Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1989
Источник информации: РГФ_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 6.64 км²
Камышловское месторождение
Камышловское месторождение нефти в административном отношении расположено на границе Чернушинского и Октябрьского районов Пермского края, в 40 км к востоку от районного центра г.Чернушка (Рис.1).
Рис.1. Выкопировка из обзорной карты
В тектоническом плане Камышловское месторождение приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода.
Камышловское месторождение открыто в 1989 году в результате поисково-разведочного бурения. Впервые посчитаны запасы нефти и растворенного газа по продуктивным пластам Д0-2, Фм3, Фм2, Фм1, Т1, Бб2, Тл2-а в оперативном порядке в 1989 году, утверждены в ЦКЗ Миннефтепрома (протокол № 34 от 27.03.1990 г.) и поставлены на государственный баланс.
Связь с краевым центром осуществляется автотранспортом по шоссейной дороге Пермь-Кунгур-Орда-Богородск-Сарс. Ближайшая железнодорожная станция Щучье Озеро Свердловской железной дороги находится в 5 км северо-западнее месторождения.
Камышловское месторождение расположено в 5 км восточнее крупного разрабатываемого Павловского месторождения нефти, на котором имеется развитая производственная инфраструктура (сборный пункт нефти, УППН и т.д.). Ближайшими разрабатываемыми месторождениями, кроме Павловского, являются Судановское и Одиновское.
Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Щучье Озеро, Агарзинский, Темное.
В орографическом отношении район расположен на восточной окраине Восточно–Европейской равнины, на Южном окончании Сылвенского кряжа, на водоразделе рек Тюй и Ирень.
Рельеф местности представляет собой возвышенную холмистую равнину, глубоко расчлененную долинами небольших рек, склоны и водоразделы которых осложнены овражной сетью и карстовыми формами. Речная сеть представлена р.Уяс и ее притоками р.р.Егашка и Камышловка.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Камышловского месторождения Жуковской площади изучен по разрезам поисково-разведочных скважин на глубину 2278 м (скв.521) и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной, пермской, четвертичной систем.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 года, каменноугольной и девонских систем – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 г.[13]
Верхний протерозой – PR2
Венд – V
Отложения вендского комплекса представлены переслаивающимися аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников, которые образовывались преимущественно в прибрежно-морских и морских условиях. Вскрытая толщина комплекса 52 м.
Палеозойская группа – PZ
Включает девонскую, каменноугольную и пермскую системы.
Девонская система – D
Представлена средним (живетский ярус) и верхним (франский и фаменский ярусы) отделами.
Отложения девонского возраста залегают на размытой поверхности вендского комплекса.
Средний отдел – D2
Живетский ярусы – D2 g
Сложен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина яруса 5-17 м.
Верхний отдел – D3
Франский ярус – D3 f
Нижнефранский подъярус – D3 f1
Пашийский горизонт - D3 ps
Отложения представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами, толщиной 3-7 м.
Тиманский горизонт - D3 ps
В разрезе горизонта (нижняя, терригенная часть франского яруса) выделяется продуктивный пласт Д0-2 с промышленной нефтеносностью. Терригенные отложения сложены аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников, которые накапливались в условиях мелководного шельфа. Толщина 8-17 м.
Среднефранский подъярус– D3 f2
Саргаевский + Доманиковый горизонты – D3 sr + D3 dm
Горизонты представлены карбонатными породами известняками серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком, доломитизированными микро- и тонкозернистыми, битуминозными известняками и сланцами. Толщина горизонтов от 31 до 68 м.
Верхнефранский подъярус– D3 f3
Верхняя карбонатная часть франского яруса сложена известняками серыми и светло-серыми, участками доломитизированными, микро- и тонкозернистыми, с минеральными включениями глауконита, пирита. Толщина верхнефранского подъяруса изменяется от 127 м до 269 м.
Фаменский ярус - D3fm
Отложения фаменского яруса относятся к разрезам рифового типа. Это, в основном, известняки коричневато-серые, неравномерно окремнелые и битуминозные, микро- и тонкозернистые с детритом, органогенно-детритовые, толщиной 183-347 м. Иногда известняки почти черные, содержат прослои сланцев битуминозно-известняковых, многочисленную фауну пелеципод, брахиопод, остракод, водорослей, наутилоидей. К этим отложениям приурочена промышленная нефтеносность (пласты Фм1, Фм2,Фм3).
Каменноугольная система – С
Нижний отдел – С1
Турнейский ярус - С1t
Сложен мелководными морскими фациями. Это известняки светло-серые, почти белые, мелкодетритовые, фораминиферово-водорослевые, прослоями тонко- и мелкозернистые с редкими налетами коричневато-серой глины на плоскостях наслоения, иногда с плитчатой отдельностью, с фауной остракод. К верхней части разреза приурочен промышленно нефтеносный пласт Т1. Толщина 58-81 м.
Визейский ярус - С1v
Представлен нижним (кожимский надгоризонт) и верхним (окский надгоризонт) подъярусами.
Для комплекса терригенных пород визейского возраста характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами.
Кожимской надгоризонт представлен бобриковским и радаевским горизонтами.
Нижний подъярус - С1v
Кожимской надгоризонт- C1kzh
Бобриковский и Радаевский горизонты -C1rd и С1bb
Сложены песчаниками, алевролитами и каолинитовыми аргиллитами с линзовидными прослоями углей, углистых аргиллитов и выпотами нефти. Преобладают песчаники и алевролиты. Песчаники темно-серые и серые, светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, с прослоями темно-серых плитчатых аргиллитов. Алевролиты темно-серые, глинистые.
Промышленная нефтеносность приурочена к бобриковским песчаникам (пласт Бб2). Толщина отложений 33-59 м.
Верхний подъярус - С1v2
Окский надгоризонт- С1оk
В нижней части окского надгоризонтазалегает тульский горизонт.
Тульский горизонт - C1tl
По литологическим особенностям горизонт подразделяется на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.
Терригенная часть разреза сложена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти черные, оскольчато-слюдистые, плотные, крепкие, с отпечатками флоры. Алевролиты темно-серые, среднезернистые, плотные, крепкие. Песчаники серые, кварцевые, пористые, плотные, крепкие. Толщина 15-22 м.
К песчаникам и алевролитам верхней терригенной части разреза приурочены промышленно нефтеносные пласты Тл1-в, Тл2-а и Тл2-б.
Карбонатная часть разреза представлена известняками темно-серыми, серыми, иногда с коричневато-бурым оттенком, тонко- и мелкозернистыми, детритовыми, участками доломитизированными и глинистыми. Толщина 25-30 м.
Карбонатные отложения окского надгоризонта представлены мощной толщей (303-322 м) доломитов и известняков, светло-серых, плотных.
Серпуховский ярус – С1s
Отложения вверху представлены доломитами с подчиненными прослоями известняков, внизу известняки с подчиненными прослоями доломитов толщиной 32-47 м.
Средний отдел – С2
Средний отдел каменноугольной системы на Камышловском месторождении представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – С2b
Представлен известняками с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Известняки серые, прослоями фораминиферовые и водорослевые, нефтенасыщенные. Известняки характеризуются обильным и разнообразным комплексом органических остатков. Доломиты светло-серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые. Аргиллиты образуют редкие маломощные прослойки и линзы. Толщина 31-61 м.
В конце башкирского времени происходит общий подъем территории, который привел к размыву верхней части отложений башкирского яруса.
Московский ярус – С2m
Ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами, состоящими из карбонатных пород. Московское время характеризуется мелководно-морским режимом осадконакопления, общее погружение территории сменило направление с юго-восточного на восточное, что связано с формированием Предуральского прогиба.
Нижний подъярус - С2m1
Верейский горизонт – С2vr
Горизонт представлен чередованием известняков и аргиллитов с редкими прослоями доломитов и алевролитов. Известняки серые, массивные и слоистые, неравномерно нефтенасыщенные. Аргиллиты темно-серые, неравномерно слюдистые и алевритистые, тонкослоистые и тонкоплитчатые. Толщина 58-63 м.
Каширский горизонт – С2ks
Сложен известняками с прослоями доломитов и редкими маломощными прослоями аргиллитов в нижней половине горизонта. Известняки серые, иногда доломитизированные и сульфатизированные с редкими стилолитами. Толщина горизонта 48-70 м.
Верхний подъярус – С2m2
Подольский горизонт – С2 pd
Представлен известняками светло-серыми, мелкозернистыми, плотными, крепкими, доломитизированными, с прослоями доломитов и аргиллитов темно-серых. Толщина от 57 до 104 м.
Мячковский горизонт – С2 mс
Сложен доломитами и известняками. Доломиты светло-серые мелкозернистые, плотные, крепкие, участками окремнелые, с включениями ангидрита. Известняки серые, детритовые, мелкозернистые, плотные крепкие, с перекристаллизованной фауной. Толщина горизонта 39-98 м.
Верхний отдел – С3
Верхний отдел каменноугольной системы сложен доломитами с подчиненными прослоями известняков. Доломиты серые мелко- и тонкозернистые, плотные, крепкие, с включениями гипса. Известняки серые, почти бурые, плотные, крепкие с включениями ангидрита. Толщина отдела от 81 до 177 м.
Пермская система – Р
Нижний отдел – Р1
Отложения пермской системы представлены нижним отделом, в состав которого входят ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы.
Ассельский + сакмарский ярусы Р1a+s
Нерасчлененная толща ассельского и сакмарского ярусов представленаизвестково-доломитовыми отложениями с прослоями ангидритов.
Артинский ярус – Р1аr
В артинское время в лагунно-морской обстановке с повышенной соленостью накапливались известково-доломитовые отложения и ангидриты.
Кунгурский ярус – Р1kq
Кунгурский ярус представлен карбонатно-сульфатная толщей.
Уфимский ярус – Р1u
Уфимский ярус представлен песчано-алевролито-глинистые породами с преобладанием глин.
Общая толщина пермских отложений изменяется от 627 до 664 м.
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения почти повсеместно залегают на размытой поверхности верхнепермских отложений и представлены аллювиальными суглинками, глинами, песками, включающими гнезда и линзы галечников. В местах выхода кунгурских отложений на поверхности развита карстовая брекчия. Мощность четвертичных отложений 0-20 м.
Тектоническое строение
В тектоническом плане Камышловское месторождение приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода (Рис.2).
Рис.2. Выкопировка из тектонической схемы
Чернушинская валообразная зона образовалась в позднедевонскую эпоху. Это тектоно-седиментационное сооружение, состоящее из кольцеобразной цепочки локальных поднятий, в основании которых залегают верхнедевонские рифы. Эта цепочка условно разделена на две субмеридиональные ветви – западную и восточную.
По данным сейсморазведки кристаллический фундамент на изучаемой площади залегает на абсолютной отметке -7250-7500 м.
В региональном плане по кровле отложений вендского комплекса на месте Чернушинской валообразной зоны выделяется одноименный выступ субмеридионального простирания, погружающийся на север. Градиент погружения пород на площади составляет 50-75м/км. Таким образом, вендские отложения могут быть вскрыты на абсолютных отметках порядка минус 2100 м.
По кровле терригенных отложений тиманского горизонта на месте валообразной зоны прослеживается аналогичный вендскому – Чернушинский выступ, погружающийся с юга на север, северо-восток.
В саргаевское и последующее время в южных районах Пермской области начинают накапливаться более глубоководные осадки по сравнению с северными районами, что было вызвано погружением восточного края платформы. Разная глубина морского бассейна послужила причиной разной скорости накопления осадков. В результате сочетания тектонического и седиментационного факторов образовалась некомпенсированная осадками Камско-Кинельская система впадин. Площадь Камышловского месторождения располагается в области верхнедевонского мелководного шельфа на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов.
С конца среднефранского времени и до начала каменноугольного периода на месте современного положения Чернушинского вала формировался прогиб с амплитудой 10-15 м. В нижнем карбоне на месте прогиба образовался вал с амплитудой до 10-15 м. Начиная с окского времени и до конца башкирского века происходил заметный (5-10 м) рост вала. К началу кунгурского века амплитуда вала достигала 15-20 м. Локальные поднятия, расположенные в пределах Чернушинского вала, формировались в то же время, что и вал в целом.
Геологическое строение площади в различной степени изучено сейсморазведкой, структурно-поисковым и параметрическим бурением, аэрофотосъемкой.
Камышловское месторождение приурочено к Западно-Камышловскому поднятию, расположенному между Чернушинской и Дороховской валообразными зонами.
Западно-Камышловское поднятие относится к типу тектоно-седиментационных. Оно располагается в области верхнедевонского мелководного шельфа, для которого характерно широкое развитие органогенных построек позднефранско-фаменского возраста. В связи с этим наблюдается несоответствие структурных форм по горизонтам терригенного девона и карбона.
В 1976 году сейсморазведкой по отражающему горизонту II установлен приподнятый участок, структура детализирована и подготовлена структурным бурением в период с 1981 по 1982 годы.
В 2001-2002 году сейсмической партией 12 ОАО «Пермнефтегеофизика» проведены детальные сейсморазведочные работы методикой 3D.
В 2006 г. проведена съемка по технологии 3D на Западно-Атерской площади, уточнившая геологическое строение юго-восточной части Камышловского месторождения. В рамке моделирования также учтены сейсмические съемки по технологии 3D, выполненные на Южно-Софьинской площади в 2011 году, на Западно-Жуковской площади в 2016 году, на Леунской площади в 2017 году.
По поверхности ОГ Ш, приуроченного к кровле терригенных отложений тиманского горизонта, наблюдается обширный структурный выступ, погружающийся в северо-западном направлении, ограниченный с северо-востока разрывными нарушениями типа сброса амплитудой порядка 20 м.
По поверхности ОГ IIП, приуроченного к кровле карбонатных отложений турнейского яруса, в пределах участка работ закартирован ряд локальных поднятий, осложненных тектоническими нарушениями типа сброса амплитудой 5-7 м в центральной части.
По поверхности ОГ IIК, приуроченного к кровле терригенных отложений тульского горизонта также выделяется ряд локальных поднятий.
По поверхности ОГ Iп отмечается общее выполаживание структурных форм, сокращается амплитуда поднятий.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Камышловское месторождение, в тектоническом отношении приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода. Месторождение расположено на территории Жуковского лицензионного участка (ПЕМ 12499 НР от 18.06.2004 г.).
Камышловское месторождение открыто в 1989 году в результате поисково-разведочного бурения.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Камышловском месторождении промышленно нефтеносны нижне-средневизейский терригенный (пласты Тл1-в, Тл2-а, Тл2-б, Бб2), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Т1, Фм1, Фм2, Фм3), девонский терригенный (пласт Д0-2) комплексы.
Корреляция продуктивных пластов проведена, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК), также привлекалась кавернометрия (ДС) (Граф. 2-4).
Обоснование положения водонефтяных контактов проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе.
Геометризация залежей проведена по результатам интерпретации сейсморазведки методикой 3D на Камышловском месторождении, на Западно-Атерской, Южно-Софьинской, Западно-Жуковской и Леунской площадей. При этом за основу принимались карты по отражающим горизонтам IIк, IIп и III. Геометризация пластов проведена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS.
По результатам бурения новых скважин и проведенных исследований, впервые представляются к подсчету нефтяные залежи: Тл2-а (район скв.512), Фм1 (район скв.511), Фм1 (район скв.513) и Фм3 (район скв.512 и район скв. 513).
Физико-химические свойства пластовых флюидов изучены по поверхностным и пластовым пробам. Пластовые пробы исследованы методом дифференциального дегазирования.
Предыдущий оперативный подсчет запасов УВС проведен в 2014 г. По состоянию на 01.01.2020 г. объем информации на Камышловском месторождении пополнился за счет бурения двадцати скважин (скв.500, 501, 800, 801, 802, 803, 804, 805, 806, 807, 808, 809, 810, 811, 812, 813, 814, 815, 816, 817). Проведены опробования и испытания в новых скважинах. Отобрано 5 проб пластовой нефти, из них 2 пробы признаны представительными.
Ниже приводится описание промышленных залежей нефти в продуктивных пластах, рассматриваемых в данной работе.
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Тульский горизонт
По комплексу промыслово-геофизических исследований в терригенных отложениях тульского горизонта выделяются три продуктивных пласта: Тл1-в, Тл2-а, Тл2-б, разделенные непроницаемыми глинистыми породами.
Нефтенасыщенная часть, освещенная керном в скв.511 и 803 представлена песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевритовыми, неравномерно глинистыми и известковистыми.
Пласт Тл1-в
В пределах пласта выделены две залежи нефти, имеющих промышленную нефтеносность – в р-не скв.511 и в р-не скв.513.
Залежь
в районе скважины 511пластово-сводового типа, размерами
0,8 х 0,6 км, высотой 5,6 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на
абс.отм. -1233.5 м по подошве нефтенасыщенного прослоя и результатам
опробования скважины 511, с учетом вскрытого водонасыщенного прослоя в скважина
800 на абс.отм. -1233.6 м (Табл. 6.2). При совместном с пластом Тл2-аопробовании
в скв.511 из интервала перфорации -1232.3-1233 м получена нефть дебитом 4.8
т/сут (dшт.
- 3 мм).
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 1.2 до 1.6 м. Коэффициент песчанистости – 0,928, коэффициент расчлененности – 1,0.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 21 тыс. т.
Залежь в районе скважины 513 пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 1.5´0.9 км, высота – 13 м.
Водонефтяной контакт по залежи предлагается принять, как и ранее условно на абс.отм. – 1240 м по последней замкнутой изогипсе. Нефтеносность отложений подтверждена результатами опробования. При опробовании в колонне скв.513 из интервала перфорации -1229.1-1230.4 м получена нефть дебитом 2 т/сут.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 0,5 м до 1.5 м. Коэффициент песчанистости – 0,565, коэффициент расчлененности – 1,0.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 23 тыс. т.
Пласт Тл2-а
В пределах пласта выделены три залежи нефти, имеющих промышленную нефтеносность. Залежь в районе скважины 512 представляется к подсчету запасов впервые.
Залежь в районе скв.511–пластово-сводового типа, размерами 0,9 х 0,8 км, высотой 8,2 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1241 м по результатам опробовании скв.511, где из интервала перфорации -1236.3-1239.3 м получена нефть дебитом 2,83 т/сут, с учетом абс.отм. -1241 м воды вскрытой в скважине 800. Эффективная толщина изменяется от 1.2 до 2.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.2 до 2.4 м. Коэффициент песчанистости – 0,547 д.ед., расчлененность – 1,6.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 32 тыс. т.
Залежь в районе скв.513пластово-сводового типа. Ширина равна 1,2 км, длина – 1,3 км, этаж нефтеносности – 10,5 м. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины изменяются от 0.9 м до 4 м. Расчлененность и коэффициент песчанистости соответственно равны 2,0 и 0,424.
Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1242.4 м по данным интерпретации ГИС, с учетом подошвы последнего нефтенасыщенного прослоя в скв. 810 на абс.отм. -1242.4 м. Нефтеносность отложений подтверждена результатами опробования скв.513 из интервале -1233.9-1235.9 м (с учетом проницаемой части пласта -1233.9-1235.3 м) получена нефть дебитом 3,7 т/сут.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 47 тыс. т.
Залежь в районе скв.512 (новая) – пластово-сводового типа, размерами 1,5 х 0,6 км, высотой 6,1 м. Водонефтяной контакт предлагается принять наклонным на абс.отм. -1240-1242.7 м по результатам опробовании скв.817, где из интервала перфорации -1236.6-1239.5 м получена нефть дебитом 17 т/сут, с учетом подошвы нефти в скважине 814 на абс.отм. -1242.7 м. Эффективная толщина изменяется от 0.6 до 3.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.6 до 2.8 м. Коэффициент песчанистости – 0,473 д.ед., расчлененность – 1,6.
Залежь не разрабатывается.
Пласт Тл2-б
Пласт залегает в подошве тульского горизонта. Продуктивность пласта Тл2-б доказана опробованием скважин, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований.
В пласте Тл2-б выделены две нефтяные залежи: в районе скв.511 и районе скв.513.
Залежь в районе скв.511.Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1260.1 м по результатам опробовании скв.803, где из интервала перфорации -1257.6-1260.1 м (с учетом проницаемой части пласта -1257.6-1260.1 м) получен приток нефти дебитом 5,7 т/сут. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, ее ширина равна 0,9 км, длина 1,1 км, этаж нефтеносности составляет 17,8 м. Эффективная толщина изменяется 0.9-3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется 0.8-3 м. Среднее значение доли коллектора для данной залежи равно 0,111 д.ед., коэффициента расчлененности – 2,3 д.ед.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 9 тыс. т.
Залежь в районе скв.513. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1252.7 м по данным интерпретации ГИС, с учетом абс.отм. -1252.7 м воды вскрытой в скважине 500. Нефтеносность отложений подтверждена результатами опробования скв.513 из интервалов -1241.1-1243.7; -1249.9-1251.7 м (с учетом проницаемой части пласта -1241.1-1243.3; -1249.9-1251.5 м) получена нефть дебитом 3,7 т/сут (Табл.6.2).
Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, ее ширина равна 1,1 км, длина 1,5 км, этаж нефтеносности составляет 12,8 м. Эффективная толщина изменяется 0.9-9.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется 0.9-9 м. Среднее значение доли коллектора для данной залежи равно 0,295 д.ед., коэффициента расчлененности – 3,5 д.ед.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 55 тыс. т.
Бобриковский горизонт
По промыслово-геофизическим данным в пределах горизонта выделяются два нефтеносных пласта Бб1 и Бб2. Залежь пласта Бб1 промышленного значения не имеет.
Пласт Бб2
Продуктивность пласта Бб2 доказана опробованием скважин, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований, керновым материалом. Ранее выделяли две залежи по пласту Бб2: район скв.511 и район скв.513-512. В связи с пробуренным фондом скважин и полученными новыми данными сейсмических исследований залежь в районе скв.513-512 поделилась на два самостоятельных района: скв.513 и скв.512. Итого в пределах пласта выделяются три залежи нефти.
Залежь в районе скв.511. Залежь пластово - сводовая, литологически экранированная, с размерами 0,9 х 0,6 км, высотой 9 м.
Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1276,1 м по материалам интерпретации промыслово-геофизических данных скв.802. Эффективная толщина изменяется от 1.1 до 2.6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 2 м.
Расчлененность и коэффициент песчанистости соответственно равны 3 и 0,157.
Залежь не разрабатывается.
Залежь в районе скв.513. Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, ее размеры в пределах контура нефтеносности 1,1 х 0,8 км, высота залежи 10,9 м.
Водонефтяной контакт предлагается принять в диапазоне на абс.отм. -1277-1278.8 м по результатам интерпретации геофизических исследований. Нефтеносность отложений подтверждена результатами опробования скв.513 из интервала -1266.3-1269.3 м (с учетом проницаемой части пласта -1267.9-1269.3 м) получена нефть дебитом 8,8 т/сут и вода 1,8 м3/сут (Табл.6.2).
Эффективная толщина изменяется от 1.7 до 5.6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.1 до 2.4 м. Расчлененность равна 2,8, коэффициент песчанистости - 0,336.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 50 тыс. т.
Залежь в районе скв.512. Залежь пластово-сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности 1,5 х 0,6 км, высота залежи 9,3 м.
Водонефтяной контакт предлагается принять, как и ранее на совместном объекте на абс.отм. -1277 м по результатам опробования скв. 512, где из интервала перфорации -1272.5-1276.4 м получен приток нефти 6,6 т/сут и воды 4,1 м3/сут. Нефтеносность отложений подтверждена также результатами опробования скв.501, где из интервала -1269.7-1273.7 м (с учетом проницаемой части пласта -1269.7-1273.7 м) получена нефть дебитом 21 т/сут (Табл.6.2).
Эффективная толщина изменяется от 2.9 до 7.6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.7 до 3.5 м. Расчлененность равна 3,6, коэффициент песчанистости - 0,288.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 17 тыс. т.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Турнейский ярус
По промыслово-геофизическим данным в отложениях турнейского яруса на месторождении прослеживается два проницаемых пласта Т1 и Т2.
Промышленная нефтеносность установлена в пласте Т1.
По поверхности ОГ – Пп, приуроченного к кровле карбонатных отложений турнейского яруса, в пределах участка работ закартирован ряд локальных поднятий, осложненных тектоническими нарушениями типа сброса амплитудой 5-7 м в центральной части.
Пласт Т1
Ранее выделяли две залежи по пласту Т1: район скв.512 и район скв.511-513. В связи с пробуренным фондом скважин и полученными новыми данными сейсмических исследований залежь в районе скв.511-513 поделилась на два самостоятельных района: скв.511 и скв.513. Итого в пределах пласта выделяются три залежи нефти, имеющих промышленную нефтеносность.
Залежь в районе скв.511 – пластово-массивная. Ее ширина равна 1,2 км, длина – 1,6 км, высота – 16,8 м. Водонефтяной контакт предлагается принять, как и ранее на совместном объекте на абс.отм. -1317 м по результатам опробования скв.800, где из интервала перфорации -1305.9-1309.9 м получен приток нефти 6,8 т/сут с технической водой. При опробовании скв.511 из интервала перфорации -1302.3-1305.3 м получен безводный приток нефти 3,43 т/сут (КП). При испытании скв.511 из интервала -1307.3-1322.3 м получено 20 литров нефти. При опробовании скв.802 из интервала перфорации -1299.2-1308 м получен приток нефти 6,2 т/сут с технической водой. С учетом водонасыщенных пропластков выделенных по ГИС.
Эффективная толщина по скважинам в пределах контура нефтеносности изменяется от 5.9 до 20.5 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – от 2.2 до 8.2 м. Расчлененность равна 13,3, коэффициент песчанистости - 0,439.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 1 тыс. т.
Залежь в районе скв.513 – пластово-массивная, тектонически экранированная. Ее ширина равна 1,1 км, длина – 1,8 км, высота – 21,4 м. Водонефтяной контакт предлагается принять, как и ранее на совместном объекте на абс.отм. -1317 м по результатам опробования скв.513, где из интервала перфорации -1299,7-1316,7 м получен безводный приток нефти 6,9 т/сут (КП). С учетом нового исследования в скважине 808 – MDT на абс.отм. -1317.3 м получено 92 л водной фракции без признаков УВ.
Эффективная толщина по скважинам в пределах контура нефтеносности изменяется от 14.1 до 19.7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – от 3.9 до 17.7 м. Расчлененность равна 10,6, коэффициент песчанистости - 0,585.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 18 тыс. т.
Залежь в районе скв.512– пластово-массивная. Размеры залежи – 0,8х1,7 км, этаж нефтеносности – 12,9 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1315.2 м, по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.512 на абс.отм. -1315.2 м. При испытании в процессе бурения скв.512 из интервала -1305.3-1309.3 м получен приток нефти дебитом 4,6 т/сут (КП) с водой 2,6 м3/сут.
Эффективная толщина изменяется в пределах от 12.2 до 21.7 м, эффективная нефтенасыщенная – от 2 до 11.8 м.
Коэффициент песчанистости для данной залежи равен 0,550 д.ед., расчлененность – 10,3.
Залежь не разрабатывается.
Фаменский ярус
По промыслово-геофизическим исследованиям на данной площади выделены фаменские пласты Фм1, Фм2, Фм3. Все пласты являются продуктивными. Залежи в районах скважин 511 и 513 являются новыми, ранее на балансе не стояли.
Пласт Фм1
Ранее на балансе числилась только залежь в районе скважины 512, но с четом пробуренных скважин и полученных результатов исследований предлагается выделить залежи в районах скважин 511 и 513.
Залежь в районе скв.511 (новая) – пластово-массивная. Ее ширина равна 0,3 км, длина – 0,4 км, высота – 4,8 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1388.5 м по подошве нефтенасыщенного пропластка скважины 802 на абс.отм. -1388.5 м. С учетом результатов опробования скв.802 совместно с пластом Фм2, где из интервалов перфорации -1383.2-1385.1; -1387.1-1389 м получен приток нефти 11,5 т/сут с технической водой 3,1 м3/сут.
В залежи расположена только одна скважина 802. Эффективная толщина равна 2.3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1.4 м. Расчлененность равна 4, коэффициент песчанистости - 0,069.
Залежь не разрабатывается.
Залежь в районе скв.513 (новая) – пластово-сводовая, тектонически экранированная. Ее ширина равна 1,4 км, длина – 1,7 км, высота – 26,4 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1402.9 м по результатам опробования скв.813, где из интервалов перфорации -1393.6-1398.3; -1399.2-1402.9 м получен приток нефти 13,3 т/сут с технической водой 2,2 м3/сут.
Эффективная толщина по скважинам в пределах контура нефтеносности изменяется от 4 до 9.5 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – от 1.3 до 8.8 м. Расчлененность равна 9,6, коэффициент песчанистости - 0,221.
Залежь не разрабатывается.
Залежь в районе скв.512– пластово-массивная. Размеры залежи – 0,8х1,6 км, этаж нефтеносности – 19,1 м. Водонефтяной контакт предлагается принять, как и ранее на абс.отм. -1400 м, по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.512. При испытании в процессе бурения скв.512 из интервала -1392.2-1400.2 м получен приток безводной нефти дебитом 2,18 т/сут.
Эффективная толщина изменяется в пределах от 2.4 до 8.7 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0.6 до 4.5 м.
Коэффициент песчанистости для данной залежи равен 0,151 д.ед., расчлененность – 8,3.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 2 тыс. т.
Пласт Фм2
В пределах пласта выделены три залежи нефти, имеющих промышленную нефтеносность. Залежь в районе скважин 511-513, по новым полученным данным интерпретации сейсмики 3D и с учетом бурения новых скважин, разделилась на два самостоятельных объекта в районе скважины 511 и 513.
Залежь в районе скв.511 – пластово-сводовая, тектонически экранированная. Размеры 1,6х1,6 км, высота – 21 м.Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1463 м по результатам опробования скв.802, где из интервала перфорации -1441.4-1444.4 м получен приток нефти 11,5 т/сут с технической водой 3,1 м3/сут. С учетом выделенной при интерпретации ГИС кровли воды в скважине 803 на абс.отм. -1463.1 м.
Эффективная толщина изменяется 4.6-14.1 м, эффективная нефтенасыщенная толщина от 1.2 до 5.9 м. Коэффициент песчанистости равен 0,187 д.ед., расчлененность – 10.
Залежь не разрабатывается.
Залежь в районе скв.513 – пластово-сводовая, тектонически экранированная. Ее размеры составляют 1,2х1,7 км, высота – 39,3 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1463 м, по подошве нефтенасыщенного пропластка в скважине 513, где по результатам опробования скв.513 получен безводный приток нефти 11,7 т/сут (КП). С учетом нового исследования в скважине 808 – MDT на абс.отм. -1465.1 м получено 107 л водной фракции без признаков УВ.
Эффективная толщина по скважинам в пределах контура нефтеносности изменяется от 4.8 до 12.3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – от 0.8 до 12.3 м. Расчлененность равна 9,7, коэффициент песчанистости - 0,210.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 32 тыс. т.
Залежь в районе скв.512– пластово-массивная. Размеры залежи – 0,8х1,5 км, этаж нефтеносности – 23,6 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1456.8 м, по подошве нефтенасыщенного пропластка скв.816 на абс.отм. -1456.8 м. С учетом совместного опробования с пластом Фм1 в скважине 816, где в интервалах перфорации -1432.9-1437; -1443.9-1447; -1451.8-1457 м получен приток нефти дебитом 10,5 т/сут и воды 2,1 м3/сут.
Эффективная толщина изменяется в пределах от 5.6 до 10.8 м, эффективная нефтенасыщенная – от 3 до 8.5 м.
Коэффициент песчанистости для данной залежи равен 0,204 д.ед., расчлененность – 9,7.
Залежь не разрабатывается.
Пласт Фм3
В предыдущих отчетах промышленная нефтеносность пласта была доказана только в северной части месторождения – в скважине 511, из интервала опробования -1503,2-1517,2 м получен безводный приток нефти 3,01 т/сут. В данной работе по результатам нового бурения выделяется залежь в южной части месторождения в районе скважины 512.
Залежь в районе скважины 511. Залежь пластово-сводовая литологически экранированная, с размерами 1,7 х 3,6 км, с этажом нефтеносности 42 м. Водонефтяной контакт предлагается принять на абс.отм. -1534.5 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 813 и результатов опробования. При опробовании скв.813 из интервалов перфорации -1524.7-1531.5; -1534-1535.7 м получен приток нефти. При опробовании скв.805 из интервалов перфорации -1518.8-1522.4; -1524.1-1527.7 м получен безводный приток нефти.
Эффективная толщина изменяется в пределах от 0.8 до 12.2 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0.8 до 11 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,159 д. ед., расчлененность – 7,8.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 1 тыс. т.
Залежь в районе скважины 512 (новая) – пластово-сводовая литологически экранированная, приуроченная к южной части структуры, с размерами 0,9 х 1,6 км, с этажом нефтеносности 27,8 м. Условный подсчетный уровень (УПУ) предлагается принять на абс.отм. -1524.8 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 817 и результатов опробования. С учетом опробования в скважине 817, где в интервалах перфорации -1507.3-1509.3; -1523-1525 м получен приток нефти с дебитом 5,8 т/сут.
Эффективная толщина изменяется в пределах от 2.1 до 7.1 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0.6 до 6.1 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,093 д. ед., расчлененность – 6,4.
Залежь не разрабатывается.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
По промыслово-геофизическим данным в девонских отложениях Камышловского месторождения промышленно нефтеносен пласт Д0-2 (тиманский горизонт).
По поверхности ОГ–III, приуроченного к кровле девонских терригенных отложений, наблюдается обширный структурный выступ, погружающийся в северо-западном направлении, ограниченный с северо-востока разрывными нарушениями типа сброса амплитудой порядка 20 м.
Пласт Д0-2
Промышленная нефтеносность пласта установлена по данным ГИС и результатам опробования скв.512. Нефть через колонну получена с абс.отметок -1877.8-1881.8 м дебитом 28.4 т/сут (dшт = 3 мм).
Залежь не структурная, представляет собой склон, падающий в северо-восточном направлении. Граница залежи предлагается принять условно по квадратам с двойным расстоянием от скважин 512 и 814 (ранее был на расстоянии двойного радиуса дренирования от скважины 512). Ширина залежи составляет 1,4 км и длина 1,8 км.
По данным ГИС в скважине 814 выделен один прослой эффективной нефтенасыщенной толщиной 1,7 м. В скважине 512 выделено 3 прослоя с эффективной и эффективной нефтенасыщенной толщиной 2,4 м.
Коэффициент песчанистости в пределах рассматриваемой залежи – 0,558 д. ед., расчлененность – 2.
Залежь разрабатывается. По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 4 тыс. т.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Камышловского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Черемухина М.А., Мулькова Л.Г., Стругова О.В., и др. 2020
Следующее Месторождение: Канашское (Самара)