Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки:
Год открытия: 2005
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 33.19 км²
Лосиновское нефтяное месторождение
В административном отношении Лосиновское нефтяное месторождение расположено в Сосногорском районе Республики Коми, в 108 км к северо-востоку от административного центра - г. Ухта и в 52 км на северо-восток от п. Нижний Одес.
В геоморфологическом отношении район работ находится в пределах Вельюской возвышенности в южной части Печорской низменности. Район всхолмленный, с широким развитием речной сети. Абсолютные отметки в долинах рек 140-150 м, на водоразделах 170-210 м.
Месторождение находится в 12 км к востоку от р.Велью, между ручьем Бол.Ленавож, правым притоком р.Велью, и ручьем Лосиный - северным притоком р.Бол.Ленавож.
ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Лосиновского месторождения приводится по результатам изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований структурно-поисковых скважин, пробуренных непосредственно на площади и соседних структурах.
На Лосиновой площади в результате бурения скважин вскрыты четвертичные, юрские, триасовые, пермские и среднекаменноугольные отложения. Максимальный разрез вскрыт в скважине 31 (забой 1016 м).
Каменноугольная система - С
Каменноугольные отложения со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях фаменского яруса и представлены в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов. На Лосиновой площади отложения вскрыты не на полную мощность, только верхний и, частично, средний отделы. Толщина каменноугольной системы в пределах исследуемой территории составляет 100-140 м.
Нижний отдел – С1
Отложения нижнего отдела выделяются в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов. Толщина нижнего отдела составляет 90 м.
Турнейский ярус – С1t
Отложения яруса представлены в объеме малевского, упинского и черепетского горизонтов и сложены известняками серыми, темно-серыми, органогенно-детритовыми, неравномерно глинистыми, песчанистыми, доломитизированными, тонко- и мелкокристаллическими, трещиноватыми с прослоями глин темно-серых, известковистых, битуминозных.
Визейский ярус – С1v
Визейский ярус выделен в объеме окского надгоризонта, в подошве которого выделяется пестроцветная, глинисто-известковая пачка, условно относимая к алексинскому горизонту окского надгоризонта, толщиною до 3 м, состоящая из переслаивающихся аргиллитов черных, битуминозных, толстоплитчатых, глин темно-серых и темно-коричневых известковистых, алевритистых и известняков серых, доломитизированных. Вышележащая толща сложена известняками и доломитами от светло- до темно-серых, органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными, разнозернистыми, неравномерно глинистыми и доломитизированными.
Общая толщина турнейского и визейского ярусов составляет порядка 75 м.
Серпуховский ярус – С1s
Отложения яруса представлены известняками и доломитами с прослоями глин аргиллитоподобных, с включениями ангидрита и кальцита. Известняки серые, органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные и глинистые. Доломиты серые с буроватым оттенком, известковистые. Толщина яруса составляет 15 м.
Средний отдел - С2
Отложения отдела представлены в объеме башкирского и московского ярусов. Толщина отложений среднего отдела составляет 70-80 м.
Башкирский ярус – С2b
Ярус сложен доломитами и известняками серыми с желтоватым оттенком, кристаллическими, трещиноватыми с прослоями глин и конкрециями черных кремней. Толщина башкирского яруса составляет 30 м.
Московский ярус – С2т
Московский ярус представлен известняками с тонкими прослоями доломита и глин. Известняки перекристаллизованные, реликтово-фораминиферовые и реликтово-водорослевые, прослоями доломитизированные, светло-серые, почти белые, пористые, прослоями плотные, со стилолитами. Доломиты, по сравнению с верхнекаменноугольными, имеют более низкое кажущее электрическое сопротивление (10-100 омм) и несколько больший минимум на кривой ПС.
На Лосиновой площади отложения вскрыты частично (32 м в скв. 31), ожидаемая толщина 40-50 м.
Средний отдел - С3
Изменения толщин верхнего карбона связаны с размывом верхней его части. Верхняя граница проведена в подошве пачки проницаемых известняков. Наиболее полный разрез вскрыт в скважине 31 (63 м). Представлена толща известняками органогенно-детритовыми, светло-серыми до белых, с прослоями серых, иногда доломитизированными, со стилолитами, заполненными глинистым материалом, с редкими прослоями известковистых зеленых аргиллитоподобных глин.
Толщина отложений изменяется от 49 до 63 м.
Пермская система – Р
Пермские отложения согласно залегают на верхнекаменноугольных и представлены в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина системы составляет 752-806 м.
Нижний отдел – Р1
В составе нижнего отдела выделяются отложения ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов. Толщина отдела составляет 86-100 м.
Ассельский ярус - Р1а
Литологически разрез представлен известняками серыми и светло-серыми, разнокристаллическими, перекристаллизованными, реликтово-органогенными, участками окремненными, прослоями плотными, пористыми, с многочисленными стилолитовыми швами, с редкими тонкими прослойками черной и зеленой известковистой глины. В скважинах 31 и 32 определен представительный комплекс фораминифер, который характеризует верхнюю зону ассельского яруса. Не исключено, что на участке работ наблюдается выпадение нижней части яруса из разреза.
Толщина отложений изменяется от 10 до 20 м.
Сакмарский ярус - Р1s
Отложения яруса представлены известняками серыми и светло-серыми, перекристаллизованными, реликтово-органогенными, преимущественно мелкозернистыми в различной степени окремненными, плотными, прослоями пористыми, с многочисленными стилолитовыми швами, с редкими тонкими прослойками темно-серой и зеленовато-серой аргиллитоподобной глины.
Толщина отложений изменяется от 12 до 15 м.
Артинский ярус - P1ar
Отложения артинского яруса представлены известняками темно-серыми, прослоями серыми, мелко- и среднезернистыми, органогенно-обломочными, прослоями перекристаллизованными, мелкодетритовыми, неравномерно глинистыми, иногда кавернозными, с редкими тонкими прослойками темно-серой глины, с многочисленными брахиоподами, участками окремненные, с вкраплениями пирита. В кровле артинского яруса отмечается нефтенасыщение окисленной нефтью.
В артинском веке продолжается общий подъем территории. На рубеже артинского и кунгурского веков происходит обмеление артинского моря и образование замкнутых и полузамкнутых кунгурских бассейнов (Никонов Н.И., 1977 г).
Толщина отложений составляет 16-19 м.
Кунгурский ярус - P1k
Отложения кунгурского яруса несогласно залегают на артинских и подразделяются снизу вверх на филипповский и иреньский горизонты.
Филипповский горизонт выделяется в объеме глинисто-карбонатной пачки. Сложен разрез переслаиванием известняков и доломитов оолитовых и псевдоолитовых, прослоями доломитизированных, глин аргиллитоподобных, алевритистых, неравномерно известковистых, с редкими прослоями алевролитов глинистых, слабоизвестковистых, с единичными прослоями песчаников полимиктовых, мелкозернистых, прослойками нефтенасыщенных. Породы темно-серые, зеленовато-серые. Сульфатизация отложений невысокая. В кровле горизонта выделяется карбонатный пласт.
Иреньский горизонт выделяется в объеме карбонатно-терригенной пачки. Сложен разрез глинами аргиллитоподобными неравномерно алевритистыми и известковистыми, с прослоями алевролитов неравномерно известковистых и глинистых и песчаников полимиктовых, мелко-среднезернистых, алевритистых, глинистых, с подчиненными прослоями известняков и доломитов, с редкими прослоями мергелей. Породы серые, темно-серые. В кровле горизонта отмечаются примазки и прослойки фиолетово-красных глин и включения черной кремневой гравийной гальки.
К концу кунгурского века происходит подъем обширной территории и на смену морскому режиму осадконакопления устанавливается континентальный режим.
Толщина кунгурского яруса составляет 45-56 м.
Верхний отдел - Р2
В составе отдела выделяются уфимский и нерасчлененные казанский+татарский ярусы общей толщиной 657-846м.
Уфимский ярус – Р2u
Разрез слагают пестроокрашенные глины с прослоями алевролитов, песчаников, с редкими прослоями известняков, доломитов и мергелей, с многочисленными карбонатными стяжениями.
Глины аргиллитоподобные, хлоритово-гидрослюдистые, красноцветные от бурых до коричневато-красных, часто с голубоватыми, зеленовато-серыми, фиолетовыми пятнами, неравномерно алевритистые и неравномерно известковистые, иногда с постепенным переходом в мергель или алевролит, часто ожелезненные, неслоистые, с частыми зеркалами скольжения.
Алевролиты от коричневато-буро-серых до зеленовато-серых, полимиктовые, неравномерно глинистые, участками известковистые, неясно косослоистые, слабо пористые, плотные, с прослоями водорослевого и пелитозернистого, конгломератоподобного, глинистого, часто пористого, трещиноватого известняка, реже мергеля и доломита.
Песчаники зеленовато-серые и серые, иногда коричневато-бурые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, тонко-зернистые, реже прослоями крупно и грубо зернистые, иногда до гравелитов, преимущественно косослоистые (достигают 200), неравномерно известковистые, обычно глинистые, участками нефтенасыщенные.
На Лосиновой площади в разрезе скважин прослеживаются до 10 песчаных пластов с хорошими коллекторскими свойствами, из которых пласты Р2u-4 и Р2u-16 (снизу вверх) являются нефтеносными (индексация пластов принята по данным Алабушина А.А., 1988 г.)
Песчаные пласты слагают рукавообразные, линзовидные тела. Строение пластов, характер обломочного материала, плохая гранулометрическая отсортированность, наличие косой слоистости свидетельствуют о формировании песчаных пластов в условиях речных русел. В пределах палеорусел проницаемые песчаники литологически замещаются плотными породами и могут иметь как локальное, «мозаичное» распространение, так и протяженные полосы, повторяющие границы русел.
Толщина уфимских отложений составляет 245-286 м.
Казанский + татарский ярусы - P2kz+t
Разрез представлен терригенными пестроцветными породами с прослоями и включениями карбонатов. В разрезе преобладают глинистые породы. В отличии от уфимского яруса здесь красноцветные породы имеют более яркую окраску. Практически исчезают прослои глинистых известняков и мергелей, характерных для уфимского яруса.
Глины серые, темно-серые, иногда с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, известковистые, с конкрециями пирита, иногда включениями гальки, с обугленным растительным детритом.
Песчаники пестроокрашенные полимиктовые и граувакковые от мелко- до крупнозернистых с гравием, в разной степени глинистые и пористые, массивные и косослоистые, неравномерно известковистые, с прослойками серых алевролитов и темно-серых глин, с обугленным растительным детритом.
В верхней части казанских отложений выделяется преимущественно глинисто-карбонатная пачка толщиной 30-50 м, выделяемая по ГИС как репер R-4.
Нижняя часть казанского яруса на Безымянной площади является основной продуктивной толщей (пласты P2kz-22- P2kz-30, Алабушин А.А., 1988). На Лосиновой структуре продуктивными являются пласты P2kz-23 и P2kz-24. Генезис и форма песчаных тел аналогичны строению песчаников уфимского яруса.
Толщина отложений казанского и татарского ярусов составляет 403-465 м.
Юрская система-J
Отложения нижней юры сложены песками, песчаниками, реже глинами. Песчаники серые, мелко- и тонкозернистые, кварцевые, глинистые и известковистые, с включениями пирита. Глины темно-серые и зеленовато-серые, на отдельных интервалах сланцеватые, с обугленным растительным детритом. По всему разрезу присутствуют валуны и гальки кварцитов, кремня, кварца и других пород.
Верхнеюрские отложения представлены глинами песчанистыми и алевритистыми, темно-серыми и зеленовато-серыми, с прослоями и линзами песков и песчаников кварцевых и полимиктовых. Песчаники иногда переходят в конгломеративные разности и конгломераты, особенно в основании верхней юры.
Толщина отложений составляет 122-156 м.
Четвертичная система - Q
Породы четвертичной системы несогласно залегают на денудированной поверхности триасовых отложений и представлены суглинками и супесями с примесью гравия, гальки и валунов различных пород, с прослоями песков, песчано-гравийного материала.
Толщина отложений составляет 8-22 м.
ТЕКТОНИКА
Рассматриваемая территория в тектоническом отношении находится в северо-восточной части Тэбукской ступени в центральной части Омра-Лыжской седловины – структуры первого порядка, расположенной в южной части Ижма-Печорской синеклизы.
Рисунок 1– Выкопировка из карты тектонического и нефтегазогеологического районирования Масштаб 1:1000000
Тэбукская ступень, выделенная как структура II порядка, на юге граничит с Омра-Сойвенской ступенью, на юго-востоке – с Джебольской моноклиналью, на востоке - с инверсионным Мичаю-Пашнинским валом, на севере – с Лемьюской ступенью и на западе с Нерицкой ступенью.
Тэбукская ступень представляет собой обширную зону выполаживания на фоне общего моноклинального погружения отложений в восточном и северо-восточном направлении и по кровле карбонатов нижней перми ограничена изолинией минус 800 м. Размеры ее составляют 100×80 км (Дедеев В.А., 1982 г).
Толщина осадочного чехла в пределах ступени изменяется от 2,5 до 4,6 км за счет увеличения толщин и стратиграфического объема карбонатных силурийских, терригенных среднедевонско-нижнефранских и верхнепермских отложений в восточном направлении.
В пределах Тэбукской ступени по отложениям девона, карбона и перми выделяются многочисленные локальные структуры: Ваньюское, Западно-Тэбукское, Тэбукское и Вельюское поднятия, Расьюское и Северо-Вельюское структурные осложнения. Структуры расчленены прогибами: Южно-Ваньюским, Верхне-Тэбукским, Южно-Вельюским и Верхне-Вельюским. Все положительные структуры имеют субширотное простирание.
Изучаемая территория расположена на восточном продолжении Верхне-Вельюского прогиба, разделяющего Вельюское поднятие и Лосиновскую площадь (ранее здесь выделялось Северо-Вельюское структурное осложнение). По пермским отложениям изучаемая площадь представляет собой пологую моноклиналь, погружающуюся на северо-восток.
Пермская толща рассматриваемого района изучена по материалам сейсморазведочных работ, проведенных в 1987-1988 гг. на Северо-Вельюской площади (с/п 41188, отв. исп. Т.А. Карпюк) и которыми прослежен ОГ Ik (P1k) и Ikz (P2kz), и в 1990-1992 гг. на Пурговской площади (с/п Н-1/90-92, отв. исп. С.А. Школьник) уточнено строение толщи по ОГ Ik (P1k).
С учетом данных интерпретации сейсморазведочных работ (ОГ Ik (P1k), отв. исп. С.А. Школьник и ОГ Ikz (P2kz), отв. исп. Т.А. Карпюк) и результатов корреляции пермского разреза в представляемом отчете построены структурные карты по кровле кунгурских и подошве казанских отложений.
По структурной карте кровли кунгурских отложений Лосиновское структурное осложнение гипсометрически повышается в юго-западном направлениии. В пределах площади, разбуренной скважинами, превышение абсолютных отметок составляет 110 м (изогипсы от минус 660 до минус 770 м). На востоке, по изогипсе минус 750 м, прослеживается выполаживание участка структуры, который приобретает форму “структурного носа”.
По структурной карте подошвы казанских отложений структурное осложнение в центральной части пересекает основное тектоническое нарушение субмеридионального простирания амплитудой 5-20 м, которое контролирует два блока: западный и восточный. Восточный блок, в свою очередь осложнен сколом субширотного простирания амплитудой 5-15 м, оперяющем основное нарушение и обособляющем восточный блок на собственно северо-восточный и юго-восточный.
Нарушения характеризуются сбросовым типом и прослеживаются в интервале верхнеуфимско-нижнеказанской толщи. Данная система нарушений широко развита в пределах Тэбукской ступени и в последнее время достаточно полно изучена сейсморазведочными работами на Безымянной, Большепурговской и др. площадях. Формирование нарушений происходило в позднетриасово-юрское время, когда движения со стороны Урала привели к взбрасыванию приразломных валов. ”Выпячивание” и дооформление структурных поднятий привели к образованию системы разноориентированных, в большенстве случаев безкорневых, нарушений оползневого характера. Дизъюнктивы имеют небольшую амплитуду (5-20 м) и для небольших залежей нефти могут служить экранами на пути миграции УВ.
Структурная поверхность подошвы казанских отложений существенно отличается от кровли кунгурских. Поверхность приобретает большую рельефность, обусловленную блоковым строением, в пределах которых оконтуриваются разновысотные купола.
По плоскости нарушения восточный блок расположен гипсометрически выше юго-западного. Северо-восточный блок относительно западного в северном своем продолжении возвышается, а относительно юго-восточного занимает пониженное положение.
Сводовые участки западного и юго-восточного блоков гипсометрически одинаково расположены, купола которых оконтуриваются изогипсой минус 410 м. Купол западного блока удален в северо-западном направлении от основного дизъюнктива на расстоянии 1,25 км, купол юго-восточного блока является приразломным. Купол северо-восточного блока, также тектонически экранирован и оконтуриваются изогипсой минус 430 м.
Большими данными бурения скважин освещен западный блок, где расположены скважины 31-34, 601 и 603, из которых только скважина 31 пробурена в сводовой части. Скважины 196 и 602 расположены в присводовой части юго-восточного и северо-восточного блоков, соответственно.
Тектонические особенности строения площади в верхнепермское время, наряду с благоприятными седиментационными условиями развития территории в данный период, обусловившими накопление песчаных тел руслового генезиса с хорошими коллекторскими свойствами, предопределяют наличие на Лосиновской площади ловушек структурно-куполовидного типа, тектонически экранированных и литологически ограниченных.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения
Лосиновское месторождение расположено в пределах Велью-Тэбукского нефтегазоносного района Ижма-Печорской нефтегазоносной области; приурочено к структурному осложнению на восточном продолжении Верхне-Вельюского прогиба, расположенного в пределах Тэбукской ступени в центральной части Омра-Лыжской седловины.
В пределах исследуемого района нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от силура до верхней перми включительно. Здесь открыты Большепурговское, Джьерское, Западно-Тэбукское, Сосновское, Расьюское, Турчаниновское, Пашнинское и др. газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения.
Залежи приурочены к различным типам ловушек – структурному, литологическому, литолого-стратиграфическому. Месторождения нередко многопластовые (Западно-Тэбукское, Джьерское, Пашнинское, Турчаниновское и др.) со сложной структурой порового пространства коллекторов, слагающих природные резервуары.
В осадочном чехле Тэбукской ступени и примыкающих к ней районов выделен ряд нефтегазоносных комплексов, наиболее перспективным из которых является среднедевонско-нижнефранский НГК.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК (силурийский)
Отложения данного комплекса в пределах рассматриваемого района практически не изучены. Карбонатные пласты коллекторы приурочены к отложениям нижнего силура (джагальский, филиппъельский горизонты лландоверийского яруса). Признаков нефтеносности в силурийских отложениях не установлено, что, по-видимому, обусловлено отсутствием надежного флюидоупора и отсутствием амплитудных структур. На всей территории силурийские отложения перекрываются среднедевонскими терригенными осадками, образуя с ними единый гидродинамический резервуар, к которому приурочена залежь нефти на высокоамплитудной Западно–Тэбукской структуре.
Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК
Промышленная нефтеносность района связана с терригенными образованиями данного комплекса. Комплекс является одним из основных объектов поисков и разведки на нефть, вмещающий почти весь объем промышленных запасов углеводородного сырья.
Пласты-коллекторы в разрезе комплекса связаны с песчано-алевролитовыми породами койвенского (пласт III), бийского (пласт IIб), омринского (пласт IIа), колвинского (пласт Iв0) и в меньшей степени кедровского (IIп) горизонтов эйфельского яруса, “основной” толщей старооскольского надгоризонта живетского яруса и яранского (пласт I-в (В-1, В-2 и В-3)), джьерского (пласты 1б и 1а), тиманского (пласты А2 и А3) горизонтов нижнефранского подъяруса среднего и верхнего девона.
Промышленная нефтеносность комплекса в пределах рассматриваемого района установлена на Западно-Тэбукском (пласты III, IIа, IIб, Iв, 1б и 1а), Расьюском (пласты 1б, 1ан и 1ав), Турчаниновском (пласты В-2, В-3, 1б, 1ан), Джьерском (пласты IIа, В-1, В-2, 1а и 1б), Сосновском (пласты III, Iв, 1б и 1а), Пашнинском (пласты III, IIа, IIб, Iв, 1б и 1а), Западно-Турчаниновском (1б, 1ан и 1ав ) месторождениях.
Нефтеносность изучаемого района установлена в диапазоне глубин от 1938 до 2327 м (абс. отметки от минус 1771 до минус 1853 м). В целом для района характерна приуроченность наибольших запасов к высокоамплитудным ловушкам в отложениях “основной” толщи старооскольского надгоризонта Пашнинского месторождения; эйфельского яруса (пласты III и IIб) и яранского горизонта (верхняя часть пласта I-в) к среднеамплитудным ловушкам на Турчаниновском, Джьерском, Северо-Савиноборском, Мичаюском, Сосновском и др. месторождениях. Залежи преимущественно пластовые сводовые, литологически ограниченные и тектонически экранированные.
В верхнем подкомплексе в отложениях джьерского и тиманского горизонтов локализованы залежи в малоамплитудных ловушках пластового типа с литологическими ограничениями (пласты 1б, 1а).
Продуктивные отложения представлены песчаниками кварцевого состава. Региональной покрышкой для выявленных резервуаров является тиманско-саргаевская глинисто-карбонатная толща.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Промышленная нефтеносность комплекса установлена в фаменских отложениях на Западно-Тэбукском (пласты Ф0, Ф1 и Ф2) и Южно-Тэбукском (пласт Ф1) месторождениях.
В пределах исследуемой площади нефтенасыщение установлено на Расьюской площади (пласт Ф5), а по пласту Ф0 произведена оценка запасов нефти категории С2, где в контуре продуктивности расположены скважины 1-Р и 2-Р (В.П. Елохин, 1991 г.) [8ф]. На Турчаниновской структуре в результате опробования в скважине 73 пласта Ф0 в эксплуатационной колонне в интервале 1883,4-1879,4 м получен механизированным способом приток нефти дебитом 7,5 т/сут. В скважине 3-УР (инт.1127-1148 м), 6-УР (инт.1023,4-1132; 1122,6-1138,6; 1175,8-1183,2; 1263,8-1273,7; 1410,2-1416,2 м) в фаменском интервале разреза отмечается присутствие нефтенасыщенного керна.
На Западно-Турчаниновской структуре в фаменском интервале разреза в скважинах 1-Т (инт.1127,0-1134,2; 1134,2-1141,1 м) и 2 (инт.1140,0-1148,0 м) отобран нефтенасыщенный керн. По данным ГИС в данном интервале отмечается наличие водонасыщенных коллекторов.
Визейско-нижнепермский карбонатный НГК
Нефтенасыщение нижнепермских карбонатов на рассматриваемой территории установлено в структурно-поисковых скважинах. Так, в скважине 600-УР в интервале 646-649,4 м отмечено интенсивное нефтенасыщение в керне, в скважинах 640-УР, 641-УР выпоты густой нефти отмечались в известняках кунгурского яруса, и в скважине 31 в интервале 888,6-896,7 м в артинско-кунгурских известняках отмечался запах бензина.
На Турчаниновской структуре в результате опробования в скважине 7 в эксплуатационной колонне (инт.672-670, 666,5-665,5, 665-664, 663-661 и 659,5-658,5 м) из артинско-кунгурских отложений получен приток нефти. В скважине 6-УР (инт.997,8-1004 м) по керну отмечается нефтенасыщение в ассельско-сакмарских отложениях нижней перми, в скважинах 3-УР (инт. 657-664 м) и 7 (инт. 640-697 м) _ в артинско-кунгурских.
На Западно-Турчаниновской структуре в скважине 25-Т (инт.693,0-728,0 м) в результате опробования в открытом стволе из отложений ассельско-артинского ярусов получен фильтрат бурового раствора с пленкой нефти.
На Лосиновской площади в скважине 196 из отложений кунгурского яруса нижней перми поднят песчаник, пропитанный густой нефтью (гл.899,3 м), в скважине 601 при бурении в интервалах кунгурского (гл.808,7 м) и артинского ярусов (инт. 824,5-834,1 м) нижней перми отмечается пропитанность нефтью пористых выщелоченных известняков.
Верхнепермский терригенный НГК
Нефтеносность верхнепермского НГК в исследуемом районе впервые установлена в структурно-поисковой скважине 182 (р-н Савиноборского месторождения, 1955 г.). При забое 791,5 м отмечался перелив воды с пленками нефти. Нефтеносными являются полимиктовые песчаники уфимского и казанского ярусов верхней перми.
Залежи нефти выявлены на Безымянном (пласты Р2u-17, Р2u-20, Р2kz-22, Р2kz-24 - Р2kz-26, Р2kz-29), Большепурговском (пласты Р2u–20, Р2kz–25, Р2kz–28 и Р2kz–29), Пашнинском (пласты Р2u-1 - Р2u-5, Р2u-10, Р2u-14, Р2u-21 и Р2kz-24), Луговом (пласт Р2kz–28) и Георгиевском (пласты Р2u-17, Р2u-18, Р2u-19) месторождениях. На Турчаниновской структуре, по керну в скважинах 3-УР (инт. 650-657 м) и 7 (инт. 450-630 м) отмечается нефтенасыщение песчаников уфимского возраста.
На Лосиновском структурном осложнении нефтеносными являются пласты Р2u-4, Р2u-16, Р2u-17, Р2kz–23 и Р2kz–24. Продуктивность установлена по данным ГИС и результатам опробования в скважинах 33, 34, 602 и 603.
Кроме того, в процессе бурения в скважине 196 при глубине 724,5 м из песчаников уфимского яруса отмечалось появление в растворе пленок нефти и пузырьков газа. В скважине 602 при глубине 586 м (пласт Р2kz–24) и 633 м (Р2u) – сгустки, пленки нефти и пузырьки газа.
В подразделе 7.3 приведена подробная характеристика выявленных залежей.
Перспективы месторождения
Учитывая установленную промышленную нефтеносность полимиктовых песчаников верхней перми на Безымянном, Георгиевском, Большепурговском и других месторождениях изучаемого района, залежи которых разведаны и находятся на разных стадиях освоения, перспективы месторождения связаны с отложениями уфимского и казанского ярусов.
По результатам детальной корреляции на Лосиновском месторождении по данным ГИС и результатам опробования выделяются песчаные пласты с благоприятными коллекторскими свойствами Р2u-2 - Р2u-4, Р2u-16, Р2u-17, Р2u-21, Р2kz-23 и Р2kz-24, из которых нефтеносными являются пласты Р2u-4, Р2u-16, Р2u-17, Р2kz-23 и Р2kz-24 (рис. 7.1).
Нефтеносность пластов Р2u-4 и Р2kz-23 доказана результатами опробования в эксплуатационной колонне и данными интерпретации материалов ГИС в скважинах 33, 34, 602 и 603, что позволяет произвести подсчет запасов нефти по данным залежам по категориям С1 и С2.
Кроме того, в скважине 34 по данным ГИС выделяются нефтенасыщенные коллекторы пластов Р2u-16, Р2u-17 и Р2kz-24 и водонасыщенные коллекторы пластов Р2u-3 и Р2u-4. В эксплуатационной колонне проводилось испытание коллекторов пластов Р2u-16 и Р2kz-24 и во всех объектах получены притоки минерализованной воды с нефтью (таблица 7.3). Опробование производилось при негерметичных мостах, что объясняет поступление минерализованной воды из нижезалегающих водоносных пластов (Р2u-3 и Р2u-4).
В скважине 196 и 602 опробование не проводилось. В процессе бурения в казанских и уфимских отложениях в буровом растворе отмечались газонефтепроявления. По данным ГИС в скважине 602 выделяются нефтенасыщенные коллекторы пласта Р2kz-24 и водонасыщенные коллекторы пластов Р2u-16 и Р2u-17. В скважине 196 комплекс ГИС ограничен и характер насыщения пластов оценить не представляется возможным.
Выделенные по данным ГИС нефтенасыщенные коллекторы пластов Р2u-16, Р2u-17 и Р2kz-24 не достаточно изучены результатами испытания. Неоднозначные результаты опробования в скважине 34 свидетельствуют о необходимости проведения дальнейших исследований этих продуктивных пластов.
В связи с чем, а также с целью не завышения запасов в целом по месторождению, на данном этапе следует воздержаться от постановки запасов по этим пластам на Государственный баланс полезных ископаемых до подтверждения их промышленной нефтеносности.
В представляемом подсчете проведена геометризация залежей и подсчитаны запасы нефти пластов Р2u-16, Р2u-17 и Р2kz-24, которые необходимы для проведения работ по доразведке месторождения. Запасы подсчитаны по категории С2 (таблица 7.1).
Коэффициенты пористости определены по данным электрометрии (БКЗ) и составляют по пластам Р2u-16, Р2u-17 и Р2kz-24– 0,27 доли ед., 0,25 доли ед. и 0,24 доли ед., соответственно. Коэффициент нефтенасыщенности определен по стандартной формуле Кн = 1 – Ков с использованием зависимости Ков=f(Кп) для аналогичных коллекторов Георгиевского нефтяного месторождения и составляют по пластам Р2u-16, Р2u-17 и Р2kz-24 – 0,54 доли ед., 0,53 доли ед. и 0,53 доли ед., соответственно.
Плотность разгазированной нефти по пластам Р2u-16 и Р2u-17 принята по аналогии с пластом P2u-19 Георгиевского месторождения и составляет 0,882 г/см3, по пласту Р2kz-24 – по аналогии с пластом Р2kz-23 и составляет 0,887 г/см3.
Объемный коэффициент по пластам Р2u-16 и Р2u-17 принят равным 1,014 по аналогии с нефтяной залежью пласта P2u-19 Георгиевского месторождения (пересчетный коэффициент составляет 0,986 доли ед.), по пласту Р2kz-24 – по аналогии с нефтяной залежью пласта Р2kz-25 Безымянного месторождения и составляют: объемный коэффициент -1,007, пересчетный коэффициент - 0,993 г/см3.
Коэффициент извлечения нефти по пластам Р2u-16 и Р2u-17 принят по аналогии с пластом P2u-20 Безымянного месторождения и составляет 0,2 доли ед., по пласту Р2kz-24 – по аналогии с пластом Р2kz-23 Безымянного месторождения.
Пласт Р2u-16
В контуре нефтеносности расположена скважина 34, которая расположена в присводовой части залежи, скважина 602 – в законтурной области.
При испытании в эксплуатационной колонне скважины 34 получен приток минерализованной воды и пленки нефти дебитом 5,5 м3/сут. По данным ГИС коллектор характеризуется как нефтенасыщенный, поступление минерализованной воды вызвано перетоками из нижезалегающих водонасыщенных пластов.
Залежь имеет северо-северо-восточного простирание и является пластовой сводовой, тектонически нарушенной и литологически ограниченной. Высота залежи составляет 8 м, размеры – 1,8´7,8 км.
ВНК (уровень подсчета) принят на абсолютной отметке минус 498 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 34. Толщина нефтенасыщенных коллекторов изменяется от 0 на контуре до 4 м.
Геологические / извлекаемые запасы нефти составили 2669 / 534 тыс.т.
Пласт Р2u-17
В контуре нефтеносности расположена скважина 34, которая расположена в присводовой части залежи (рис.7.3). По данным ГИС коллектор характеризуется как нефтенасыщенный, эффективная нефтенасыщенная толщина которого составляет 3,8 м.
ВНК (уровень подсчета) принят на абсолютной отметке минус 483 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 34.
Залежь имеет северо-северо-восточного простирание и является пластовой сводовой, тектонически экранированной и литологически ограниченной. Высота залежи составляет 8 м, размеры – 1,8´6,7 км.
Геологические / извлекаемые запасы нефти составили 2063 / 413 тыс.т.
Пласт Р2kz-24
По данным ГИС в скважинах 34 и 602 выделены нефтенасыщенные коллекторы. В скважине 34 при опробовании в эксплуатационной колонне получен приток минерализованной воды и нефти дебитом 0,68 м3/сут (нефти – 20 %). По данным ГИС коллектор характеризуется как нефтенасыщенный, поступление минерализованной воды вызвано перетоками из нижезалегающих водонасыщенных пластов.
По структурной карте кровли проницаемых песчаников в пределах границ распространения коллекторов тектоническим нарушением обособляются две залежи в районах скважин 34 и 602.
ВНК (уровни подсчета) для залежей приняты по подошве нефтенасыщенных коллекторов в скважинах на абсолютной отметке минус 373 м в районе скважины 34 и минус 410 м в районе скважины 602. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 34 составляет 3,8 м и в скважине 602 - 3,6 м.
Залежи является пластовыми сводовыми, тектонически экранированными и литологически ограниченными. Высота залежи в районе скважины 602 составляет 15 м, размеры – 1,5´4,9 км, в районе скважины 34 – высота 20 м, размеры – 1,8´9,0 км.
Геологические / извлекаемые запасы нефти пласта Р2kz-24 составили 3179 / 763 тыс.т.
Кроме того, на Лосиновском месторождении в скважине 196 из отложений кунгурского яруса подняты песчаники, пропитанные густой нефтью, в скважине 601 в интервале кунгурско-артинского ярусов нижней перми отмечается пропитанность нефтью пористых выщелоченных известняков. Данные объекты требуют дальнейшего изучения.
Основными перспективными объектами являются залежи пластов Р2u-4, Р2u-16, Р2u-17, Р2kz-23 и Р2kz-24 в отложениях верхней перми.
Геометризация залежей произведена с учетом сейсмических основ, которые подготовлены по материалам сейсморазведочных работ, проведенных по редкой сети профилей.
Залежи приурочены к ловушкам руслового генезиса и проницаемые песчаники характеризуются невыдержанностью распространения в плане и по разрезу. Границы залежей протрассированы достаточно условно, особенно на участках площади, неохваченной бурением скважин. ВНК залежи пласта Р2kz-23 не установлен, в подсчет принят уровень подсчета по подошве самого нижнего нефтенасыщенного коллектора, в связи с чем площадь нефтеносности может быть больше. Испытанием в колонне продуктивные пласты не доизучены.
Исходя из вышеизложенного, следует рекомендовать следующие мероприятия по доразведке месторождения:
1. На начальном этапе следует провести переобработку материалов по отработанным сейсмопрофилям и переинтерпретировать данные на современном техническом уровне.
2. Осуществить пробную эксплуатацию пласта Р2kz-23 в восстановленной скважине 33 и осуществить бурение эксплуатационной (оценочной) скважины 1 в нефтяной зоне пласта Р2u-4 после составления проектного документа.
3. Учитывая сложное геологическое строение месторождения, целесообразно доразведку месторождения проводить эксплуатационными скважинами, с обязательным вскрытием нижнепермских карбонатов, и в которых предусмотреть доизучение перспективных интервалов опробованием и испытанием в колонне, отбором керна, отбором устьевых и глубинных проб флюидов.
4. Доразведку залежи пласта Р2kz-24 в районе скважины 602 в пределах северо-восточного блока, а также доизучения распространения нефтенасыщенных коллекторов пластов Р2u-16, Р2u-17 и Р2kz-23, по которым принят условный уровень подсчета, произвести бурением разведочной скважины 2, пластов Р2u-16, Р2u-17, Р2kz-23 и Р2kz-24 (район скв. 34) в пределах юго-восточного блока - скважины 3 (рис. 7.1). Местоположение скважин уточнить после проведения работ по переобработке и переинтерпретации сейсморазведочных работ. Бурением скважин предусмотреть доизучение нижнепермских отложений.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти верхнепермских отложений Лосиновского месторождения по состоянию на 01.01.2006 г. Лесева С.М., Истомина З.А., Дедова С.Н., и др. 2005
Следующее Месторождение: Изъель-Петровское