Месторождение: Москудьинское (ID: 35992)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1957

Источник информации: ПП_2021г.+2022г.+2024г.

Метод открытия:

Площадь: 91.43 км²

Описание

Москудьинское месторождение

Месторождение открыто в 1957 г., в этом же году запасы УВС поставлены на госбаланс. В 1962 г. по результатам бурения 13 поисково-разведочных скважин проведен подсчет запасов нефти (протокол ГКЗ СССР №3903 от 02.11.1963 г.). По окончанию разведочных работ в 1976 году на месторождении был проведен промышленный подсчет запасов УВС (протокол ГКЗ СССР №7763 от 24.12.1976 г.). 

В 1979 г. Москудьинское месторождение ввели в пробную эксплуатацию (пласты верейский и визейский).

В целом по месторождению запасы УВС утверждались в 2001 г. (протокол № 117 ЦКЗ МПР РФ от 18.01.2001г.). В 2014 г. выполнен пересчет запасов УВС по объектам С₂vr (В₃В₄), C₂b (Бш) (протокол Роснедра №18/653-пр от 17.11.2014г.), в 2015 г. по объекту C₁bb (Бб) (протокол Роснедра №03-18/456-пр от 20.08.2015г.).

Месторождение по величине извлекаемых запасов относится к крупным, по геологическому строению – к очень сложным. Основной геологической особенностью месторождения является его приуроченность к одиннадцати куполам: Ежиковскому, Заводскому, Западно-Москудьинскому, Клеверскому, Межугринскому, Москудьинскому, Мухинскому, Пичугинскому, Прошкинскому, Южно-Москудьинскому и Юрковскому.

Промышленная нефтеносность установлена в шести нефтегазоносных комплексах: карбонатные – каширско-гжельский (пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁)), верейский (пласт C₂vr (В₃В₄)), окско-башкирский (пласт C₂b (Бш)), верхнедевонско-турнейский (пласты C₁t (Т₁,Т₂)), терригенные – визейский (пласты: C₁bb (Бб), C₁tl (Тл_2-а, Тл_2-б)), девонский (пласты D₃ps-D₂g (Д₁, Д₂)). Всего в 10 пластах выделено 67 залежей нефти.

Лицензия ПЕМ 12479 НЭ от 18.06.2004 г. на право пользования недрами выдана ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Участок недр имеет статус горного отвода, ограниченного по глубине до 2200 м (отложения живетского яруса среднего девона). Дата окончания действия лицензии ПЕМ 12479 НЭ – 11.04.2040 г.

Лицензия ПЕМ 02720 НР (Ошьинский ЛУ) зарегистрирована 19.07.2019 г., срок окончания действия лицензии – 19.07.2044 г., недропользователь – ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Москудьинское месторождение нефти в административном отношении расположено в Куединском районе Пермского края, в 230 км к юго-западу от краевого центра г. Перми, в 30 км к западу от ст. Куеда Горьковской железной дороги. Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются деревни Узяр, Ошья, Змеевка, Урада (Рис. 1.).

Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.

Сообщение с краевым центром возможно автотранспортом по шоссе Куеда-Чернушка-Крылово-Кукуштан-Пермь, а также по железной дороге Янаул-Куеда-Пермь. Одним из основных путей сообщения является река Кама, где через порт Чайковский осуществляется связь с районом месторождения. Дорожная сеть на территории представлена, главным образом, грунтовыми дорогами, пригодными для автотранспорта в сухое время года.

В непосредственной близости от Москудьинского находятся Кудрявцевское и Ивановское месторождения. Лицензия ПЕМ 12473 НЭ на право пользования недрами с целью разработки Кудрявцевского нефтяного месторождения принадлежит ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»,  лицензия ПЕМ 02700 НЭ на право пользования недрами с целью разработки Ивановского нефтяного месторождения принадлежит ООО «Георесурс М».

В морфологическом отношении территория представляет собой сильно всхолмленную равнину, расчлененную долинами небольших рек. Абсолютные отметки рельефа колеблются от плюс 117 м в долинах рек до плюс 222 м на водоразделах. Около 30 % площади покрыто лесом: лес смешанный с подлеском, засорен валежником.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Москудьинского месторождения нефти и газа изучен по материалам структурных, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от четвертичных до вендских отложений. Максимальная вскрытая глубина составляет 2265 м в скв.152.

Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза приводится снизу вверх, согласно «Унифицированной стратиграфической схемы Русской платформы», 1988 г., с учетом внесенных поправок в 1990 г. (каменноугольная система) и 2005 г. (пермская система). Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований.

Разрез Москудьинского месторождения типичен для месторождений юга Пермского края.

В основании стратиграфического разреза Москудьинского месторождения  залегают нижнепротерозойско-архейские складчатые образования фундамента, характерные для Пермского района. Выше разрез представлен отложениями протерозойского возраста и осадочными породами девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.  

Нижнепротерозойско-архейский фундамент

На территории Москудьинского месторождения породы фундамента не вскрыты. По особенностям морфологической выраженности фундамента рассматриваемая площадь расположена в пределах юго-западного склона Куединского выступа и восточного окончания Сарапульско-Фокинской впадины Калтасинского авлакогена с увеличением глубин от 8.0 км до 9.0 км в сторону впадины.

Кристаллический фундамент слагают нижнепротерозойско-архейские отложения, которые представлены гнейсами, реже гранитами. С поверхностью фундамента отождествляется ОГ Ф, предположительно залегающий на рассматриваемой площади на глубинах порядка 8,0-9,0 км. На образованиях кристаллического фундамента встречаются коры выветривания толщиной 8-10 м.

Протерозойская группа

Рифейские отложения мощностью порядка 7 км с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности фундамента. В разрезе рифея выделяются нижне- и среднерифейские отложения.

В пределах нижнерифейского комплекса выделяется прикамская подсерия, которая представлена карбонатно-терригенными отложениями.

В пределах среднерифейского комплекса выделяется серафимовская серия, которая представлена песчаниками тукаевской свиты, вскрытые скважиной 1 Москудьинская (15,1 м).

Породы вендского комплекса залегают несогласно на рифейских образованиях. Вендский терригенный комплекс представлен зеленовато-серыми алевролитами и аргиллитами. Вскрытая скважинами мощность отложений изменяется от 6.0 м (скв. 204) до 64 м (скв. 126). Наибольшая вскрытая толщина – 64 м (скв.126).

Палеозойская группа – PZ

Представлена тремя системами: девонской, каменноугольной и пермской.

Девонская система – D

Отложения девонской системы залегают с большим стратиграфическим несогласием на размытой поверхности вендского комплекса и присутствуют в объёме среднего и верхнего отделов. Полная мощность толщи изменяется от 234,0 м до 1014,8 м.

Средний отдел – D₂

Отложения среднего отдела девонской системы лежат на породах вендского комплекса с большим стратиграфическим несогласием. Среднедевонский отдел представлен отложениями живетского яруса. В разрезе живетского яруса выделены ардатовский и муллинский горизонты.

В ряде разрезов ардатовский горизонт сложен переслаивающимися алевролитами светло-серыми и серыми в разной степени песчанистыми и глинистыми и аргиллитами темно-серыми, зеленовато-серыми, с коричневатым оттенком, тонкослоистыми и плитчатыми, относящихся к фации терригенных осадков морского мелководья.

В других случаях горизонт представлен песчаниками светло-серыми разнозернистыми, участками сидеритизированными (скв.132), толщинами до 3-6 м, алевролитами зеленовато-серыми и аргиллитами фаций прибрежной аккумулятивной равнины.

Отложениямуллинского горизонта (пласт D₂gv (Д₂)) на всей площади месторождения согласно перекрывают ардатовские образования. Возраст пород подтвержден данными палинологического (спорово-пыльцевого) анализа в Москудьинских скв. 1 и 4, Савинской скв. 134.

Толща имеет циклическое строение. В ее строении прослеживается два циклита: нижний – ml₁ и верхний – ml₂.

В муллинское время на исследуемой территории в условиях прибрежно-аккумулятивной равнины, временами заливавшейся морем (Кутуков, 1972ф), происходило формирование песчано-алевритовых осадков, образовавших впоследствии промышленные скопления нефти (пласт D₂gv (Д₂))

В полифациальной муллинской толще, формирование которой происходило в условиях мигрирующей береговой линии, выделены разнообразные фации: фация дельтовых проток, фация береговых валов, фация песков разливов, фация прибрежно-аккумулятивных образований, фация алевро-песчаных отложений заливов и лагун.

Общая толщина живетского яруса составляет 13,2-57,0 м.

Верхний отдел – D₃

Верхнедевонский отдел представлен в объёме франского и фаменского ярусов.

Отложения девона в объеме карбонатных пород франского и фаменского ярусов представлены известняками органогенными, прослоями глинистыми, в нижней части битуминозными, относящимися к рифовому и межрифовому типам разреза.  

В нижнефранском подъярусе выделяется пашийский и тиманский горизонты.

Образования пашийского горизонта (пласт D₃ps (Д₁))развиты на территории месторождения повсеместно, согласно залегают на породах муллинского возраста. Пашийские, преимущественно, песчано-алевритовые породы промышленно нефтеносны (пласт D₃ps (Д₁)) на исследуемом участке представлены фациями проток, береговых валов, прибрежно-аккумулятивных образований и алевро-глинистых отложений заливно-лагунного побережья. Толщина пашийского горизонта – от 4,0 до 26,9 м.

Разрез терригенного девона, включающий тиманский горизонт франского яруса сложен терригенными породами, которые вверх по разрезу сменяются терригенно-карбонатными. Раннетиманское время характеризуется обстановками мелководья со спокойным гидродинамическим режимом и представлено фациями мелководья. Толщина тиманского горизонта – от 29,0 до 38,1 м.

На породах тиманского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений девона, включающая отложения средне - и верхнефранского подъяруса франского яруса и фаменский яруса верхнего девона.

В среднефранском подъярусе выделяется саргаевский и доманиковый  горизонты.

Саргаевский горизонт сложен кристаллическими и пелитоморфными пиритизированными известняками, среди которых местами встречаются прослои алевролитов, черных битуминозных мергелей и аргиллитов. Толщина – от 2,3 до 8,8 м.

Доманиковый горизонт представлен темно-серыми органогенно-обломочными известняками с прослоями доломитов, черных глинистых битуминозных сланцев, с включениями кремней, пирита и сидерита. Толщина изменяется от 13,0 до 33,0 м, при общем увеличении ее на север.

Верхнефранский подъярус сложен толщей серых органогенно-обломочных глинистых и доломитизированных известняков с прослоями зеленовато-серых глинистых сланцев и доломитов. Толщина горизонта подвержена резким колебаниям, изменяясь от 11 до 334 м.

Фаменский ярус. К нижнефаменскому подъярусу относится толща сульфатизированных доломитов с прослоями известняков. В верхнефаменском подъярусе развиты серые тонкозернистые доломитизированные известняки с прослоями сульфатизированных доломитов. Общая толщина отложений фаменского яруса меняется от 161,5 до 517 м.

Каменноугольная система – C

Отложения каменноугольной системы представлены в составе нижнего, среднего и верхнего отделов.

Нижний отдел – C₁

Нижний отдел представлен отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.

Турнейский ярус – C₁t

Турнейский ярус представлен известняками серыми и темно-серыми, с коричневым оттенком, слабо глинистыми, участками пелитоморфными, водорослевыми.

 В турнейский век, в условиях надрифового мелководья, накапливались карбонатные отложения сравнительно небольшой мощности.

К проницаемым разностям турнейского яруса приурочены продуктивные пласты C₁t (Т₂) толщиной от 8,5 до 29,1 м и C₁t (Т₁) – толщиной от 1,8 до 19,6 м.

Толщина пород турнейского яруса 21,7-551,1 м.

Визейский ярус - C₁v

Визейская терригенная толща в границах Москудьинского месторождения представлена нижним подъярусом (радаевский и бобриковский горизонты) и подошвенной частью верхнего подъяруса (тульская терригенная пачка) визейского яруса нижнего карбона [34].

Терригенная толща в пределах месторождения имеет циклическое строение. Для ее расчленения используются циклиты. Уверенно выделяются циклиты высокого ранга (макроциклиты) – радаевский, бобриковский (соответствуют одноименным горизонтам) и тульский (нижняя терригенная часть тульского горизонта).

Терригенные отложения визейского яруса в составе кожимского и окского надгоризонтов сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая мощностью по данным бурения составляет 29,3 м – 69,1 м.

Верхняя карбонатная часть тульского горизонта окского надгоризонта представлена темно-серыми и буровато-серыми доломитами и известняками с прослоями глин и аргиллитов. Толщина изменяется от 14,7 до 30,8 м.

Кожимский надгоризонт – C₁kžm

Радаевский горизонт - C₁rd

Радаевские отложения представлены маломощными (от 0,6 м до 7,4 м) в основном, глинистыми образованиями в подошве визейской терригенной толщи. Циклит представлен фациями заливов, лагун и заболоченной прибрежной равнины. Фации сложены аргиллитами, реже алевролитами и подчиненными прослоями песчаников (небольших толщин).

Бобриковский горизонт - C₁bb

В строении бобриковского циклита отразились прибрежные обстановки  осадконакопления, существовавшие на площади Москудьинского месторождения в бобриковское время.

Фации бобриковского циклита можно сгруппировать в два фациальных комплекса: 1 – комплекс фаций проток дельты; 2 – комплекс фаций заливно-лагунного побережья.

 В отложениях бобриковского  горизонта  преобладают песчаники, прослоями встречаются алевролиты и аргиллиты. Толщина 7,8 – 27,9 м [35]. К бобриковским песчаникам (пласт C₁bb (Бб)) приурочены промышленные скопления нефти.

Окский надгоризонт - C₁ok

Тульский горизонт - C₁tl

Тульские отложения территории Москудьинского месторождения представлены переходными фациями от континентальных к морским. Исходя из данных по бурению (описание керна из единичных скважин и ГИС), предполагается, что на территории месторождения в раннетульское время были развиты дельтовые протоки, относительно далеко вдававшиеся в заливы. Разнообразие тульских отложений можно сгруппировать в два фациальных комплекса: дельтовых проток (подводная часть дельты) и комплекс заливов и лагун [34].

Нижняя терригенная пачка тульского горизонта представлена песчаниками и алевролитами, часто с глинистым и углисто-глинистым цементом, с прослоями аргиллитов. К песчаникам и алевролитам тульского горизонта приурочены промышленные скопления нефти (пласты C₁tl (Тл_2-а), C₁tl (Тл_2-б)). Толщина терригенной пачки тульского горизонта 20,9 – 33,8 м.

Верхняя карбонатная пачка тульского горизонта представлена известняками и доломитами с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина карбонатной пачки 14,7 – 30,8 м.

Серпуховский ярус - C₁s

Нижний подъярус серпуховского яруса нижнего отдела каменноугольной системы представлены темно-серыми и буровато-серыми доломитами и известняками с прослоями глин и аргиллитов. Верхний подьярус серпуховского яруса представлен толщей светло-серых известняков с прослоями доломитов. Толщина 37,9– 264,0 м.

Средний отдел – C₂

В разрезе среднего отдела каменноугольной системы выделены башкирский и московский ярусы.

Башкирский ярус – C₂b

Башкирский ярус сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, с редкими прослоями доломитов. Известняки серые, желтовато-серые, с характерными примазками зеленоватой глины, которая нередко придает породе брекчевидный облик,  иногда встречаются  обломки более темных известняков. Толщина башкирских отложений изменяется от 31,5 до 71,1 м. Башкирские известняки промышленно нефтеносны (пласт C₂b (Бш)).

Московский ярус – C₂m

В разрезе московского яруса выделены два подъяруса: верхний и нижний. Верхний представлен верейским (толщина 43,2 – 47,9 м), каширским (48,3 – 74,7 м) горизонтами. Нижний включает в себя подольский (71,0 – 119,8 м), мячковский (65,8 – 117,1 м) горизонты.

Верейский горизонт в нижней части представлен карбонатными, в верхней части терригенно-карбонатными породами. Среди терригенных отложений преобладают аргиллиты и аргиллито-алевролитовые разности пород с прослоями известковистых песчаников. Известняки органогенные, среди породообразующих организмов преобладают фораминиферы, иногда  встречаются прослои оолитовых и песчанистых известняков. Толщина отложений 43,2 – 47,9 м.

Каширский горизонт в основном представлен известняками биоморфными и детрито-биоморфными, среди которых описаны фораминиферовые, водорослевые и детрито-фораминиферовые разности. Встречаются прослои доломитов, доломитизированных известняков, прослои алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений 48,3 – 74,7 м. Промышленная нефтеносность установлена в верейско-каширских(пласты C₂vr (В₃В₄),C₂vr-C₂ks (КВ₁)) отложениях.

Подольский горизонт представлен преимущественно известняками с прослоями доломитов. Толщина 71,0–119,8 м.

Мячковский горизонт сложен доломитами и доломитизированными известняками, с прослоями органогенных слоистых известняков, с редкими примазками и тончайшими прослоями зеленовато-серой глины. Толщина отложений 65,8 –117,1 м.

Верхний отдел – С₃

Верхний отдел каменноугольной системы сложен чередованием доломитов, доломитизированных известняков, иногда с включениями ангидрида, гипса. Толщина их составляет 79,9– 167,0 м.

Пермская система – P

Пермская система представлена в разрезе нижним отделом.

Нижний отдел – P₁

Нижний отдел пермской системы представлен ассельским, сакмарским, артинским и кунгурским ярусами.

Верхнепермские отложения имеют незначительное распространение и сохранились лишь на высоких участках водоразделов. На остальной площади они размыты.

Ассельский – P₁a + сакмарский ярусы – P₁s

Отложения  ассельского и сакмарского ярусов – доломиты с прослоями известняков, кавернозные с гнездами ангидрита и гипса. Толщина 140,0-212,0 м.

Артинский ярус – P₁ar

Отложения артинского яруса – переслаивание ангидритов и известняков, толщина 29,6– 139,0 м.

Кунгурский ярус – P₁k

Отложения кунгурского яруса подразделяются на филипповский и иренский горизонты.

Филлиповский горизонт представлен доломитами светло-серыми, реже коричневато-серыми, серыми, крепкими. Толщина 13,0– 20,0 м.

В Иренском горизонте выделяются семь пачек классического разреза (четыре галогенные и три карбонатные). Галогенные пачки представлены ангидритами с тонкими прослоями доломитов. Карбонатные – доломитами с прослоями известняков. В нижней части отложений наблюдаются тонкие прослои черной глины. Толщина 36,0 – 85,6 м.

Уфимский – P₁u

Уфимский ярус сложен песчаниками, глинами, алевролитами с прослоями доломитов, гипсов, мергелей и ангидритов. Толщина отложений достигает 326,0 – 465,0 м.

Кайнозойская группа – KZ

Четвертичная система – Q

Четвертичные отложения распространены повсеместно со стратиграфическим несогласием, представлены глинами, суглинками, супесями, песками, галечником и конгломератами. Толщина их изменяется от 0 до 26 м.

Тектоника

В тектоническом отношении Москудьинское месторождение расположено на юго-западном склоне Куединского вала Калтасинского авлакогена, по отложениям палеозойского комплекса - на Москудьинском структурном выступе юго-восточной части Верхнекамской впадины.

Рис. 2.Выкопировка из схемы расположения месторождений нефти и перспективных структур Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.

Главной структурно-тектонической особенностью строения территории является наличие двух мегакомплексов: консолидированного фундамента и осадочного чехла. По поверхности кристаллического фундамента рассматриваемая площадь расположена в пределах юго-западного склона Дубовогорского и северного склона Куединского выступов Осинской впадины Калтасинского авлакогена. Предполагаемая глубина залегания кристаллического фундамента по совокупности геофизических данных находится в пределах 8.0-9.0 км. Кристаллический фундамент характеризуется сложным блоковым строением, в различной степени влияющим на структуру осадочного чехла. Осадочный покров включает рифейский, вендский и палеозойский структурные этажи, которые с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности фундамента и характеризуются различным геологическим строением.

Основная часть осадочной толщи сложена верхнепротерозойскими образованиями, мощностью порядка 6.1-8.0 км, рифейского и вендского возрастов. В рифейское время в наиболее погруженных зонах кристаллического фундамента формировались мощные терригенные и карбонатные толщи, снивелировавшие его поверхность. В связи с этим, поверхность рифейского структурного этажа (ОГ V^ВП), залегающая на глубине порядка 2.0 км, отличается от строения кристаллического фундамента. В рельефе поверхности рифея выделяются положительные и отрицательные структурные формы.

Вендскому этапу геологического развития предшествовал длительный период континентального перерыва осадконакопления, в связи с этим терригенные отложения венда трансгрессивно, с угловым несогласием залегают на образованиях рифея.

Палеозойский структурный этаж является основным объектом для исследований, в связи с тем, что основные залежи углеводородов установлены в палеозое, в частности, на Москудьинском месторождении, в состав которого входит ряд локальных поднятий, подготовленных структурным бурением и сейсморазведкой. Продуктивны среднекаменноугольные (пласты C₂vr-C₂ks (КВ₁), C₂vr (В₃В₄), C₂b (Бш)), нижнекаменноугольные (пласты C₁tl (Тл_2-а), C₁tl (Тл_2-б), C₁bb (Бб), C₁t (Т₁), C₁t (Т₂)) и верхнедевонские (пласты D₃ps (Д₁), D₂gv (Д₂)) отложения.

 По результатам работ cейсморазведки 3D по верхнему палеозою Москудьинский выступ является тектоно-седиментационным сооружением и имеет куполообразную, вытянутую в субширотном направлении, форму, размерами 24 км х 14 км. Конфигурация и размеры выступа, в общих чертах, сохраняются по целевым горизонтам палеозоя, изменяется только его амплитуда – от 30 м по девонским терригенным отложениям до 50 м по отложениям нижнего карбона.

Осадочная толща представлена образованиями от среднего девона до казанского яруса средней перми. В раннепалеозойское время в результате общего подъема и интенсивного размыва были полностью снивелированы породы ордовика, силура, нижнего и частично среднего девона. В связи с этим, отложения девонской системы со стратиграфическим несогласием залегают на породах венда. В структурном плане кровли терригенных отложений тиманского горизонта (ОГ III), в целом, наблюдается унаследованность строения с поверхностью рифейских отложений. Центральной части Москудьинского выступа соответствует относительно горизонтальный участок поверхности терригенного девона в пределах абсолютных отметок минус 1920 м, осложненный рядом положительных структурных форм и понижений. Наиболее крупными являются Москудьинская и Савинская структуры. Москудьинское и Южно-Москудьинское поднятия по изогипсе минус 1900 м объединяются в единую брахиантиклиналь, вытянутую в широтном направлении, размерами 7,2 х 2,4 км и амплитудой 14 м. Савинское поднятие, амплитудой 19 м, также характеризуется брахиантиклинальной формой и субширотным простиранием. Южно-Москудьинское, Пичугинское, Заводское, Юрковское, Клеверское поднятия картируются в виде замкнутых структурных форм небольшого размера (0,5 х 1,6 км) и амплитуды (3 м - 10 м). В интервале девонских терригенных отложений по сейсмическим данным выделяются линзовидные песчаные тела, которые в структурном плане ОГ III отображаются в виде локальных поднятий.

В позднетиманское время установились мелководные условия осадконакопления. Произошла смена преимущественно терригенного литогенеза на карбонатный.

Значительная перестройка структурного плана в результате некомпенсированного осадконакопления, связанного с образованием Камско-Кинельской системой прогибов, произошла внутри верхнедевонско-турнейского структурного яруса. Начиная с франского века, доминирующими процессами на рассматриваемой территории становятся рифообразующие и седиментационные, которые предопределили формирование сложного расчлененного рельефа отложений, покрывающих биогермный Москудьинский массив. Ядром всех локальных поднятий являются рифогенные образования позднедевонского возраста, над которыми в вышележащих горизонтах каменноугольной и пермской систем сформировались структуры облекания. Сейсморазведкой установлено и бурением подтверждено, что на рассматриваемой территории развиты два генетических типа поднятий - седиментационные рифогенной природы и тектоно-седиментационные, образованные при наличии под биогермным ядром положительных структурных форм по девонским терригенным отложениям. К седиментационным относятся Прошкинская, Ежиковская, Межугринская, Западно-Москудьинская структуры, а к тектоно-седиментационным - Западно-Кораблевская, Южно-Москудьинская, Пичугинская, Клеверская, Мухинская, Юрковская, Заводская.

В визейское время территория превращается в денудационную равнину, наклоненную к юго-востоку и периодически заливавшуюся морем. В результате этого, визейские терригенные отложения характеризуются литологической изменчивостью по площади. Анализ толщин визейского терригенного комплекса показывает, что минимальные значения приурочены к палеоподнятиям и, в среднем, составляют 37 м - 48 м, максимальные установлены в склоновых частях структур и в палеопрогибах и равняются 50 м - 55 м. В косьвинско-радаевское время, в условиях прибрежной равнины, шло формирование песчано-алеврито-глинистых осадков. Временами равнина заливалась морем, обломочный материал подвергался переработке и перераспределению с образованием аккумулятивных и эрозионно-аккумулятивных форм.

Бобриковское время характеризуется унаследованностью палеогеографических обстановок. Прибрежно-морские обстановки продолжали существовать и в тульское время. Различная генетическая природа осадков визейской терригенной толщи создала благоприятные условия для образования сложнопостроенных ловушек: терригенно-аккумулятивных, эрозионно-аккумулятивных и структурно-литологических.

С конца тульского времени усиливается трансгрессия моря и в морском мелководном бассейне происходит накопление органогенно-обломочных известняков. Послетульское развитие территории ознаменовалось дальнейшей трансгрессией моря, в мелководно-морских условиях формировались известняковые осадки. В целом, обстановка осадконакопления вплоть до верхнего карбона оставалась унаследованной, кроме верейской трансгрессии эпиконтинентального моря, которая привела к накоплению терригенно-карбонатных отложений.

По кровле башкирского яруса (ОГ I^П) более полого фиксируются очертания Москудьинского выступа, поднятия, выявленные по кровле тульских терригенных отложений, выполаживаются и амплитуды их не превышают 3 м - 20 м.

В каширское и подольское время, в условиях мелководного бассейна, происходило формирование слабопроницаемых карбонатных осадков.

С конца мячковского времени отмечается обмеление и периодическое засолонение морского бассейна. Позднее осадконакопление шло в условиях лагунно-морских обстановок с формированием карбонатно-сульфатной толщи.

Для позднекаменноугольной эпохи характерно дальнейшее обмеление и засолонение моря, в карбонатных отложениях преобладают доломиты с включением гипса и ангидрита.

Нижнепермский период характеризуется наиболее активными проявлениями герцинского тектогенеза. От позднего карбона унаследован режим морского мелководного бассейна.

В структурном плане кровли кунгурского яруса отображается рельеф поверхности нижнепермских отложений, хорошо прослеживается Москудьинский выступ, однако локальные поднятия в ряде случаев выделяются со смещением сводовых частей и изменением конфигурации, амплитуды их не превышают 2 м - 4 м.

Таким образом, в геологическом строении рассматриваемой площади отмечаются следующие особенности:

- толща рифейских отложений нивелирует залегание поверхности кристаллического фундамента, сменяя в кровле (ОГ V^ВП) знак залегания;

- в вендских отложениях выделяются линзовидные, предположительно песчаные образования, влияющие как структуры облекания на конфигурацию и, как следствие, на нефтенасыщение девонских терригенных отложений;

- площадь исследований по палеозойским отложениям находится в пределах Мос-кудьинского выступа тектоно-седиментационного генезиса, строение которого характеризуется плановым соответствием структурных поверхностей с выполаживанием их вверх по разрезу. Установлено, что границы выступа расширены к западу и северо-западу и осложнены вновь закартированными локальными объектами;

- строение палеозойского осадочного чехла связано как с тектоническими, так и с седиментационными процессами, что предопределило генезис и морфометрию локальных поднятий;

- для средне-верхнедевонского и визейского терригенных комплексов характерна литолого-фациальная изменчивость;

- сейсморазведкой и бурением установлены органогенные постройки франского и фаменского возрастов;

- для турнейских отложений характерно наличие эрозионно- карстовых полостей, установленных, в основном, сейсморазведкой и частично подтвержденных бурением;

- в визейских терригенных отложениях сейсморазведкой установлено наличие ак-кумулятивных тел, отчасти подтвержденных бурением;

- нижняя часть карбонатных отложений верхневизейского подъяруса (алексинские) литофациально замещается терригенными породами в виде зональной полосы. Нефтенасыщенность этих отложений не установлена;

- башкирские и серпуховские отложения осложнены палеокарстом и останцами предбашкирского размыва;

- кровля кунгурского яруса в связи с перестройкой структурного плана существен-но отличается от поверхностей горизонтов карбона и девона, особенно в северо-восточной и восточной частях площади.

Всего по отражающим горизонтам закартировано 36 положительных структурных форм различной морфологии и амплитуды. Закартированные структуры по генетическим особенностям, в основном, относятся к тектоно-седиментационным.

В состав месторождения входят 16продуктивных структур: Западно-Кораблевская (1),Москудьинская (Узярский (2а,б), Москудьинский (2в-ж), Китрюмская (2з-к), Савинская (2л)), Кораблевская (восточный купол 3), Прошкинская (4), Ежиковская (5), Западно-Москудьинская (6), Южно-Москудьинская (7), Юрковская (8), Заводская (9), Мухинская (10), Клеверская (11), Пичугинская (12а,б), Межугринская (13), Чукавинская (14), Северо-Москудьинская (16а,б), Западно-Узярская 17а,б).

Западно-Кораблевская (1) структура тектоно-седиментационного генезиса, подготовленная к глубокому бурению ГПК в 1985 г., закартирована в виде изолированного поднятия в северной склоновой части Москудьинского выступа. По результатам бурения скв. 209, в которой получен фонтанный приток нефти из турнейских карбонатов, поднятие было отнесено к Кудрявцевскому месторождению.

К многокупольной Москудьинской структуре (2а-к),отнесены локальные объекты (Узярский (2а,б), Москудьинский (2в-ж), Китрюмский (2з-к), Савинский (2л)), подготовленные к бурению в 1954 -1969 гг. по различным реперам структурным бурением и впоследствии опоискованным глубоким бурением и введенным в эксплуатацию. На всех вышеназванных поднятиях получены притоки нефти из девонских и визейских терригенных, башкирских и каширско-верейских карбонатных отложений среднего карбона, и они отнесены к Москудьинскому месторождению. По комплексу данных сейсморазведки и бурения установлено, что структура по ОГ нижнего карбона состоит из 24 куполов, которые, в свою очередь, осложнены рядом вершин. Структура является сквозным тектоническим поднятием, предположительно осложненным аккумулятивными телами девонского возраста и франско-фаменскими органогенными постройками. Выше по разрезу по кровле башкирского яруса (ОГ I^П) склоновые части отдельных куполов структуры осложнены палеокарстом, что отобразилось в изрезанности структурной поверхности. По отражающим горизонтам осадочного чехла (III^П - К) купола имеют брахиантиклинальную и куполовидную формы, отмечается изменение амплитуд вверх по разрезу, связанное с условиями осадконакопления вендско-рифейского и палеозойского комплексов. По кровле кунгурского яруса в виде малоамплитудных поднятий локализуются купола 2а, 2б, 2з, 2и, 2е, 2ж со смещением сводовых частей. Остановимся на строении вновь выявленных только по ОГ II^П, II^К неразбуренных вершин - это южная 2в и северная 2е, которые имеют тектонические корни и осложнены позднедевонскими органогенными постройками. По отложениям среднего карбона северная вершина отображается склоновой частью купола 2е. Южная вершина 2в вследствие перестройки структурного плана в башкирское время не выделяется. Дополнительная информация получена и на северном (2и), самом амплитудном, Китрюмском куполе Москудьинской структуры. В 250 м к востоку от эксплуатационной скважины 344 установлено более высокое гипсометрическое положение с превышением по ОГ нижнего карбона в 8 м - 10 м, по горизонтам среднего карбона превышение не превышает 2 м.

Кораблевская структура восточный купол (3), подготовлена к бурению ГПК в 1970 г. Поднятие продуктивно, изучено глубоким бурением (10 скв., из них 5 скв. вскрыли только средний карбон), залежи нефти открыты в пластах C₂vr-C₂ks (КВ₁), C₂vr (В₃В₄), C₂b (Бш), C₁tl (Тл_2-б), C₁bb (Бб). Исследования по технологии 3D, в основном, подтвердили построения, выполненные с учетом бурения с незначительной корректировкой по ОГ II^П, II^К (юго-восточнее скв. 373 установлены абсолютные отметки с превышением в 2 м – 4 м).

Прошкинская структура (4), подготовлена к бурению сейсморазведкой в 1996 г. Сводовой скважиной 238 получены притоки нефти в пластах C₂vr (В₃В₄), C₁tl (Тл_2-б), C₁t (Т₂). Исследования 3D показали, что скважина пробурена в оптимальных условиях, но увеличилась амплитуда поднятия, в частности, по горизонтам нижнего карбона на 5 м. Также следует отметить, что палеокарстовые процессы привели к изрезанности восточного склона структуры по ОГ карбона. По кровле кунгурского яруса поднятие не локализуется, а расположено в краевой части структурного носа. В связи с этим, Прошкинскую структуру можно отнести к погребенным поднятиям.

Ежиковская структура (5), подготовлена сейсморазведкой в 1996 г. В своде поднятия пробурена наклонно-направленная скважина 9233, которая подтвердила наличие поднятия с открытием бобриковской и нижнетурнейской залежей. Исследованиями 3D установлен тектоно-седиментационный генезис с наличием небольшого позднедевонского рифа, с амплитудой облекания по нижнему карбону 28 м (ОГ II^П ) и 24 м (ОГ II^К ), по ОГ I^П присводовая часть поднятия осложнена узким карстовым каналом, а амплитуда уменьшилась до 6 м.

Западно-Москудьинская (6) структура, подготовлена к бурению сейсморазведкой в 1985 г., в ее сводовой части в 1987 г. пробурена скважина 211. Сейсмические исследования 3D показали, что структура является сквозным тектоническим поднятием, проявляется в отложениях терригенного девона (ОГ III^П и III), осложнено франско-фаменской органогенной постройкой с амплитудой ее облекания, равной 36 м (ОГ II^П) и 35 м (ОГ II^К). Вверх по разрезу амплитуда уменьшается до 25 м (ОГ I^П и ОГ I^К) и 2 м (кровля кунгура). Свод структуры по ОГ карбона зафиксирован в 350 м к западу от скважины 211 с превышением относительно нее на 10 м (ОГ II^П), 8 м (ОГ II^К) и 4 м, 5 м (ОГ I^П, ОГ I^П), что позволяет уточнить геометрию залежей.

Южно-Москудьинская (7) структура, подготовлена к бурению сейсморазведкой в 1985 г., в ее своде в 1987 г. пробурена поисковая скважина 212 с целью поисков залежей нефти в отложениях карбона и терригенного девона. Бурением подтверждена гипсометрия структуры по ОГ нижнего карбона, а по кровле башкирского яруса зафиксировано смещение сводовой части. Промышленная нефтеносность установлена в каширско-верейских (пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁)), верейских (пласт C₂vr (В₃В₄)), тульских (пласт C₁tl (Тл_2-б)), турнейских (пласт C₁t (Т₁)), пашийских (пласт D₃ps (Д₁)) и живетских (пласт D₂gv (Д₂)) отложениях. По результатам бурения скважины 212 Южно-Москудьинское поднятие было подтверждено и признано продуктивным. Сейсмическими исследованиями по технологии 3D установлено, что по ОГ девона и нижнего карбона Южно-Москудьинское поднятие является западным локальным объектом среди куполов (2е - 2ж) южной зоны Москудьинской структуры. Структура выделяется по всем ОГ палеозоя с увеличением амплитуд по ОГ II^П и ОГ II^К (Табл. 2.1) в связи с облеканием франско-фаменской органогенной постройки, существенным уменьшением амплитуды и размеров по ОГ I^П, I^К и наличием башкирского палеокарста. Также установлено, что сводовая часть структуры по горизонтам карбона и перми выделяется в 350 м к западу от скважины 212, с превышением относительно нее на 16 м и 14 м (ОГ II^П и ОГ II^К ) и на 6 м (ОГ I^П, I^К).

Юрковская структура (8) ,подготовлена в 1989 г. сейсморазведкой. Скважиной 230, пробуренной в своде структуры, установлена промышленная нефтеносность башкирской и бобриковско-малиновской залежей. Морфометрия структуры по ОГ нижнего карбона в общих чертах подтверждена построениями сейсморазведки 3D с корректировкой контуров и наличием палеокарста на юго-западном склоне. По ОГ I^П в присводовую часть поднятия врезается палеокарст, который полностью не компесируется по ОГ I^К. Поднятие можно отнести к разряду погребенных, так как оно не отображается в структурной поверхности кровли кунгурского яруса.

Заводская структура (9), подготовлена в 1993 г. сейсморазведкой. В ее своде пробурена наклонно-направленная поисковая скважина 9228, давшая промышленный приток нефти из верейских отложений, а в скважине 231, заложенной на восточном крыле поднятия, промышленных притоков нефти не получено. Исследованиями 3D установлено, что поднятие с тектоническими корнями и фаменской органогенной постройкой довольно выразительно отображается в структурных поверхностях ОГ II^П и ОГ II^К в виде брахиантиклинали субширотного простирания с амплитудами 11 м и 9 м, осложненной двумя малоразмерными вершинами. Южная склоновая часть поднятия изрезана эрозионно-карстовым каналом, который в визейское время полностью скомпенсирован. Более высокое гипсометрическое положение относительно скважины 9228 с перепадом порядка 4 м выделено в 650 м к юго-востоку от нее в своде восточной вершины. По отложениям среднего карбона поднятие не локализуется в связи с перестройкой структурного плана в предбашкирское время, а небольшим приподнятым залеганием (2м) осложняет структурный нос.

Мухинская трехкупольная структура (10), подготовлена к бурению в 1993 г. сейсморазведкой. В своде восточного купола пробурена наклонно-направленная скважина 204, в которой установлена промышленная нефтеносность верейских и тульских отложений. На западных куполах структуры пробурены скважины 222 и 227, в результате испытания которых получены промышленные притоки нефти в каширско-верейских и бобриковских отложениях.

По результатам исследований 3D  на малоразмерном и амплитудном куполе 10а, расположенном по ОГ нижнего карбона на едином основании с Пичугинской и Клеверской структурами, установлены гипсометрические отметки на 2 м – 4 м выше скважины. Купола 10б, 10в закартированы в виде самостоятельных поднятий по отражающим горизонтам нижнего и среднего карбона. Купол 10б является тектоническим поднятием, осложненным фаменской органогенной постройкой и аккумулятивным бобриковским образованием, подтвержденным бурением. Скважиной 227 вскрыта увеличенная (до 15 м) толщина бобриковских песчаников, что отразилось на увеличении амплитуды поднятия до 9 м по ОГ II^К относительно 5 м по ОГ II^П. По ОГ I^П, I^К амплитуды поднятия уменьшаются до 7 м и 6 м соответственно. Купол в районе скважины 204 является погребенным тектоническим поднятием, осложненным позднедевонским биогермом, облекание которого отобразилось в конфигурации и амплитудах поднятия, которые составляют 18 м (ОГ II^П), 11 м (ОГ II^К), с их уменьшением по ОГ I^П, I^К до 6 м, 5 м.

Клеверская структура (11), подготовлена к бурению сейсморазведкой в 1998 г. Скважиной 9237, пробуренной в своде, подтверждено наличие поднятия и установлена промышленная нефтеносность нижнетурнейских и тульских отложений. Построения с учетом сейсморазведки 3D подтвердили положение свода и оптимальное местоположение скважины. Поднятие расположено на едином структурном основании с Пичугинским поднятием и проявляется по ОГ нижнего карбона в виде малоразмерного, малоамплитудного купола, осложненного фаменским биогермом. По отражающим горизонтам среднего карбона поднятие не локализуется, а отображается в виде структурного носа. На поднятии заложены эксплуатационные скважины, местоположение которых возможно будет скорректировано.

Пичугинская структура (12а,б), подготовлена к бурению ГПК в 1988 г. В ее своде пробурена скважина 218 Кудрявцевской площади, по результатам бурения открыты каширская, верейская, тульская и бобриковская залежи нефти. На восточном крыле поднятия пробурена скважина 219, которой подтверждена промышленная нефтеносность тульской и каширской залежей, уточнены контуры нефтеносности. Скважинами 218 и 219 подтверждена морфология поднятия. Структура присоеденена к Москудьинскому месторождению с целью ее последующей эксплуатации. Настоящими сейсмическими исследованиями значительно уточнено строение Пичугинской структуры, закартированной по ОГ II^К в виде брахиантиклинали субширотного простирания с двумя вершинами, которые по ОГ II^П разделены палеокарстом и выделяются как самостоятельные поднятия. На вершине вблизи скв. 218 в 450 м к западу от нее отмечается более приподнятое залегание (на 2 м - 3м). Восточная вершина установлена вновь с абсолютными отметками в сводовой части, сопоставимыми с данными скв. 219. По отложениям среднего карбона (ОГ I^П, I^К) выделяется только западная вершина с абсолютными отметками, равными отметкам скв. 218. По кровле кунгурского яруса локализуется западная вершина амплитудой 4 м.

На Межугринской структуре (13), подготовленной сейсморазведкой в 1996 г. по редкой сети профилей, пробурены две скважины - поисковая 9235 в своде и разведочная 9236 на северном крыле. По результатам бурения скв. 9235 установлены промышленные залежи нефти в нижнетурнейском и тульских пластах. Нефтенасыщенных пластов в скважине 9236 не выделено. Структура является тектонической, погребенной, осложненной позднедевонским биогермом небольшой мощности, облекание которого отображается только в структурных поверхностях ОГ II^П и II^К в виде брахиантиклинали амплитудой 14 м и 11 м соответственно.

Сейсмические исследования 3D на Чукавинской структуре (14) подтвердили наличие малоамплитудного поднятия облекания небольшого фаменского биогерма по ОГ II^П, II^К. По результатам бурения поднятие отнесено к разряду подтвердившихся непродуктивных.

Восточно-Савинская структура (Ивановское месторождение, 15) подготовлена к бурению в 2002 г. по крайне редкой сети профилей (не превышающей 1,2 км/км²), особенно в западной склоновой части, и до настоящего времени не разбурена. Сейсмическими исследованиями по технологии 3D наличие поднятия облекания небольшого позднедевонского биогерма подтверждено. По ОГ IIП, IIК Восточно-Савинская структура закартирована в виде купола небольших размеров и амплитуд – 14 м и 8 м соответственно и завершает с востока ряд вершин центральной части Москудьинской структуры, отделяясь от вершин 2л эрозионным карстом турне. Отмечено, что из-за наличия аккумулятивного образования визе сводовая часть поднятия по ОГ II^К расширилась на 250 м к западу относительно ОГ II^П. По ОГ I^П, I^К среднего карбона структура является самостоятельным объектом амплитудой 4 м, отделенным по ОГ I^П от вершин Москудьинской структуры палеокарстовой зоной глубиной от 2 м до 6 м, с унаследованным понижением по ОГ I^К. Поднятие по кровле кунгурского яруса не доисследовано и условно приурочено к восточному окончанию Москудьинской структурной зоны.

Помимо закартированных предыдущими сейсмическими исследованиями положи-тельных структурных форм, установлено наличие Северо-Москудьинской и Западно-Узярской структур в крайней северо-западной и западной частях площади.

Северо-Москудьинская структура (16а,б) вплотную примыкает к северной границе Москудьинского выступа и является тектонической структурой, состоящей по отражающим горизонтам терригенного девона (ОГ III^П, III ) из двух самостоятельных поднятий 16а и 16б с амплитудами 15 м и 19 м (ОГ III^П) и 7 м и 11 м (ОГ III). По ОГ нижнего карбона эти два поднятия являются облеканием позднедевонских органогенных построек и вошли в контур единой структурной складки (по изогипсам минус 1290 м и минус 1250 м), объединяющей, помимо рассматриваемого поднятия, вершины 2а и 2б Москудьинской структуры. В юго-западной периклинальной части купола 16а пробурена нефтяная скважина 141 Савинской площади, превышение абсолютных отметок относительно нее в сводовых частях вершин по ОГ нижнего карбона равняются 24 м и 17 м (ОГ II^П) и 17 м и 10 м (ОГ II^К). По ОГ среднего карбона (ОГ I^П, I^К) поднятие существенно уменьшилось в размерах и амплитуде, причем купол 16а стал составной частью Москудьинской структуры, а 16б - самостоятельным поднятием. В кунгурском структурном плане купол 16а является склоновой частью структурного носа, а куполу 16б соответствует моноклинальное погружение.

Западно-Узярская структура (17а,б) обособляется в виде самостоятельного поднятия в крайней западной части Москудьинского выступа и наиболее выражена по структурным поверхностям нижнего карбона (ОГ II^П, II^К) как облекание франско-фаменских органогенных построек. Морфологически это не замкнутая с юга брахиантиклиналь северо-западного простирания, осложненная двумя вершинами, из которых южная (17а) более амплитудная (23 м по ОГ II^П). В башкирской структурной поверхности(ОГ I^П) амплитуда поднятия, в целом, не превышает 6 м, а вершин - 2 м - 3 м. По верейским отложениям выделяются только малоразмерные, малоамплитудные вершины, осложняющие структурный нос. По кровле кунгура поднятие расположено в области равных абсолютных отметок моноклинального склона.

Остальные вновь намеченные поднятия (ПУ 18 - 20) расположены как в пределах Москудьинского выступа, так и вне его и представляют собой небольших размеров поднятия, амплитуды которых составляют 3 м - 14 м по ОГ II^П и 2 м - 8 м по ОГ II^К , из них ПУ 20 имеет большую амплитуду и связан с облеканием позднедевонской органогенной постройки. Оценивая поднятие на обнаружение залежей углеводородов, следует отметить, что гипсометрически оно на 15 м ниже непродуктивной скважины 9229 на Чукавинской структуре, также не получены притоки нефти и в скважине 220 на Нижне-Савинской структуре аналогичной амплитуды, расположенной южнее рассматриваемой площади. Таким образом, на ПУ 20 трудно ожидать наличие продуктивных залежей.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Москудьинское месторождение нефти объединяет в себе несколько куполов: Западно-Москудьинский, Южно-Москудьинский, Москудьинский, Клеверский, Межугринский, Мухинский, Пичугинский, Прошкинский, Юрковский, Ежиковский, Заводской.

Продуктивность Москудьинского месторождения связана с девонским (тиманским) терригенным (пласты D₃ps (Д₁), D₂gv (Д₂));  верхнедевонско-турнейским карбонатным (пласты C₁t (Т₁, Т₂)); визейским терригенным (пласты C₁tl (Тл_2-а, Тл_2-б), C₁bb (Бб)); верхневизейско-башкирским карбонатным (пласт C₂b (Бш)); верейским терригенно-карбонатным (пласт C₂vr (В₃В₄)); каширско-гжельским карбонатным (пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁)) нефтегазоносными комплексами.

В данном отчете рассматривается пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁) в связи с проведением в 2013 г. сейсморазведочных работ методом 3D, бурением 146 эксплуатационных скважин (в том числе 5 БС, из которых 3БС вскрыли пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁)), новыми результатами опробования.

Корреляция отложений верейско-каширского возраста проведена на основании промыслово-геофизических материалов, в основном по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с привлечением кавернометрии (ДС), с учетом результатов испытаний в скважинах.

По ряду скважин, прошедших экспертизу ГКЗ, возникла необходимость в корректировке удлинения, так как данные ГИС и результаты опробования в скважинах противоречили структурным построениям и отметкам флюидальных контактов.

Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части продуктивного пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁). При этом за основу принималась карта по отражающему горизонту I^К (Граф. 8),  построенная по данным сейсморазведки 3D 2013 г. с привлечением результатов новых пробуренных скважин.

В предыдущем пересчете запасов 2001 г. для карбонатных коллекторов положение ВНК принималось по результатам опробования с учетом подошвы проницаемого пропластка, из которого получена безводная нефть.

В настоящем отчете водонефтяные контакты залежей (ВНК) приняты горизонтальными, либо с отклонениями от горизонтального ± 2 м (Табл. 6.2), основываясь на положении нефтенасыщенного и водонасыщенного коллектора в каждой скважине. При определении эффективных нефтенасыщенных толщин во внимание принимались принятое значение ВНК и данные определения характера насыщения по ГИС и результатам опробования в каждой конкретной скважине (Прил. 7). При определении характера насыщения коллекторов учитывалось влияние пробуренных ранее эксплуатационных скважин.

Каширско-гжельский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

Каширско-гжельский НГК объединяет карбонатные отложения каширского, подольского, мячковского горизонтов среднего карбона и верхнекаменноугольные отложения.

Пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁) состоит из 2-х пачек – пачки К, приуроченной к подошвенной части каширского горизонта, и пачки В₁, приуроченной к кровельной части верейского горизонта. Обе пачки рассматриваются как единый подсчетный объект - пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁). Литологически пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁) представлен чередованием проницаемых известняков и доломитов с плотными карбонатными разностями. В пласте выделяется от 1 (скв.249) до 9 (скв.2015) проницаемых прослоев толщиной 0,4 - 5,5 м. Пласт нефтеносен на Москудьинском, Южно-Москудьинском, Мухинском куполах. На Заводском, Ежиковском и Прошкинском куполах Москудьинского месторождения залежи непромышленного значения. Верейско-каширские залежи отнесены к пластово-сводовым с этажом нефтеносности 9,1 м – 33,8 м.

Пласт C₂vr-C₂ks (КВ₁)

Отложения комплекса нефтеносны на Москудьинском (центральная часть, район скв. 121, 140, 211), Мухинском куполах.

Заводской купол. В скв.9228 выделены 3 нефтеводонасыщенных проницаемых прослоя. При испытании в открытом стволе скв.9228 из интервала 1106,0-1147,0 м (-867,3-907,6 м) за 60 мин стояния на притоке получено 0,36 м³ смеси бурового раствора, фильтрата и пластовой воды газированной с незначительной пленкой нефти и 0,61 м³ пластовой воды с пленкой нефти. По результатам испытания отложений промышленная нефтеносность залежи не подтверждена.

Ежиковский купол. На основании ГИС в скв.9233 выделены 3 проницаемых нефтеводонасыщенных прослоя. При испытании в открытом стволе скв.9233 из интервала 1164,0-1191,0 м (-855,3-881,1 м) за 50 мин стояния на притоке получена пленка нефти и буровой раствор с фильтратом. Таким образом промышленная нефтеносность залежи не подтверждена.

Основная залежь. В отчете 2001 г. залежи Южно-Москудьинского купола и центральной части Москудьинского купола рассматривались отдельно. По данным сейсмических исследований 3D 2013 г. они сливаются и в данном отчете рассматриваются совместно. Также в состав основной залежи входят Пичугинский и Юрковский купол, их границы на подсчетном плане нанесены условно (Граф. 17, Лист 1).

Опробование пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁) самостоятельно выполнено, как правило, в кровле пласта, выше утвержденной отметки ВНК (скв.119, 135, 142, 218, 219, 320, 330, 481, 482, 493, 507, 606, 626, 642, 649, 970, 981, 992, 997, 1003, 2089, 2105, 2116, 2106, 2114, 2136, 3022, 3095, 4020, 9003 - всего 30 скважин).

Совместное опробование пластов C₂vr-C₂ks (КВ₁) и C₂vr (В₃В₄)  выполнено в скв.9, 129, 352, 467, 468, 2079, 2103, 2135, 3100, 3101 - всего 10 скважин. В большинстве случаев это приобщение пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁) к длительно разрабатывавшемуся пласту C₂vr (В₃В₄). На дату дострела C₂vr-C₂ks (КВ₁) обводненность продукции пласта C₂vr (В₃В₄) составляла 3,4-66,6% (скв.2079 и скв.352 соответственно). Такие скважины не дают достоверной информации о характере флюида, полученного из пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁).

Приобщение C₂vr-C₂ks (КВ₁) к пласту C₂b (Бш) выполнено в скв.122, 3013, 3034, 3088 - всего в 4 скважинах. На дату дострела C₂vr-C₂ks (КВ₁) обводненность продукции пласта C₂b (Бш) составляла 14,7-72,7% (скв.3013 и скв.3088 соответственно).

Продуктивность отложений доказана результатами опробования через колонну до абс.отм. -884,7 м в скв.122 (-883,8 м с учетом границ коллектора). Получена нефть дебитом 5,0 т/сут с незначительным количеством воды  0,09 м³/сут (1,5%). Вода при опробовании получена из пласта C₂b (Бш), так как на дату приобщения C₂vr-C₂ks (КВ₁) обводненность в пласте C₂b (Бш) составила 22,8%;

Безводные притоки нефти и притоки с низким содержанием воды (менее 5,0%) получены с нижних дыр перфорации в скважинах:

- скв.467, абс.отм. -888,4 м (-888,1 м с учетом границ коллектора), Qн = 3,8 т/сут, Qв = 0,2 м³/сут (5,0%). Вода при опробовании - из пласта C₂vr (В₃В₄). На дату приобщения C₂vr-C₂ks (КВ₁)обводненность C₂vr (В₃В₄) 33,5 %;

- скв.606, абс.отм. -883,2 м (-882,7 м с учетом границ коллектора), Qн = 5,5 т/сут, Qв = 0,2 м³/сут (3,0%);

- скв.981, абс.отм. -881,2 м (-882,2 м с учетом границ коллектора), Qн = 9,0 т/сут;

- скв.2079, абс.отм. - 880,7 м (-880,3 м с учетом границ коллектора), Qн = 5,0 т/сут, Qв = 0,3 м³/сут (5,0%). Вода при опробовании - из пласта C₂vr (В₃В₄). На дату приобщения C₂vr-C₂ks (КВ₁)обводненность C₂vr (В₃В₄) 3,4 %.

В скв.135 пластовая вода при опробовании в колонне получена с верхней дыры перфорации на абс.отм. -883,9 м (-884,3 м с учетом границ коллектора).

По данным ГИС ВНК находится ниже:

- в скв.257 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -886,1 м (удл.76,9 м);

- в скв.289 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -886,5 м (удл.110,1 м);

- в скв.311 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -884,9 м (удл.100,6 м);

- в скв.421 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -888,1 м (удл.49,3 м);

- в скв.450 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -885,5 м (удл.108,2 м);

- в скв.453 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -886,3 м (удл.110,7 м);

- в скв.467 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -888,1 м (удл.30,8 м);

- в скв.1252 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -886,4 м (удл.87,8 м);

Таким образом, отметка ВНК меняется в интервале -884,0-888,0 м, в большинстве скважин близка к цифре -886,0 м. Предлагаем принять ВНК для основной залежи на абс.отм. -886,0±2 м.

Более низкое положение ВНК по сравнению с утвержденным подтверждают результаты свабирования в скв.352, 467, 468.

В скв.352 с 14 по 16.02.2016 г. отдельно исследованы интервалы перфорации 1150,0-1152,0 м (-873,1-875,0 м) и 1162,0-1164,0 м (-884,6-886,5 м), из каждого получена нефть с водой. При совместном свабировании двух интервалов также получена нефть и вода (Прил. 13).

В скв.467 с 22 по 24.01.2018 г. отдельно исследованы интервалы перфорации 1080,5-1085,5 м (-874,5-879,5 м) и 1093,0-1094,5 м (-886,9-888,4 м), из каждого получена нефть с газом и водой (Прил. 15).

В скв.468 с 03 по 06.02.2018 г. отдельно исследованы интервалы перфорации 1098,5-1104,5 м (-870,6-876,5 м) и 1111,0-1112,5 м (-882,9-884,4 м), из каждого получены нефть, газ и продукты реакции. При совместном свабировании двух интервалов также получены нефть, газ и продукты реакции (Прил. 16).

Залежь пластово-сводовая, размерами 10,0 х 16,9 км, высотой 33,8 м. Эффективная толщина 0,3-6,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,3-6,2 м, Кпесч = 0,302 д.ед, Красчл = 3,4.

Москудьинский купол, район скв.121. В оперативном подсчете запасов 2001 г. ВНК по залежи был принят на абс.отм. -893 м по данным ГИС в скв.1302, где нефтенасыщенный коллектор был выделен до абс.отм. -893,0 м, а водонасыщенный с абс.отм. -901,7 м. На момент составления предыдущего отчета ни в одной скважине не было проведено испытаний в процессе бурения или опробования в колонне.

В 2018 году скв.662 и 663 выполнена перфорация выше отметки утвержденного ВНК:

- 07.07.2018 в скв.662 выполнен дострел к пласту C₂vr (В₃В₄). Из интервалов 1107,0-1110,0, 1110,5-1112,5 и 1119,0-1120,5 м (-868,4-871,4, -871,9-873,9, -880,3-881,8 м) получено 5,5 т/сут нефти и 5,0 м³/сут воды (44,7%). Добыча из пласта C₂vr (В₃В₄) в скв.662 ведется с 07/1993, на момент приобщения пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁) обводненность продукции скважины составляла 85,0%;

- 30.06.2018 в скв.663 из интервалов 1100,0-1102,0 и 1103,5-1105,0 м (-879,2-881,2 и -882,7-884,2 м) получена нефть дебитом 1,9 т/сут и вода дебитом 0,9 м³/сут (30,0%);

- в скв.374  нефтенасыщенный коллектор с УЭС 37,5 Омм выделен в интервале 1095,8-1097,0 м (-882,5-883,7 м), Кн для данного прослоя составил 83,2%.

Определить характер насыщения коллекторов по данным ГИС затруднительно. Прослои, вскрытые перфорацией в скв.662 и 663 по качественным признакам относятся к нефтеносным, но при опробовании дают нефть с водой. По-видимому, залежь недоформирована, коллектора содержат смесь нефти и воды.

Предлагаем принять УПУ на абс.отм. -884 м по подошве вскрытого перфорацией коллектора в скв.663 (абс.отм. -883,9 м), так как это нижняя отметка получения смешанного притока нефти и воды.

Залежь пластово-сводовая, размерами 1,1 х 1,5 км, высотой 19,6 м. Эффективная толщина 3,4-5,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 2,9-5,0 м, Кпесч = 0,324 д.ед, Красчл = 3,0.

Москудьинский купол, район скв.140. Положение водонефтяного контакта в предыдущем отчете было принято на абс.отм. -891,0 м. Предлагаем принять ВНК на утвержденной ранее отметке -891,0 м:

- в скв.139 подошва нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС находится на абс.отм. – 887,9 м. В скв.139 при испытании в открытом стволе в интервале 1021,0-1036,5 м (-875,9-891,4 м), за 60 минут стояния на притоке получена нефть в объеме 0.2 м²;

- в скв.141 в интервале абс.отм. -890,6-891,4 м по данным ГИС выделен нефтеводонасыщенный коллектор, а кровля водонасыщенного - на абс.отм. -892,1 м. В скв.141 при первом испытании в колоне пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁) в интервале 1074,0-    1080,0 м (-889,3-895,3 м) получена вода дебитом 26,3 м³/сут с пленкой нефти. При повторной перфорации пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁) в интервале 1074,0-1080,0 м (-889,3-895,3 м) получена вода дебитом 17,1 м³/сут с пленкой нефти.

- в скв.417 подошва нефтенасыщенного коллектора находится на абс.отм. -891,5 м;

- в скв.1220 нефтенасыщенный коллектор выделен до абс.отм. -890,6 м;

- в скв.3069 в интервале абс.отм. -877,3-890,1 м выделены три нефтенасыщенных прослоя. Перфорация в пласте C₂vr-C₂ks (КВ₁) проведена в интервалах 1136,0-1139,0 м      (-877,4-880,1м),  1140,0-1142,0 м (-881,0-882,8м) и 1148,5-1150,5 м (-888,7-890,6 м) - дострел к пласту C₂vr (В₃В₄).  Дебит нефти составил 5,1 м³/сут, дебит воды 1,1 м³/сут. Вода из пласта C₂vr (В₃В₄) - на момент дострела пласта C₂vr-C₂ks (КВ₁) обводненность в пласте C₂vr (В₃В₄) составляла 10,4%.

В скв.210 и 2145 подошва нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС находится ниже предлагаемой отметки ВНК - на абс.отм. -893,3 и -894,5 м соответственно.

Залежь пластово-сводовая, размерами 1,8 х 2,8 км, высотой 29,5 м. Эффективная толщина 2,6-5,7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 0,5-5,7 м, Кпесч = 0,331 д.ед, Красчл = 3,5.

Москудьинский купол, район скв.211. На госбалансе запасы числятся на Западно-Москудьинском куполе. Для удобства ведения баланса залежь переименована в район скв.211, запасы переведены в состав Москудьинского купола.

 В 1989 в пределах купола пробурена скважина 211 (поисковая). На основании ГИС и результатов испытания скв.211 выделена самостоятельная залежь с УПУ на отметке -885 м.

В настоящем отчете предлагаем принять УПУ также на абс.отм. -885 м, исходя из следующих данных:

- по данным ГИС самая низкая отметка подошвы нефтенасыщенного пропластка в скв.211 на абс.отм. -885,0 м, водонасыщенный коллектор не вскрыт;

- в скв.211 в интервале абс.отм. 1027,0-1079,0 м (-855,4-907,4 м) при испытании в открытом стволе за 52 минуты стояния на притоке получена нефть  в объеме 0,04 м².

Залежь пластово-сводовая, размерами 1,0 х 1,0 км, высотой >15,0 м (скв.211 находится на склоне структуры, по ее положению нельзя судить о высоте залежи). Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина в скв.211 равна 4,8 м, Кпесч = 0,387 д.ед, Красчл = 3,0.

Мухинский купол. При оперативном подсчете запасов 2001 г. на Мухинском куполе была выделена литологически экранированная залежь с ВНК -890 м, в контуре нефтеносности были расположены скв.204 и 227; скв.9222 находилась в зоне замещения коллектора плотными породами.

По данным сейсморазведочных работ 3D 2013 г. Мухинская скв.9222 отделена прогибом, что подтверждается результатами перфорации в скв.9222, где выше утвержденного ВНК, с абс.отм. -881,3 м получена пластовая вода дебитом 17,8 м³/сут (γ=1,16 г/см³). В скв.9222 с абс.отм. -882,0 м выделены водонасыщенные прослои толщиной 0,8-2,9 м.

В скв.204 в процессе бурения из интервала 1049,0-1089,0 м (-870,8-910,3 м) за 63 мин стояния на притоке получено 1,9 м³ нефти. По данным ГИС в скв.204 выделено 3 нефтенасыщенных прослоя, подошва нижнего из них имеет абс.отм. -888,6 м. Ниже расположен маломощный прослой, достоверно определить характер насыщения для него по данным ГИС невозможно из-за небольшой толщиной коллектора - 0,6 м. Предлагаем принять УПУ на абс.отм. -888,6 м с учетом подошвы нефтенасыщенного коллектора.

Залежь пластово-сводовая, водоплавающая, размерами 0,9 х 2,7 км, высотой 9,1 м. Эффективная толщина 4,0-4,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина равна 3,4-3,8 м, Кпесч = 0,325 д.ед, Красчл = 4,0.

Прошкинский купол. В пласте C₂vr-C₂ks (КВ₁) на Прошкинском куполе вскрыта непромышленная залежь нефти.

В скв.143 при опробовании в обсаженной колонне из интервала 1103,0-1108,0 м (-890,9-895,9 м) получена пластовая вода дебитом 4,7 м³/сут (γ=1,13 г/см³) с пленкой нефти. Коллектора, вскрытые перфорацией, охарактеризованы как нефтеводонасыщенные, подошва последнего из них расположена на абс.отм. -895,1 м. Предположительно флюидальный контакт может иметь отметку -895,1 м.

В скв.238 выделены три маломощных прослоя, толщиной 0,5-0,6 м с неясным характером насыщения. При испытании в открытом стволе из интервала 1100,0-1134,0 м      (-869,1-903,0 м) за 70 мин стояния на притоке получено 0,09 м³  фильтрата бурового раствора с пленкой  нефти.

Исходя из отрицательных результатов опробования в колонне скв.238, залежь не имеет промышленной значимости.

Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа пласта КВ1 Москудьинского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Ракинцева И.А., Мулькова Л.Г., Калинина Л.Н., и др. 2020

Следующее Месторождение: Северо-Мылвинское