Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1982
Источник информации: ПП_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 5.34 км²
Кирилловское нефтяное месторождение
В административном отношении Кирилловское нефтяное месторождение расположено в Куединском и Чайковском районах Пермского края, в 170 км северо-восточнее от краевого центра города Перми. Ближайшими населенными пунктами являются села Альняш и Коровино. (Рис.1.).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Связь с краевым центром осуществляется железной дорогой от станции Куеда через г. Екатеринбург. На территории месторождения проходит магистральный газопровод «Уренгой-Центр».
Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, имеющую слабый уклон в северо-западном и западном направлениях, сильно изрезанную долинами речек, оврагами и логами. Хорошо развита речная сеть, обеспечивающая транспортную связь в летнее время. Основной водной артерией является р. Большая Уса.
Район на 60% покрыт лесом. Климат района умеренно-континентальный со среднегодовой температурой воздуха около 0 °С. Наиболее низкая температура наблюдается в январе -35-40 °С, наиболее высокая – в июле +30+35 °С. Среднегодовое количество осадков составляет 500-600 мм.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез Кирилловского месторождения изучен по материалам поисковых и разведочных скважин от рифейских отложений до четвертичных.
Максимальная вскрытая глубина составила 2801 м (скв. 82).
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.
Протерозойская акротема - PR
Верхний отдел - PR2
Рифейский комплекс – R
Рифейский комплекс представлен нижним отделом. Отложения среднего и верхнего отделов отсутствуют.
Нижний отдел - R1
Калтасинская свита - R1kl
Отложения представлены чередованием доломитов и известняков, с прослоями аргиллитов. Максимальная вскрытая толщина в скв. 82 составляет 645 метров.
Палеозойская энотема - PZ
Комплекс пород представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем.
Девонская система - D
Девонская система включает средний и верхний отделы, отсутствуют нижнедевонские отложения. Породы распространены повсеместно, залегают с большим стратиграфическим несогласием на размытой поверхности рифейского комплекса.
Средний отдел - D2
Средний отдел присутствует в разрезе в составе живетского яруса.
Живетский ярус – D2zv
Разрез сложен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. В большинстве скважин выделены хорошо проницаемые песчаные и песчано-алевролитовые пласты (пласты Д2-а,Д2-б, Д3).
Толщина живетских отложений составляет 22 м - 35 м.
Верхний отдел - D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус - D3f
На исследуемой площади франский ярус выделяется в составе трех подъярусов – нижнего, среднего и верхнего.
Нижний подъярус – D3f1
Коми надгоризонт– D3km
Нижнефранский подьярус представлен отложениями пашийского и тиманского горизонтов.
Пашийский горизонт– D3ps
Представлен алевролитами, песчаниками и аргиллитами. В составе горизонта выделяется проницаемые разности песчаников – пласт Д1.
Тиманский горизонт - D3tm
Тиманский горизонт подразделяется на два типа разреза - верхний карбонатный и нижний терригенный.
Нижняя терригенная пачка сложена песчаниками, аргиллитами, алевролитами. К подошве тиманского горизонта приурочен пласт Д0.
Верхняя карбонатная пачка представлена известняками глинистыми с тонкими прослоями аргиллитов.
Кровля терригенной пачки является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ III. К пластам Д1 и Д0 приурочена промышленная нефтеносность на месторождении. Общая толщина пашийских и тиманских отложений составляет 23 м - 40 м.
Средний подъярус – D3f2
Российский надгоризонт – D3rs
Представлен саргаевским и доманиковым горизонтами.
Саргаевский и доманиковый горизонты – D3sr + D3dm
Отложения представлены известняками, часто доломитизированными, переходящими в доломит, плотными, крепкими, в разной степени глинистыми, в нижней части разреза породы битуминозные.
Верхний подъярус – D3f3
Карбонатные средне-, верхнефранские отложения формировались преимущественно в условиях глубоководного шельфа. Породы представлены известняками, часто доломитизированными, переходящими в доломит, плотными, крепкими, в разной степени глинистыми, в нижней части разреза породы битуминозные.
Фаменский ярус - D3fm
Карбонатные отложения фаменского яруса сложены известняками плотными с подчиненными прослоями доломитов, иногда сильно глинистыми.
Общая толщина фаменских и средне-, верхнефранских пород изменяется от 125 м до 155 м.
Каменноугольная система - C
В каменноугольных отложениях выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний. Разрез каменноугольной системы сложен преимущественно карбонатными породами.
Нижний отдел - C1
Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус - C1t
Отложения турнейского яруса представлены депрессионным типом разреза, для которого характерен преимущественно терригенный материал – глины, аргиллиты, прослои алевролитов и известняков. Толщина отложений турнейского яруса изменяется от 226 м до 263 м. К кровле отложений турнейского яруса приурочен ОГ IIп.
Визейский ярус - C1v
Визейский ярус выделяется в составе двух подъярусов – нижний и верхний.
Нижний подъярус – С1v1
Кожимский надгоризонт – C1kzh
В обьеме кожимского надгоризонта выделяют косьвинский, радаевский и бобриковский горизонты.
Косьвинский + радаевский горизонты - C1ks + C1rd
Разрез представлен аргиллитами и алевролитами, иногда битуминозными.
Бобриковский горизонт – C1bb
Отложения представлены песчаниками, переслаивающимися с алевролитами углистыми и аргиллитами.
Верхний подъярус – С1v2
Окский надгоризонт – C1ok
Разрез сложен двумя пачками: нижней толщей тульских терригенных отложений и верхней карбонатной пачкой тульско-окских отложений.
Тульский горизонт – C1tl
Отложения распространены повсеместно и представлены преимущественно терригенными породами. В нижней части разреза песчаники переслаиваются с алевролитами и аргиллитами, верхняя часть разреза сложена известняками глинистыми с тонкими прослоями аргиллитов.
Общая толщина терригенных отложений визейского яруса изменяется от 120 м до 160 м.
Серпуховский ярус – C1s
Серпуховские породы представлены однородной толщей известняков и доломитов; известняки участками доломитизированные, пористо-кавернозные.
Толщина серпуховского яруса совместно с окскими отложениями составляет 270 м – 310 м.
Средний отдел – C2
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
Породы башкирского яруса со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях серпуховского яруса, из разреза выпадает краснополянский горизонт. Ярус сложен известняками, прослоями доломитизированными, окремнелыми. Толщина отложений изменяется от 50 м до 65 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус представлен нижним и верхним подъярусами.
Нижний подъярус – C2m1
Подразделяется на верейский и каширский горизонты.
Верейский горизонт – С2vr
Представлен терригенно-карбонатной толщей сложенной известняками, доломитами и аргиллитами. Толщина отложений составляет 50 м - 55 м.
Каширский горизонт – C2ks
Горизонт сложен известняками, прослоями доломитизированными, глинистыми и доломитами. Толщина отложений составляет 50-60 м.
Верхний подъярус – C2m2
Представлен подольским и мячковским горизонтами.
Подольский горизонт – C2pd
Отложения представлены известняками и доломитами. Толщина отложений составляет 100-115 м.
Мячковский горизонты –C2mс
Отложения представлены известняками, прослоями доломитизированными, глинистыми и доломитами. Общая толщина отложений составляет 100 м - 115 м.
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольная толща пород сложена карбонатными отложениями - известняками плотными, иногда глинистыми и доломитами. Толщина отложений верхнего отдела составляет 90 м - 120 м.
Пермская система – P
Пермская система представлена нижним и средним отделами. Отложения верхнего отдела на месторождении отсутствуют.
Нижний отдел - P1
Нижнепермский отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским, кунгурским и уфимским ярусами.
Ассельский + сакмарский ярусы -P1a + P1s
Нерасчлененная толща ассельского и сакмарского ярусов представлена известняками и доломитами. Общая толщина составляет 175 м – 215 м.
Артинский ярус – P1ar
Артинский ярус представлен, в основном известняками и доломитами плотными. Толщина яруса составляет 35 м – 55 м.
Кунгурский ярус – P1k
Представлен филипповским и иренским горизонтами.
Филипповский + иренский горизонты - P1fl + P1ir
Сульфатно-карбонатная толща представлена известняками с прослоями ангидрита. В верхней части иренского горизонта выделяется ангидритовая пачка толщиной около 20 м.
Общая толщина отложений изменяется от 70 м до 80 м.
Уфимский ярус - P1u
Уфимский ярус в составе соликамского и шешминского горизонтов сложен песчаниками, глинами и алевролитами загипсованными с прослоями мергелей и известняков.
Общая толщина отложений изменяется от 300 м до 360 м.
Средний отдел - P2
Представлен казанским ярусом.
Казанский ярус – P2kz
Отложения представлены глинами, алевролитами с прослоями известняков и конгломератов. Толщина отложений составляет 200 м - 225 м.
Кайнозойская группа - KZ
Четвертичная система - Q
Четвертичные отложения распространены повсеместно, общим чехлом покрывают все нижележащие породы. Отложения представлены глинами, суглинками, песками, галечниками, которые со стратиграфическим перерывом залегают на более древних породах палеозойского возраста. Толщина отложений составляет 5 м - 20 м.
Тектоническое строение
Согласно схеме тектонического районирования по дорифейскому фундаменту территории Прикамья и Среднего Урала, Кирилловское месторождение расположено в пределах Осинской впадины на северо-западном склоне Куединского вала.
Поверхность кристаллического фундамента погружается в северо-западном направлении, глубина залегания, определенная по геофизическим данным, составляет 9,0 – 10,5 км. Фундамент на исследуемой площади имеет сложное блоковое строение, осложнен разломами северо-западного и субширотного простирания.
Осадочный чехол представлен рифейскими, палеозойскими и четвертичными отложениями. Толщина пород рифейского комплекса по данным геофизических методов достигает 6 – 7,3 км. Вскрытая скважинами часть рифейских отложений сложена карбонатно-терригенной толщей калтасинской свиты. Общий структурный уклон рифейских отражающих границ имеет западное направление.
Вендские отложения на территории месторождения размыты.
По отложениям верхнего палеозоя месторождение расположено в пределах западной части Куединского вала Верхнекамской впадины (Рис. 2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Поверхность отражающего горизонта III погружается в западном направлении. На фоне регионального погружения, вдоль западного борта вала в пределах месторождения закартированны Кирилловская и Владимирская структуры. В позднетиманское время основными структурообразующими процессами были тектонические. Вдоль западного борта вала по ОГ III выявлено разрывное нарушение типа взброса северо-западного простирания. Амплитуда взброса, выявленного по материалам 3D, составляет порядка 20м (Граф. 7).
По отложениям верхнефранско-турнейского комплекса месторождение полностью находится в осевой зоне ККСП, характеризующейся преимущественно терригенным составом турнейского яруса. Кровля турнейских карбонатно-терригенных отложений (ОГ IIВ) погружается в юго-западном направлении. По ОГ каменноугольных и пермских отложений разрывное нарушение не фиксируется.
Структурный план ОГ IIК в общих чертах повторяет поведение нижезалегающих отражающих горизонтов палеозоя. На фоне общего погружения также выделяются Кирилловская и Владимирская структуры, что и по ОГ III, но с меньшими амплитудами.
По ОГ IП структуры, выявленные по нижележащим горизонтам, ещё более выполаживаются.
Отражающий горизонт «К», отождествляемый с кровлей иренского горизонта кунгурского яруса, моноклинально погружается в западном направлении.
Наблюдается общее соответствие отражающих горизонтов девонских, каменноугольных и пермских отложений.
Ниже приводится характеристика локальных поднятий, входящих в состав Кирилловского месторождения.
Кирилловское поднятие. По ОГ IIIП, III, IIВ, IIК в его составе выделяются два самостоятельных купола (северный и южный), вытянутых в северо-западном направлении и разделенных между собой прогибом в 3 м, наиболее амплитудный из них – северный купол. На целевом ОГ III в сводовой части северного купола пробурена продуктивная скв. 80, в 1 км к юго-востоку от неё отмечаются гипсометрические отметки, близкие к значению в скважине. По нижнекаменнугольным отложениям (ОГ IIK) сводовая часть структуры смещена в восточном направлении, что обусловлено седиментационными процессами, происходившими в визейское время. По ОГ IП и К структура не картируется.
Южный купол по ОГ III осложнен двумя вершинами, северной и южной. В юго-западной части поднятия пробурена продуктивная скв. 89. В 350 метрах северо-восточней и 650 метров восточнее скважины расположены точки, занимающие более высокое гипсометрическое положение на 9 и 6 метров соответственно. По отложениям карбона (ОГ IIK, IIВ) структура представлена брахиантиклиналью, которая по вышележащим горизонтам (ОГ IП, К) как локальный объект не выделяется.
Владимирское поднятие. По ОГ III структура картируется в виде протяженной складки, ограниченной с запада разрывным нарушением и осложненной шестью вершинами (2а, 2б, 2в, 2г, 2д, 2е) (Граф.7).
В северной части структуры локализуется вершина (2а), в склоновой части которой пробурена продуктивная скв. 88, в 500 метрах к северо-западу от неё установлено более высокое гипсометрическое положение с превышением в 8 метров.
К югу, по изогипсе минус 1910 м, выделяется брахиантиклиналь, ограниченная с запада разрывным нарушением и осложненная двумя вершинами: северная, картируемая в виде купола (2в), расположена в 500 метрах от продуктивной скв. 101 с превышением отметок в своде относительно скважины на 8 метров. Вершина (2б) вплотную примыкает к разрывному нарушению и имеет амплитуду 9 м.
На склоне малоразмерного и малоамплитудного купола (2г), пробурена скв. 102, превышение отметок в своде купола относительно скважины составляет 3 метра.
На юге структуры выделяются две вершины (2д) и (2е). В скв. 100, пробуренной между ними, превышение отметок на вершинах (2е) и (2д) относительно скважины составляет 6 метров. Амплитуда и размеры вершин незначительны.
По отражающим горизонтам каменноугольных отложений картируются три вершины. По ОГ ПВ вершины (2а) и (2в) являются единым поднятием (Владимирским). Вершина (2б) объединяется в единый контур с вершиной (2д), что связанно с седиментационными процессами турнейского времени. Вверх по разрезу по ОГ IIК наблюдается увеличение амплитуды вершины (2б) по сравнению с ОГ IIВ, что обусловлено облеканием песчаного тела нижне-бобриковского возраста. По ОГ IП картируется только одна вершина (2б) амплитудой 4 м. По ОГ К Владимирская структура представляется в виде структурного носа, открывающегося к востоку.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
В тектоническом плане Кирилловское месторождение расположено в пределах западной части Куединского вала Верхнекамской впадины.
Основная часть месторождения расположена в пределах лицензионного участка ПЕМ 12469 НЭ принадлежащего ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», небольшая часть относится к нераспределенному фонду недр (Департамент недропользованию по Приволжскому федеральному округу).
Кирилловское месторождение открыто в 1982 году поисковой скв. 80, пробуренной на одноименном поднятии, подготовленном сейсморазведочными работами, была выявлена залежь нефти в пашийских отложениях – пласт D3ps (Д1), (протокол ЦКЗ МНП №28 от 03.03.1983).
В 1984 г. на Владимирском поднятии разведочной скв. 101 открыта залежь нефти в отложениях тиманского горизонта D3tm (пласт Д0). Запасы нефти и растворенного газа подсчитаны оперативно и утверждены ЦКЗ МНП протоколом №20 от 18.03.1985.
В 1997 году месторождение введено в пробную эксплуатацию, в 2001 году в промышленную разработку.
Предыдущий пересчет запасов углеводородного сырья проведен по данным пробуренных 14 поисково-разведочных скважин Кирилловского месторождения и 1 скважины с Кирилловской разведочной площади с учетом материалов проведенной пространственной сейсморазведки 3D.
Действующим проектным документом, согласно которому разрабатывается месторождение, является «Дополнение к технологической схеме разработки Кирилловского нефтяного месторождения Пермского края», выполненный «ПермНИПИнефть» в 2015 году (протокол ЦКР № 67-15 от 01.12.2015).
Из выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Кирилловском месторождении нефтеносность установлена в отложениях девонского терригенного нефтегазоносного комплекса (пласты Д0 и Д1).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу-вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводилась, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК, ННК-т) и кавернометрии (ДС) с учетом результатов испытаний и исследований керна. В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки.
Характерной особенностью продуктивной части месторождения является наличие разрывного нарушения типа взброса, северо-западного простирания, выявленного вдоль западного борта по ОГ III. Амплитуда взброса, выявленного по материалам сейсморазведки 3D, составляет порядка 20 м.
Геометризация пластов выполнена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов.
Обоснование положения водонефтяных контактов (условных подсчетных уровней) проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе. При обосновании ВНК, предпочтение отдавалось условно вертикальным скважинам.
Необеспеченность добычи начальными извлекаемыми запасами пласта Д1, в районе скв. 80, послужила основанием для изменения положения условного подсчетного уровня по залежи.
Краткие сведения о залежах Кирилловского месторождения
Ниже приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому комплексу.
Верхнедевонско–турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Нефтепроявления по керну отмечены в скв. 88, 101. Опробование проводилось в открытом стволе в скв. 82, 101, 103. В скв. 82 в интервале абс. отметок -1764.1-1807.1 м при испытании пластоиспытателем за 50 минут притока не получено. В скв. 101 в интервале абс. отметок -1844.4 – 1907 м за 45 минут притока не получено. В скв. 103 в интервале абс. отметок -1911.1-1937.8 м при испытании пластоиспытателем за 50 минут притока не получено.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс
Нефтеносность комплекса установлена на ближайших Кустовском и Мало-Усинском месторождениях. На Кирилловском месторождении промышленно нефтеносны пласты Д0, Д1. При геометризации залежей использовались данные сейсморазведки 3D. В построении карт эффективных нефтенасыщенных толщин принимался способ замещения коллектора.
Пласт Д0
Пласт приурочен к подошве тиманского горизонта. На большей части площади месторождения коллекторы пласта замещены плотными породами.
Продуктивные коллекторы представлены плотными и слабосцементированными песчаниками и алевролитами тонкозернистыми.
Продуктивность пласта Д0 доказана опробованием скв. 88 и 101, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований, керновым материалом.
В пласте выделена одна нефтяная залежь. Залежь пластовая сводовая, тектонически и литологически экранированная, размерами 7.2 х 1.2 км, высотой - 10 м. Нарушение субмеридионального простирания в северо-западной части пласта, выявлено и закартировано по данным сейсморазведки 3D.
Общая толщина пласта в пределах контура нефтеносности изменяется от 9 до 11.4 м, составляя в среднем 9.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 до 5.2 м, средняя по пласту составляет 2.7 м. Коэффициент расчлененности равен 1, доля коллектора составляет 0,280 д.ед.
В настоящей работе, учитывая данные исследования скв. 209 уровень контакта определен, как ВНК и оставлен на абсолютной отметке -1936.5 м по подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 88 выделенного по данным ГИС с учетом результата опробования. В скв. 209 при совместном испытании пл. Д0+Д1 из интервала -1905.6–1958.5 м получено 10.1 м3 пластовой воды.
Залежь разрабатывается с 2001 года, накопленная добыча по состоянию на 01.01.2020 составляет 73 тыс.т.
Пласт Д1
Пласт приурочен к пашийскому горизонту, от вышележащего пласта Д0 отделен пачкой плотных глинистых пород толщиной до 2.4 м.
Замещение пород-коллекторов плотными породами отмечено в скважинах 82 и 87. Зона замещения коллекторов в районе скважины 82 плотными породами делит пласт на две промышленные залежи нефти: район скважин 80 и 89.
Продуктивными коллекторами пласта являются мелкозернистые, слабосцементированные песчаники и тонкозернистые алевролиты.
Продуктивность пласта Д1 доказана опробованием, данными интерпретации ГИС, керновым материалом.
Нарушение субмеридионального простирания в северо-западной части пласта, выявлено и закартировано по данным сейсморазведки 3D.
Залежь нефти в районе скв. 80 территориально расположена в северо-западной части пласта D3ps (Д1).
Нефтеносность залежи установлена по результату опробования скв. 80. Нефтенасыщение коллекторов подтверждают результаты интерпретации материалов ГИС, керновым материалом.
При перфорации в скважине 80 интервала 2124.0-2131.0 м (-1929.6 -1936.5 м) получена безводная нефть дебитом 5.6 т/сут.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 1.7 х 0.9 км, высота 19.9 м.
Общая толщина пласта в пределах контура нефтеносности составляет 6.7 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.4 м. Доля коллектора составляет 0,507 д.ед, коэффициент расчлененности равен 3.
В скв. 80 абс. отметка подошвы нефтенасыщенного проницаемого прослоя -1936.1 м. Скв.80 с марта 1997 по май 1998 гг. работала без воды. С июня 1998 по ноябрь 2009 гг. 2010 гг. обводненность продукции составляла 3-4%, что указывает на более низкое положение ВНК, чем отметка подошвы проницаемого прослоя.
В предыдущем подсчете запасов УПУ был принят на абсолютной отметке -1941.6 м по аналогии с залежью нефти в районе скв. 89, выделенного по ГИС, с учетом результатов опробования. При опробовании с подошвы перфорации с учетом проницаемой части -1940.8 м получена безводная нефть дебитом 3.1 т/сут.
НИЗ нефти составили 24 тыс.т. Разработка залежи в районе скв. 80 ведется с 1997 года. Накопленная добыча нефти на 01.01.2020 составляет 31 тыс. т. Учитывая то, что уровень накопленной добычи превысил величину НИЗ, в настоящей работе отметка УПУ принята по последней замкнутой изогипсе на абс. отметке. -1950 м.
Залежь нефти в районе скв. 89 расположена в южной части пласта D3ps (Д1).
Нефтеносность залежи установлена по результату опробования скважины 89. Нефтенасыщение коллекторов подтверждают результаты интерпретации материалов ГИС, керновым материалом.
При перфорации в скважине 89 интервала 2056.8-2060.0 м (-1937.6 -1940.8 м) получена безводная нефть дебитом 3.08 т/сут.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 1.7 х 0.7 км, высота 4 м.
Общая толщина пласта в пределах контура нефтеносности составляет 6.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.2 м. Доля коллектора составляет 0,470 д.ед, коэффициент расчлененности равен 3.
В предыдущем отчете отметка флюидального контакта была утверждена как УПУ.
В настоящей работе уровень контакта определен, как ВНК и оставлен на абсолютной отметке -1941,6 м. по результатам опробования с учетом подошвы проницаемого прослоя в скв. 89. В интервале абс. отметок -1937.6-1941.6 м на штуцере d=3 мм получен приток нефти 3.1 т/сут.
Водонасыщенные пласты вскрыты в скв. 88 и 101 на отметках -1943,3 м и -1941,8 м соответственно, которые находятся за пределами контура нефтеносности, подтверждая тем самым отметку флюидального контакта.
Залежь нефти в районе скв. 89 не разрабатывается.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Кирилловского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Старкова Н.В., Жданов Н.А., Плотников А.В., и др. 2020
Следующее Месторождение: Киязлинское