Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1982
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 29.21 км²
Озерное нефтяное месторождение
Озерное месторождение открыто в 1982 г., введено в пробную эксплуатацию в 1992 г.
Месторождение находится в нефтегазодобывающем районе с месторождениями: Гежское, Кисловское, Цепельское, Гагаринское, Мысьинское, Маговское. В центральной части площади месторождения находится гидрогеологический памятник природы – озеро Нюхти.
Промышленная нефтеностность установлена в карбонатных верхнедевонских отложениях фаменского яруса, среднекаменноугольных отложениях башкирского яруса, пермских отложениях сакмарского яруса и окского горизонта (рис. 1,2).
Рис.1. Схематический разрез н ижнекаменноугольно-верхнедевонских отложений по линии скважин 49- 50-425-421-439-436-401-404-36 Озерного месторождения
Рис.2. Структурная карта по кровле продуктивного пласта Т1-Фм Озерного месторождения
Краткая геологическая характеристика
В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименной локальной структуре, расположенной в северной части Соликамской депрессии Предуральского прогиба. Структура является одиночным рифом позднедевонского возраста, представляющая вверх по разрезу структуру облекания. В генетическом отношении Озерная структура относится к тектоно-седиментационному типу.
Вследствие развития органогенных сооружений позднедевонского и раннепермского возраста разрез характеризуется несоответствием структурных планов по маркирующим горизонтам терригенного девона, каменноугольных отложений и артинского яруса пермских отложений.
Геологический разрез Озерного месторождения вскрыт поисково- разведочными скважинами до вендских отложений верхнего протерозоя на глубину 2355,0 м и представлен образованиями девонской, каменноугольной и пермской систем верхнего палеозоя, на которых залегают маломощные осадки четвертичного периода.
Геолого-промысловая характеристика
На Озерном месторождении промышленные залежи нефти приурочены к карбонатным коллекторам франских и фаменских (пласт Фр-Фм), турнейских (Т1), окских (Ок), серпуховских (Срп), башкирских (Бш1-Бш3) и сакмарских (См) отложений.
Пласт Фр-Фм. Залежи нефти установлены в верхней части рифогенных структур. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1699 м. Залежи массивного и пластово-массивного типа. Размеры 1,0 ... 5,8 х 0,8 ... 5,8. Этаж нефтеносности - 134,3 м. Общая толщина пласта в пределах аналогов по пробуренным скважинам изменяется от 3,3 до 124,6 м, составляя в среднем 62,7 м. Эффективная толщина составляет 0,4 ... 43,4 м, нефтенасыщенная толщина - 0,4 ... 38,3 м, средневзвешенное по площади значение равно 16, 1 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,21, расчлененность - 12,5.
Пласт Т1. Турнейские отложения, отсутствующие в сводовой центральной части месторождения, развиты только на склонах рифогенного позднедевонского массива. Продуктивный пласт Т1 приурочен к западному склону. ВНК принят на отметке минус 1699 м.
Тип залежи - пластовая, сводовая, стратиграфически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,0 х 0,8 км, этаж нефтеносности - 65 м. Общая толщина пласта по пробуренным скважинам изменяется от 29,8 до 46,0 м, составляя в среднем 36 м. Эффективная толщина равна 9,8 ... 26,1 м при среднем значении 18,1 м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,0 до 22,0 м, средневзвешенная по площади - 7,9 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,5, расчленённость-12,5.
Пласт Ок залегает в верхней части окского надгоризонта и сложен известняками и доломитами. Покрышкой залежи является 25-метровая толща плотных глинистых известняков верхней части окского надгоризонта. ВНК залежи принят условно на абсолютной отметке минус 1475 м. Тип залежи - пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры залежи 4,8х3,8 км, этаж нефтеносности - 41,4 м. Пласт развит на всей территории месторождения. Общая толщина равна 28 ... 35,5 м при среднем значении 32,0 м. Замещение пласта плотными породами отмечено в единичных скважинах.
Эффективная толщина изменяется от 0,5 до 11,2 м, средняя эффективная толщина пласта - 5, 1 м. Нефтенасыщенная толщина равна 0,5 ... 11,2 м, средневзвешенное значение - 3,9 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,2, расчленённость - 5, 1.
Пласт Срп залегает в верхней части серпуховского яруса, сложен известняками и доломитами. Залежь нефти с ВНК минус 1286 м выделяется в районе одной скважины. Размеры залежи 0,5 х 0,4 км, этаж нефтеносности - 11,8 м. Тип залежи - пластовая, сводовая.
Общая толщина пласта составляет 15,1 м. Эффективная толщина пласта - 4,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,3, расчлененность - 4.
Пласт Бш3 приурочен к отложениям прикамского горизонта, залегающего на размытой поверхности серпуховского яруса. Пласт развит на всей территории месторождения, достигая наибольших толщин в западной и юго-западной части месторождения, где накопление карбонатных песчаников происходило в условиях отмели. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1282 м. Тип залежи - пластовая, сводовая. Размеры залежи 4,6 х 2,8 км, этаж нефтеносности - 20,6 м.
Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 18 м, составляя в среднем 13,5 м. Эффективная толщина пласта - 2,3 ... 10,4 м при среднем значении 5,3 м. Наибольшее значение эффективной толщины - 10,4 м зафиксировано в скв. 525, здесь же отмечена наибольшая нефтенасыщенная толщина - 8,4 м, при изменении её по площади от 0,8 до 8,4 м.
Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина - 4,0 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,4, расчленённость - 5,5.
Пласт Бш2 приурочен к отложениям черемшанского горизонта, сложенного известняками и доломитами с подчинённым значением известняковых конгломератов и гравелитов, мергелей и аргиллитов.
ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 1279 м. Тип залежи - пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Размеры 4,8 х 3,2 км, этаж нефтеносности -27,0 м. Пласт развит на всей территории месторождения, его толщина 5, 7 ... 11,4 м, среднее значение - 8,5 м. В скв. 36, 407 и 507 пласт замещен плотными породами, на остальной территории эффективная толщина составляет 0,5 ... 6,2 м, достигая наибольших значений в юго-западной части. Нефтенасыщенная толщина составляет 0,5 ... 6,2 м, средневзвешенное значение - 2, 7 м.
Коэффициент песчанистости составляет 0,34, расчлененность - 3,8.
Пласт Бш1залегает в нижней части мелекесского горизонта, сложенного известняками шельфового мелководья, переслаивающихся с сильно глинистыми известняками. ВНК залежи принят на абсолютной отметке минус 1279 м. Залежь нефти пластовая, сводовая. Размеры 5,0 х 3,8 км, этаж нефтеносности - 38,9 м. Пласт развит на всей территории месторождения, толщина пласта 5,6 ... 13,3 м при среднем значении 9,3 м. В восточной части месторождения, в скв. 35, 36 пласт замещён плотными породами, на остальной территории эффективная толщина изменяется от 0,4 до 4,9 м, достигая наибольших значений в юго-западной части. Средняя эффективная толщина пласта - 3,0 м. Нефтенасыщенная толщина 0,4 ... 4,9 м, средневзвешенная - 2,9 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,32, расчлененность - 3,3.
Залежь нефти пласта См выделяется в юго-западной части структуры. ВНК принят на абсолютной отметке минус 736 м. Тип залежи - пластовая, водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК составляют 1,8х0,9 км, этаж нефтеносности - 9,7 м.
Пласт прослежен по всей территории месторождения. Общая толщина пласта в пределах аналогов изменяется от 20,8 до 34,2 м, составляя в среднем 27,4 м. Эффективная толщина пласта составляет 7,8 ... 17,4 м при среднем значении 12,2 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 1,0 до 6,6 м, средневзвешенная по площади - 3,5 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,45, расчлененность - 8,8.
История проектирования
Озерное нефтяное месторождение открыто в 1982 г., введено в пробную эксплуатацию в 1992 г.
Первый проектный документ "Проект пробной эксплуатации Озерного месторождения" предусматривал опытную совместную разработку залежей пластов Бш и Ок, Бш и Фм. С целью вовлечения в разработку запасов нефти, находящихся под природным заповедником - озером Нюхти, было запроектировано бурение скважины с наклоннонаправленным отходом более 800 м.
В последующих проектных технологических документах: "Дополнение к проекту пробной эксплуатации Озерного месторождения", "Авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений", "Анализ разработки и прогноз технологических показателей на период действия лицензионных соглашений" происходило уточнение уровней добычи нефти.
В 2000 г. составлена "Технологическая схема разработки Озерного месторождения", в которой на основе геологических данных проведено разукрупнение объектов эксплуатации. Выделено два самостоятельных эксплуатационных объекта: залежи фаменского яруса (объект Фм) и башкирского яруса (объект Бш). Залежи нефти сакмарского яруса и окского надгоризонта вследствие низкой продуктивности пластов и величины запасов по-прежнему оставались возвратными объектами. Документом предложены следующие системы разработки: объект Бш - водонапорный режим, блоковая трехрядная система размещения скважин; объект Фм – водонапорный режим, избирательная система размещения скважин; объекты См и Ок предусмотрено разрабатывать возвратным фондом скважин.
В 2003 г., в соответствии с данными о результатах эксплуатации объектов, проведено уточнение уровней и проектных решений в "Авторском надзоре за реализацией технологической схемы разработки Озерного месторождения".
В 2001-2008 гг. было уточнено геологическое строение месторождения по данным эксплуатационного бурения и 3D сейсморазведки и пересчитаны запасы. Залежи карбонатных отложений выделены в четыре объекта разработки: турнейско-фаменско-франский, башкирско-серпуховский, окский и сакмарский.
В 2008 г. составлен новый проектный документ "Проект разработки Озерного месторождения нефти". В проекте геолого-технологические модели разработки объектов построены на геологической основе с учетом литолого-фациального анализа турнейско-фаменско- франских рифогенных отложений (рис. 3). Анализ показал, что использование фациальной основы обеспечивает повышение эффективности проектных решений по работе с действующим фондом скважин, при выборе и интенсификации системы заводнения, при проектировании и бурении горизонтальных скважин и боковых стволов (ГС, БС и БГС) (рис. 4).
Рис.3.Динамика дебитов жидкости по различным фациальным зонам.
Озерное месторождение
Рис.4. Сравнение накопленного отбора нефти скважин различной конструкции в пределах зарифового мелководья. Озерное месторождение.
Источник: Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010, 335 с.
Следующее Месторождение: Могутовское