 1100 до 1400 м, увеличиваясь в восточном направлении. Скважинами рифейские отложения на рассматриваемой территории не вскрыты.
Вследствие длительного и глубокого размыва верхне- и среднерифейских отложений вендский терригенный комплекс с угловым и стратиграфическим несогласием плащеобразно залегает на рифейской поверхности. Отложения распространены повсеместно, их мощность не превышает 700-800 м. На площади работ вендские осадки вскрыты одной скважиной (скважина 150-Ильичевская). Вскрытая толщина отложений составляет 44 м.
В тектоническом отношении месторождение расположено во внутренней прибортовой зоне ККСП (Рис. 2.). По отложениям палеозойского комплекса Заливной, Западно-Ильичёвский и Ильичёвский купола находятся в пределах Бымско-Кунгурской моноклинали, севернее (на продолжении) Мазунинской зоны поднятий. Северо-Юрманский купол, рекомендованный на постановку на баланс впервые, расположен восточнее и приурочен к Веслянской валообразной зоне.
Рис.2. Выкопировка из тектонической карты
Бымско-Кунгурская моноклиналь наиболее четко выделяется по каменноугольным отложениям, амплитуда ее достигает 100 м.
Мазунинская зона поднятий выделяется по отложениям от каменноугольной до пермской систем включительно. По кровле терригенных отложений тиманского горизонта Веслянская валообразная зона выполаживается к северу (в районе площади исследований) до структурной террасы.
Верхнедевонско-турнейский комплекс имеет сложное строение – при движении от осевой зоны к борту выделяется зона клиноформного залегания отложений турнейского возраста, осложненная органогенными постройками (Мазунинская зона поднятий). Толща франско-фаменских отложений представлена рифовым типом разреза. В межрифовых зонах зафиксирован депрессионный тип разреза. Отложения турнейского яруса представлены разрезом надрифового мелководья.
По отражающим горизонтам нижнего и среднего карбона на площади закартированы Заливное и Западно-Ильичевское поднятия по данным бурения и сейсморазведки, являющиеся структурами облекания рифов позднедевонского возраста и осложненные органогенными постройками серпуховско-башкирского возраста.
В структурном плане нижнепермских отложений по результатам структурного бурения закартированы Заливная и Западно-Ильичевская структуры. Заливная структура осложнена рифами артинского возраста мощностью до 42 м (по данным бурения). Пермско-Башкирский свод осложнен Кунгурско-Красноуфимским выступом, на котором выделяются различные структурные элементы. Для нижнепермского структурного яруса характерно соответствие структурным планам нижнего карбона и одновременно несоответствие структурных планов внутри нижнепермских отложений.
Таковы общие черты тектонического строения фундамента и осадочного чехла Ильичевской площади.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского края, на Ильичевском месторождении промышленно нефтеносными являются 3: верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт Бш), визейский терригенный (пласты Тл2-б, Бб1).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу-вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).
По результатам проведенных в 2017-2019 г. детальных 3D сейсмических работ и результатов опробований на месторождении были выявлены 3 новые залежи, 2 залежи пласта Бш, газонефтяная залежь Западно-Ильичевского купола и залежь свободного газа Ильичевского купола, и 1 нефтяная залежь пласта Бб1 на Северо-Юрманском куполе.
Водонефтяные (ВНК), газонефтяной (ГНК) и условные подсчетные уровни (УПУ) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на отметках нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть или газ. По залежам с терригенными коллекторами абсолютные отметки ВНК и УПУ принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний. Значения ВНК, ГНК и УПУ числящиеся на балансе, не изменились.
Геометризация пластов выполнена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов.
Ниже приводится описание продуктивных пластов, отмеченных в разрезе Ильичевского месторождения.
Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт В3В4
Заливной купол
В подошве верейского горизонта на всей территории Пермского края выделяется пласт В3В4, нефтеносность которого доказана керном, результатами испытаний в процессе бурения и в колонне. Коллекторами являются известняки детритово-биоморфные, неравномерно доломитизированные.
Пласт В3В4 не выдержан по площади, в скважине 164 замещен плотными породами. В разрезе выделяется от 2 до 6 проницаемых прослоев толщиной 0.3-3.0 м.
УПУ принят на абсолютной отметке -1324.1 м по результатам перфорации в скважине 204, с учетом подошвы проницаемого прослоя, где при достреле интервала 1669.0-1669.03 (-1323.2 -1323.2) к нижележащему пласту Бш, получена нефть дебитом 6.7 т/сут.
Размеры залежи в пределах принятого УПУ 3.1×2.0 км, высота – 82.9 м. Тип залежи – пластовая сводовая. Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 14.9 до 18.9 м, составляет в среднем 16.8 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 2.5 до 6.6 м, нефтенасыщенная – от 2.2 до 6.6 м. Доля коллектора в пласте равна 26.4%, коэффициент расчленённости продуктивной части составляет 3.7.
Западно-Ильичёвский купол
Газоносность залежи установлена по
результатам ГИС и испытанию скважины. Приток газа, полученный при испытании в
скважине 171 из интервала 1517.0-1587.0
(-1308.0 -1378.0) не имеет промышленного значения.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Бш
Залежь нефти пласта Бш связана с башкирско-серпуховскими отложениями. Коллекторами являются известняки детритово-биоморфные, редко доломиты. Породы пористые, реже кавернозно-пористые, известняки неравномерно доломитизированные, с включениями сульфатов, участками трещиноватые.
Заливной купол
Проницаемый пласт Бш, к которому приурочена газонефтяная залежь на Заливном куполе, расположен в 3-6 м от кровли башкирского яруса. Пласт хорошо прослеживается по всей площади месторождения.
При простреле интервала 1526.0-1546.0 (-1292.7 -1312.6) м, в скважине 150, получен приток газа Qг=317.8 тыс м3/сут при dшт.=28.6 мм. ГНК принят на абсолютной отметке -1311.8 м по результатам опробования с учетом проницаемого прослоя.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1375.2 м. В скважине 151 из интервала перфорации 1565.0-1577.0 (-1363.2 -1375.2) м получена нефть дебитом 4 т/сут. Данные опробования в колонне скважины 153 подтверждают отметку принятого ВНК: из интервала перфорации 1511.0-1517.0 (-1369.2 -1375.2) м получена нефть с водой дебитом 3.5 т/сут нефти и 1.7 м3/сут воды, что объясняется близостью ВНК.
Пласт Бш находится в разработке с 1994 г., накопленная добыча нефти на 01.01.2020 составила 1381 тыс. т. Скважины, отбирающие нефть из пласта, влияют на результаты исследования ГИС позднее пробуренных скважин. Так, в результате отбора нефти из пласта Бш в ряде скважин, пробуренных в 2007-2015 гг., отмечено текущее положение ВНК выше утвержденной отметки -1375.2 м. В этих скважинах эффективная нефтенасыщенная толщина рассчитана исходя из начального положения ВНК.
Тип залежи – пластово-массивная, по фазовому состоянию – газонефтяная. Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 71 до 109.8 м, составляет в среднем 91 м.
Размеры газовой шапки 1.9×0.8 км, высота 26.2 м.
Размеры залежи нефти 3.2×2.2 км, высота – 63.3 м.
На Заливном куполе эффективная толщина пласта изменяется от 9.5 до 44.5 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.6 до 8.3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.6 до 33.2 м. Доля коллектора в пласте равна 26.9%, коэффициент расчленённости составляет 24.4.
Западно-Ильичёвский купол
Газонефтяная залежь, предлагаемая на постановку Государственного баланса впервые, вскрыта двумя скважинами: 170 и 171. Газонефтеносность залежи установлена по результатам ГИС, исследованиям керна и опробованиям скважин.
Флюидальный контакт газа (УПУ)
предлагается принять на абсолютной отметке
-1394.7 м по результатам опробования в скважине 170, где из интервала
перфорации 1602.0-1612.0 (-1386.7 -1396.7) м получен газ дебитом 12.6 тыс. м3/сут.
Данные испытания скважины 171 подтверждают отметку предлагаемого УПУ: из
интервала 1517.0-1587.0
(-1308.0 -1378.0) м получен факел газа.
Флюидальный контакт нефти (УПУ) предлагается принять на абсолютной отметке -1409.7 м по результатам перфорации в скважине 170, где получен приток нефти дебитом 1.0 т/сут из интервала 1622.0-1625.0 (-1406.7 -1409.7), с учетом проницаемого прослоя.
Тип залежи – пластово-массивная, по фазовому состоянию – газонефтяная. Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 98.3 до 101.5 м. В объеме продуктивной части пласта выделяется от 15 до 16 проницаемых прослоев толщиной 0.4-3.6 м.
Размеры газовой шапки 2.1×0.9 км, высота – 8.0 м.
Размеры залежи нефти 2.2×1.4 км, высота – 13.6 м.
На Западно-Ильичёвском куполе эффективная толщина пласта изменяется от 20.0 до 22.7 м. Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0.6 до 2.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 4.0 до 7.0 м. Доля коллектора в пласте равна 21.4%, коэффициент расчленённости составляет 15.5.
Ильичёвский купол
Новая газовая залежь Ильичёвского купола вскрыта одной скважиной 160 (Граф.19). Газоносность залежи установлена по результатам ГИС, исследованиям керна и опробованию скважины.
Флюидальный контакт (УПУ) предлагается принять на абсолютной отметке -1383.1 м, по последнему проницаемому прослою в скважине 160 из интервала перфорации 1572.0-1583.0 (-1372.6 -1383.6) м, в которой получен газ дебитом 626.5 тыс. м3/сут на штуцере 17.4 мм.
Размеры залежи 1.8×0.8 км, высота 15.4 м. Тип залежи – пластово-массивная, по фазовому состоянию – газовая. Общая толщина пласта залежи 69 м.
На Ильичёвском куполе общая толщина пласта составляет 69 м. В объеме продуктивной части пласта выделяется 20 проницаемых прослоев толщиной 0.4-4.2 м. Эффективная толщина составляет 23.0 м, газонасыщенная – 7.8 м. Доля коллектора в пласте равна 33.3%, коэффициент расчленённости составляет 20.0.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Пласт Тл2-б
Западно-Ильичёвский купол
Литологически тульский горизонт представлен мелко-среднезернистыми, слабоглинистыми и алевритистыми песчаниками.
Пласт Тл2-б не выдержан по толщине (4.4-18.4 м), в среднем – 11.3 м, в скважинах 150, 160, 170 и 174 замещен плотными породами.
Промышленная нефтеносность приурочена к району скважины 171 Западно-Ильичевского купола. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного прослоя скважины 171 на абсолютной отметке -1640 м. Нефтеносность подтверждена результатами опробования. При простреле интервала 1842.0-1844.0 (-1632.8 -1634.8) м получен приток нефти дебитом 30.4 т/сут на 5 мм штуцере.
Залежь неполнопластовая, литологически экранированная в пределах контура нефтеносности имеет размеры 0.9×0.5 км, высота 6.4 м. Общая толщина пласта в пределах залежи 18 м. Выделяется 4 проницаемых прослоя толщиной 1.0-5.4 м. Эффективная толщина – 15 м, нефтенасыщенная – 6.4 м. Коэффициент песчанистости – 0.833, коэффициент расчлененности – 4.
Пласт Бб1
Ильичёвский купол
Пласт Бб1 не выдержан по площади, в скважинах 171 и 162 замещен плотными породами. Коллекторами являются пористые, проницаемые разности песчаников (Граф.25). Нефтяная залежь расположена в пределах двух лицензий ПЕМ 14887 НЭ и ПЕМ 02615 НР.
Нефтеносность установлена при опробовании через колонну скважины 160 на Ильичевском куполе, где из интервала перфорации 1816.0-1822.0 (-1616.5 -1622.5) м получен приток нефти дебитом 43.8 т/сут на штуцере 5 мм. Условный подсчетный уровень предлагается принять по подошве нефтенасыщенного прослоя с учетом результатов опробования на абсолютной отметке -1630.0 м.
Залежь неполнопластовая, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 1.0×0.9 км, высота 13.8 м. Общая толщина пласта в пределах залежи 19.6 м. Выделяется 5 проницаемых прослоев толщиной 0.8-5.4 м. Эффективная толщина – 17.0 м, нефтенасыщенная – 11.6 м. Коэффициент песчанистости – 0.867, коэффициент расчлененности – 5.
Северо-Юрманский купол
Новая нефтяная залежь Северо-Юрманского купола вскрыта скважиной 174 (Граф.25). Нефтеносность залежи установлена по результатам ГИС, исследованиям керна и опробованию скважины (Прил.14).
Нефтеносность установлена при опробовании через колонну скважины 174 на Северо-Юрманском куполе, где из интервала перфорации 1854.0-1856.5 (-1648.4 -1650.9) м получен приток нефти дебитом 6.9 т/сут на штуцере 3 мм. УПУ предлагается принять по нижней границе интервала перфорации с учетом проницаемого прослоя на абсолютной отметке -1653 м.
Залежь неполнопластовая, в пределах контура нефтеносности имеет размеры 1.0×0.3 км, высота 3.0 м. Общая толщина пласта в пределах залежи 11.3 м. Выделяется 2 проницаемых прослоя толщиной 1.8-3.0 м. Эффективная толщина – 4.8 м, нефтенасыщенная – 3.0 м. Коэффициент песчанистости – 0.425, коэффициент расчлененности – 2.
Источник: Оперативный пересчет запасов углеводородного сырья Ильичевского газонефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Насонова Т.С., Миронова Е.О., Белкин А.С., и др. 2020
Следующее Месторождение: Югомашевское