Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 135.064 км²
Орловское месторождение
В административном отношении Орловское месторождение расположено в Октябрьском районе Пермского края, в 185 км к югу от г. Перми, районный центр п. Октябрьский находится в 37 км на восток от месторождения. На юго-западе, в 8 км от месторождения, проходит граница с республикой Башкортостан.
В тектоническом отношении приурочено к северо-восточной части Башкирского свода, относится к внешней прибортовой зоне ККСП.
Ближайшими нефтяными месторождениями являются Одиновское, Трифоновское, Камышловское и Павловское.
Впервые на территории исследований сейсмические работы по технологии 2Dбыли проведены в 2012 г.
Связь с краевым центром осуществляется по Горьковской железной дороге с ближайшей станцией Щучье Озеро (14 км) и автотранспортом по шоссейной дороге Пермь-Кунгур-Орда-Богородск-Сарс-Октябрьский, проходящей в 21 км к северу от месторождения.
Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Щучье Озеро, Тураевка, деревни Алмаз, Баймурзина, село Тюинск.
В геоморфологическом отношении район представляет собой холмистую равнину, испещренную сетью речных долин, ручьев, логов, оврагов и различных по форме и глубине карстовых воронок.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Орловского месторождения изучен по материалам структурно-параметрического бурения, результатам бурения поисково-оценочных скважин 401, 402, 404, 537 и 538 и поисково-разведочных скважинам ближайшего Одиновского месторождения.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 г., каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 г.
Выделение стратиграфических границ проведено по данным ГИС с учетом данных керна, материалов литологических и палеонтологических исследований, сопоставления разрезов скважин Орловского и Одиновского месторождений.
Геологический разрез вскрыт поисково-разведочными скважинами на глубину 2272 м (в скважине 529 Одиновского месторождения) и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми четвертичными отложениями.
Согласно тектоническому районированию кристаллический фундамент залегает на глубинах порядка 10 км. Осадочный чехол слагают верхнепротерозойские и палеозойские отложения, с угловым и стратиграфическим несогласием залегающие на размытой поверхности фундамента. Верхнепротерозойская толща представлена вендским комплексом.
Протерозойская эратема – PR
Вендская система – V
Вендские отложения представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Наибольшая вскрытая толщина составляет 64 м.
Палеозойская эратема – PZ
Девонская система – D
Девонские отложения залегают на породах вендского комплекса со стратиграфическим несогласием. Система представлена верхним отделом.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
В составе франского яруса выделяются нижнефранский, среднефранский и верхнефранский подъярусы.
Нижнефранский подъярус – D3f1
Пашийский + тиманский горизонты – D3p+D3tm
Пашийский и тиманский горизонты представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. К горизонту приурочен промышленно нефтеносный пласт Д0. Толщина от 9 до 19 м.
Среднефранский подъярус – D3f2
Саргаевский + доманиковый горизонты – D3sr+D3dm
Саргаевский и доманиковый горизонты представлены известняками серыми и известняками доломитизированными. Толщина саргаевского горизонта от 5 до 9 м. Толщина доманикового горизонта от 21 до 58 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Мендымский горизонт – D3mn
Мендымский горизонт представлен известняками органогенными, местами глинистыми, доломитизированными. Позднефранские рифогенные образования являются маломощными шельфовыми биогермами, сформированными в условиях мелководья. Толщина от 37 до 54 м.
Воронежский + Евлановский + Ливенский горизонты –
D3vr+D3ev+D3lv
Горизонты представлены известняками органогенными, местами глинистыми, доломитизированными, доломитами, доломитами глинистыми, с включениями сульфатов. Толщина от 93 до 213 м.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса представлены известняками органогенными, местами глинистыми, доломитизированными, доломитами, доломитами глинистыми с включениями сульфатов. Толщина от 161 до 349 м.
Каменноугольная система – C
Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел – C1
Нижний отдел включает турнейский, визейский и серпуховский ярусы.
Турнейский ярус – C1t
Турнейский ярус сложен известняками сгустковыми и сгустково-биоморфными, слоистыми, прослоями глинистыми, слабо доломитизированными, доломитами. К ярусу приурочен промышленно нефтеносный пласт Т1. Толщина от 34 до 111 м.
Визейский ярус – C1v
Визейский терригенный комплекс включает отложения кожимского и окского надгоризонтов. Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами.
Кожимский надгоризонт – C1kžm
Радаевский горизонт – C1rd
Породы, залегающие с несогласием на нижнекаменноугольных отложениях, представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Песчаники по ряду фациальных признаков формировались в пределах дельтовой протоки. Толщина горизонта от 10 до 22 м.
Бобриковский горизонт – C1bb
Бобриковские отложения представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Отмечается смена дельтовых обстановок прибрежно-морскими с преобладанием аккумулятивных процессов, о чем свидетельствует бароподобная форма песчаных тел, мелкотонкозернистость песчаников, характер изменения толщин пластов коллекторов. К отложениям приурочен нефтеносный пласт Бб1 запасы которого требуют доизучения. Толщина от 16 до 45 м.
Окский надгоризонт – C1ok
Окский надгоризонт включает тульский горизонт и нерасчлененную карбонатную толщу алексинского, михайловского, веневского горизонтов, последние переходят также в карбонатные отложения серпуховского яруса.
Тульский горизонт – C1tl
По литологическому составу подразделяется на 2 пачки снизу вверх: терригенную и терригенно-карбонатную.
Терригенная часть разреза представлена чередованием аргиллитов, алевролитов, песчаников. На основании генетических признаков предполагается, что накопление и отложение песчаников происходило в условиях баровых фаций. Толщина пачки изменяется от 17 до 47 м. К терригенной части горизонта приурочены промышленно нефтеносные пласты Тл2-а и Тл2-б2.
Терригенно-карбонатная часть разреза представлена известняками серыми, в нижней части прослои терригенных пород. Толщина пачки составляет от 24 до 50 м. К карбонатной части горизонта приурочен нефтеносный пласт Тл1.
Алексинский + Михайловский +
+ Веневский горизонты + Серпуховский ярус – C1al+C1 mh+С1vn+C1s
Отложения горизонтов и серпуховского яруса представлены известняками, участками глинистыми, с прослоями доломитов. Характерна сульфатизация. Толщина от 307 до 373 м.
Средний отдел – C2
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
На карбонатные отложения нижнего карбона с большим стратиграфическим несогласием ложится толща среднекаменноугольных карбонатов. Отложения представлены известняками, участками глинистыми и окремнелыми. Характерно наличие маломощных прослоев карбонатных и кремнисто-карбонатных обломочных пород, фиксирующих внутриформационные поверхности размыва. Толщина от 63 до 78 м.
Московский ярус – C2m
Московский ярус подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт – C2vr
Верейские отложения представлены карбонатно-глинистой толщей, образованной циклически чередующимися пачками известняков глинистых и аргиллитов, местами с маломощными прослоями алевролитов, доломитов и известняков органогенно-детритовых. К отложениям приурочен нефтеносный пласт В3В4 запасы которого требуют доизучения. Толщина от 52 до 63 м.
Каширский горизонт – C2kš
Каширский горизонт сложен известняками и доломитами, часто глинистыми, в нижней части – аргиллитами, иногда алевролитами. Толщина от 53 до 65 м.
Подольский горизонт – C2pd
Подольский горизонт представлен известняками и доломитами, часто глинистыми. Толщина от 63 до 92 м.
Мячковский горизонт – C2mč
Мячковские отложения представлены известняками и доломитами, часто глинистыми. Толщина от 41 до 106 м.
Верхний отдел – С3
Верхний отдел каменноугольной системы представлен чередованием известняков и доломитов с различной степенью глинистости, местами с прослоями аргиллитов и мергелей. Породы содержат комплекс мелководно-морской фации и водорослей. По данным исследований на юго-востоке Пермского Прикамья в разрезе верхнекаменноугольных отложений возможно появление небольших органогенных построек, широко распространенных в соседних районах Башкирии. Толщина от 70 до 190 м.
Пермская система – P
Отложения пермского возраста представлены нижним отделом, который включает в себя отложения ассельского, сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.
Нижний отдел – P1
Ассельский + Сакмарский ярусы – P1s+P1a
Рассматриваются совместно, так как границу между ними возможно выделить только условно. Разрез ассельского и сакмарского ярусов сложен известняками, доломитами неравномерно-битуминозными сульфатизированными с примесью глинистого материала. Толщина от 127 до 283 м.
Артинский ярус – P1ar
Артинские отложения представлены глинисто-битуминозными известняками бурцевского горизонта и доломитизированными известняками, содержащими примазки битума и доломитов в нижней части. Характерно преобладание в разрезе мелководно-морских известняков с обильными остатками фауны и водорослей. Толщина от 188 до 240 м.
Кунгурский ярус – P1k
В составе кунгурского яруса выделяется филипповский и иренский горизонты.
Филипповский горизонт – P1fl
Филипповский горизонт представлен доломитами, местами сульфатизированными, кавернозными, в нижней части известняками. Толщина горизонта от 50 до 65 м.
Иренский горизонт – P1ir
Иренский горизонт представлен чередованием ангидритов и доломитов толщиной от 19 до 36 м.
Уфимский ярус – P1u
Отложения уфимского яруса представлены чередованием аргиллитов, алевролитов, известняков и доломитов. Толщина достигает 30 м.
Кайнозойская эратема – KZ
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения, залегающие с большим стратиграфическим несогласием, представлены глинами, песками, галечниками, карстовой брекчией. Толщина до 44 м.
Тектоническое строение
Согласно схеме тектонического районирования по палеозойским отложениям исследуемая площадь расположена в пределах северо-восточного склона Башкирского свода, относится к внешней прибортовой зоне ККСП (Рис. 1.).
Рис.1. Выкопировка из тектонической карты
По поверхности кристаллического фундамента Орловское месторождение расположено в пределах Чернушинского выступа Осинской впадины Калтасинского (Камско-Бельского) авлакогена. Глубина залегания фундамента в пределах площади составляет около 9 км.
По данным аэрогеологических и аэрокосмогеологических исследований Орловское, Северо-Левинское и Западно-Тураевское поднятия приурочены к Атерской тектонической ступени и расположено вблизи осевой зоны Атерской ЛМЗ северо-западного простирания.
В рифейское время Калтасинский авлакоген постепенно заполняется осадочными породами.
Вендскому времени предшествовал длительный перерыв в осадконакоплении, отложения трансгрессивно с угловым несогласием залегают на отложениях рифейского комплекса. Процессы осадконакопления, происходившие в вендское время, значительно снивелировали рифейский палеорельеф.
Палеозойский структурный этаж Орловского месторождении включает в себя отложения от франского яруса верхнего девона до кунгурского яруса нижней перми. Отложения венда со стратиграфическим несогласием перекрыты маломощной толщей пашийско-тиманских терригенных пород, остальная часть разреза девонской терригенной толщи размыта.
Поверхность тиманских терригенных отложений (ОГ III) характеризуется согласным поведением с нижележащими породами. В семилукское время на изучаемой территории накапливаются глинисто-битуминозные породы «доманикиты», являющиеся основным источником генерации УВ.
В позднефранский этап геологического развития на рассматриваемой территории происходило образование органогенных построек. Со структурами облекания органогенных тел связаны залежи нефти в фаменских и турнейских отложениях.
В начале визейского времени происходило накопление терригенного материала в условиях прибрежной части. В поздневизейский этап развития территории происходит резкая смена условий формирования осадков. В раннетульское время, в связи с общим погружением территории, зона развития прибрежно-морских и морских условий значительно расширилась. К концу тульского времени трансгрессия еще более усиливается, возрастает накопление терригенно-карбонатных и карбонатных отложений. Послетульское развитие территории ознаменовалось дальнейшей трансгрессией моря. В мелководно-морских условиях, унаследованных от тульского времени, формировались обычно известковистые осадки. В целом, обстановка осадконакопления до верхнего карбона оставалась практически унаследованной, кроме верейской трансгрессии эпиконтенинтального моря, которая привела к накоплению терригенно-карбонатных отложений: известняков, аргиллитов с прослоями алевролитов.
В целом, на площади поверхность визейских терригенных отложений (ОГ IIК) ведет себя согласно с ОГ IIП, погружаясь в западном направлении.
НЕФТЕНОСНОСТЬ
Орловское месторождение, согласно схеме нефтегазогеологического районирования, расположено в Саварской зоне нефтегазонакопления, приуроченной к Атерско-Высоковскому нефтегазоносному району, относящемуся к нефтегазоносной области юго-восточного позднедевонского палеоплато. Месторождение расположено в пределах Ново-Орловского лицензионного участка (ПЕМ 14872 НР от 24.02.2010), принадлежащего ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».
С целью поиска залежей нефти в 2017-2019 гг. в пределах Левинской разведочной площади, пробурены две поисково-оценочные скважины 401 и 404, вскрывшие отложения вендской системы.
В скважине 401, пробуренной на Орловской структуре, по результатам испытаний получены промышленные притоки нефти из пласта Д0.
В скважине 404, в пределах Западно-Тураевской структуры, по результатам испытаний получены промышленные притоки нефти из пластов Тл2-а, Тл2-б2 и Бб1.
Орловское месторождение является многопластовым. Из семи нефтегазоносных комплексов (НГК), выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского края на Орловском месторождении нефтеносность установлена в трёх: верхневизейско-башкирский карбонатный, пласт Тл1, визейский терригенный, пласты Тл2-а, Тл2-б2, Бб1 и девонский терригенный, пласт Д0.
Корреляция продуктивных пластов выполнена по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна, результатов опробований и испытаний, с привлечением материалов кавернометрии (ДС).
Обоснование положения флюидальных контактов (ВНК, УПУ) по залежам с карбонатными коллекторами принимались на отметках нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть. По залежам с терригенными коллекторами, абсолютные отметки положений ВНК и УПУ принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний. Краткие сведения о залежи Орловского купола представлены в таблице 1.
Характеристика залежей Орловского месторождения
Геометризация пласта проведена с учетом трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. При построении структурных карт за основу принималась карты по отражающим горизонтам IIk, IIp, III(Граф. 6, 7, 8), выполненная по данным интерпретации результатов сейсмических работ методом 3D с учетом данных бурения.
Ниже приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому нефтегазоносному комплексу.
Нижнепермский карбонатный НГК
В скважинах Орловского месторождения в нижнепермских отложениях керн не отбирался, испытаний не проводилось.
На анализируемом и близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.
Каширско-гжельский карбонатный НГК и Верейский карбонатный НГК
Пласт C2ks+vr (КВ1)
В скважинах Орловского месторождения в каширо-гжельских отложениях керн не отбирался.
Район скважины 401.
При совместном испытании пластов КВ1 и В3В4 скважины 401 из интервала 936.0-978.5 (-738.4 -780.5) м за 63 минуты стояния на притоке получен непромышленный приток густой нефти.
Район скважины 404.
В процессе бурения скважины 537 из интервала 998.0-1038.0 (-684.8 -719.5) м за 61 минуту стояния на притоке получен незначительный приток бурового раствора. В последующем, при совместном испытании в открытом стволе пластов КВ1, В3В4 и Бш1 в интервале 1038.0-1100.0 (-719.5 -774.4) м за 20 минут стояния на притоке получен слабый приток газа и газированного бурового раствора с пленкой нефти. В процессе бурения скважины 538 из интервала 924.0-976.0 (-683.1 -734.2) м за 13 минут стояния на притоке получена смесь раствора, фильтрата и пластовой воды.
По материалам интерпретации ГИС нефтегазоносность каширо-гжельских отложений не установлена.
На соседнем Одиновском месторождении керн из каширо-гжельских отложений не отбирался, опробование испытателем пласта проводилось в скважинах 518, 522, 529, где из интервалов: 955-982 (-677.4 -704.4) м – получено 1.1 м3 бурового раствора, 920-948 (-715.3 -743.3) м – притока не получено, 1046-1074 (-718.6 -744.7) м – 0.14 м3 фильтрата и промывочной жидкости и 0.046 м3 нефти, соответственно.
На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность каширско-гжельского карбонатного комплекса не установлена.
Верейский карбонатный НГК
Верейский горизонт
Пласт C2vr (В3В4)
Пласт В3В4, приурочен к нижней части верейского горизонта, пройден с отбором керна в скважинах 401, 402, 404, 537 и 538. Пласт сложен известняками, доломитами, алевроаргиллитами и аргиллитами. По керну отмечено нефтенасыщение в скважинах 401, 402, 404 и 537. Нефтенасыщенную часть пласта образуют известняками и доломиты.
Район скважины 401.
При совместном испытании пластов КВ1 и В3В4 скважины 401 из интервала 936.0-978.5 (-738.4 -780.5) м за 63 минуты стояния на притоке получен непромышленный приток густой нефти.
По данным ГИС выделен один нефтяной пропласток толщиной 1.4 м.
Запасы залежи пласта В3В4 не имеют промышленного значения.
Район скважины 402.
В процессе бурения скважины 402 из интервала 986.5-1003.0 (-760.0 -776.4) м за 6 минут стояния на притоке получена смесь фильтрата с пластовой водой и пленкой нефти.
По данным ГИС выделено пять нефтяных пропластоков толщиной от 0.6-1.3 м, общей толщиной 4.8 м.
Запасы залежи пласта В3В4 к постановке на Государственный баланс не предлагаются, в связи с тем, что нефтеносность пласта установлена только по результатам интерпретации данных ГИС, а при опробовании скважины в процессе бурения, был получен незначительный приток нефти. Промышленная значимость испытанием в колонне не подтверждена.
Район скважины 404.
При испытании скважины 404 в
открытом стволе в интервале 975.7-1007.0 (-734.1
-765.4) м через 11 минут стояния на притоке получен сильногазированный фильтрат
бурового раствора.
В скважине 537 при совместном испытании в открытом стволе пластов КВ1, В3В4 и Бш1 в интервале 1038.0-1100.0 (-719.5 -774.4) м за 20 минут стояния на притоке получен слабый приток газа и газированного бурового раствора с пленкой нефти. При последующей перфорации пласта В3В4 в интервале 1070.0-1079.0 (-747.7 -755.7) м получен непромышленный приток газа и пластовой воды.
В процессе бурения скважины 538 из интервала 972.0-1012.0 (-730.2 -769.7) м за 8 минут стояния на притоке получена пластовая вода с каплями газированной нефти.
В скважинах залежи, по данным ГИС выделен один газоводонасыщенный пропласток толщиной от 0.5 до 0.9 м., и от трех до четырех водонасыщенных пропластков толщиной от 0.5 до 1.2 м.
На соседнем Одиновском месторождении промышленная нефтеносность пласта не установлена.
Верхневизейско-башкирский карбонатный НГК
Башкирский ярус
В скважинах Орловского месторождения в башкирских отложениях керн не отбирался.
Пласт C2b (Бш1)
Район скважины 404.
В скважине 537 при совместном испытании в открытом стволе пластов КВ1, В3В4 и Бш1 в интервале 1038.0-1100.0 (-719.5 -774.4) м за 20 минут стояния на притоке получен слабый приток газа и газированного бурового раствора с пленкой нефти.
По материалам интерпретации ГИС нефтегазоносность башкирских отложений не установлена.
На соседнем Одиновском месторождении из отложений башкирского яруса был поднят керн из скважин 522, 528, 518, представленный известняками тонкозернистыми, органогенными, плотными крепкими, с запахом сероводорода, участками слабонефтенасыщенными. При опробовании в процессе бурения отложений башкирского яруса в скважине 528 интервала 1011-1023 (-793.1 -805.1) м за 90 минут притока не получено. По результатам исследований промышленного нефтенасыщения не установлено.
Тульский карбонатный горизонт
Пласт C1tl (Тл1)
Терригенно-карбонатный пласт Тл1 сложен преимущественно карбонатными породами. Терригенная составляющая увеличивается от кровли к подошве пласта, что установлено при исследовании керна и подтверждается методами ГИС.
Пласт Тл1 пройден с отбором керна в скважинах 401, 402, 404 и 537 Орловского месторождения. Керн пласта представлен известняком, доломитом, алевролитом аргиллитом и песчаником. Нефтенасыщенность пласта подтверждена керном в скважинах 402, 404 и 537.
Район скважины 401.
В скважине 401, при испытании в открытом стволе пласта Тл1 совместно с пластами Тл2-а и Тл2-б1 в интервале 1442.3-1458.0 (-1237.5 -1253.0) м за 63 минуты стояния на притоке получена пластовая вода.
По данным ГИС установлено, что пласт замещен плотными породами.
Район скважины 402.
При совместном испытании пласта Тл1 в открытом стволе скважины 402 с пластами Тл2-а, Тл2-б1 и Тл2-б2 в интервале 1443.0-1464.0 (-1213.5 -1234.3) м получен безводный приток слабогазированной нефти. При последующей совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2, Бб1 в скважине 402 получена нефть дебитом 9.1 т/сут. Самостоятельно пласт в скважине 402 не испытывался.
По данным ГИС выделено два нефтенасыщенных пропластка, толщиной 0.4 и 2.4 м.
Потокометрические исследования показали, что на долю пласта Тл1 приходится 38.8% от общей работы.
УПУ по залежи принят на абс. отметке -1220.0 м по коэффициенту заполнения ловушки 0.5. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 0.6×0.5 км, высота – 10.4 м (Табл. 6.2).
В контуре нефтеносности находится 1 скважина – 402 (Граф. 14). Общая толщина пласта составляет 7.3 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 2.8 м. Доля коллектора в пласте равна 38.4 %, коэффициент расчлененности – 2.
Район скважины 404.
При совместном испытании пласта Тл1 в открытом стволе скважины 404 с пластами Тл2-а и Тл2-б1 в интервале 1461.0-1482.0 (-1219.2 -1240.2) м получен безводный приток слабогазированной нефти. В скважине 404, при совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2 получена нефть дебитом 26.46 т/сут.
При совместном испытании пласта Тл1 в открытом стволе скважины 537 с пластами Тл2-а и Тл2-б1 в интервале 1561.0-1588.0 (-1209.9 -1236.7) м получен приток газированного бурового раствора. При совместной перфорации в скважине 537 пласта Тл1 с пластом Тл2-а в интервале 1576.0-1579.5 (-1224.8 -1228.3) м приток не получен.
В пределах залежи, по данным ГИС выделено от одного до двух нефтенасыщенных пропластков, толщиной от 0.9 до 1.6 м, общей толщиной от 1.4 до 2.4 м.
Потокометрические исследования показали, что пласт Тл1 не работает.
Запасы залежи пласта к постановке на Государственный баланс не рекомендуются.
Визейский терригенный НГК
Промышленная нефтегазоносность отложений данного комплекса установлена на всех близлежащих месторождениях. На Орловском месторождении промышленно нефтеносны пласты C1tl (Тл2-а, Тл2-б2) и C1bb (Бб1).
Тульский терригенный горизонт
В отложениях тульского терригенного горизонта при детальной корреляции выделено три пласта: C1tl (Тл2-а, Тл2-б1 и Тл2-б2).
Пласт C1tl (Тл2-а)
Пласт Тл2-а освещен керном скважин 401, 402, 404, 537 и 538. Керн пласта представлен алевролитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником, Нефтенасыщенность пласта подтверждена керном в скважинах 402, 404, 537 и 538.
Район скважины 401.
В скважине 401 при испытании в открытом стволе пласта Тл2-а совместно с пластами Тл1 и Тл2-б1 в интервале 1442.3-1458.0 (-1237.5 -1253.0) м за 63 минуты стояния на притоке получена пластовая вода.
По данным ГИС выделено три
водонасыщенных пропластка, толщиной от 1.5 и
2.2 м.
Район скважины 402.
При совместном испытании пласта Тл2-а в открытом стволе скважины 402 с пластами Тл1, Тл2-б1 и Тл2-б2 в интервале 1443.0-1464.0 (-1213.5 -1234.3) м получен безводный приток слабогазированной нефти. При последующей совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2, Бб1 в скважине 402 получена нефть дебитом 9.1 т/сут.
По данным ГИС выделен один нефтенасыщенный пропласток, толщиной 1.1 м.
Потокометрические исследования показали, что на долю пласта Тл2-а приходится 27.5% от общей работы.
УПУ по залежи принят на абс. отметке -1230.0 м по коэффициенту заполнения ловушки 0.5. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 0.7×0.6 км, высота – 12.9 м.
В контуре нефтеносности находится 1 скважина – 402 (Граф. 17). Общая толщина пласта составляет 5.3 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 1.1 м. Коэффициент песчанистости – 0.208 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.
Район скважины 404.
При совместном испытании пласта Тл2-а в открытом стволе скважины 404 с пластами Тл1, Тл2-б1 в интервале 1461.0-1482.0 (-1219.2 -1240.2) м получен безводный приток слабогазированной нефти. В скважине 404, при совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2 получена нефть дебитом 26.46 т/сут.
При совместном испытании пласта Тл2-а в открытом стволе скважины 537 с пластами Тл1 и Тл2-б1 в интервале 1561.0-1588.0 (-1209.9 -1236.7) м получен приток газированного бурового раствора. При совместной перфорации в скважине 537 пласта Тл1 с пластом Тл2-а в интервале 1576.0-1579.5 (-1224.8 -1228.3) м приток не получен. При совместной перфорации в скважине 537 пласта Тл2-б2 в интервале 1578.0-1580.0 (-1226.7 -1228.7) м с пластом Тл2-а в интервале 1593.0-1595.5 (-1241.7 -1244.1) м получен непромышленный приток нефти с пластовой водой.
При совместном испытании пласта Тл2-б1 в открытом стволе скважины 538 с пластами Тл2-а и Тл2-б2 в интервале 1467.0-1483.0 (-1223.9-1239.9) м получен приток пластовой воды с каплями газированной нефти.
В скважинах залежи, по данным ГИС, выделено от двух до трех нефтенасыщенных пропластков толщиной от 0.4 до 1.4 м, и один пропласток толщиной 0.6 м с неясным насыщением.
Потокометрические исследования показали, что на долю пласта Тл2-а приходится 62.5% от общей работы.
Положение флюидального контакта (УПУ) по залежи Тл2-а предлагается принять на абс. отметке -1230.3 м по подошве нефтенасышенного прослоя скважины 537, с учетом результатов опробования. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 2.1×0.9 км, высота – 4.9 м .
В контуре нефтеносности находятся 3 скважины – 404, 537 и 538 (Граф. 17). Общая толщина пласта составляет 6.0 м, эффективная – 2.1 м, эффективная нефтенасыщенная –1.9 м. Коэффициент песчанистости – 0.350 д.ед., коэффициент расчлененности – 2.667.
Запасы залежи пласта в пределах Орловского месторождения поставлены на Государственный баланс.
Пласт C1tl(Тл2-б1)
Пласт Тл2-б1 пройден с отбором керна в скважинах 401, 402 и 404. Керн пласта представлен алевролитом, алевроаргиллитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником. Нефтенасыщенность пласта по данным керном не установлена.
Район скважины 401.
В скважине 401 при испытании в открытом скволе пласта Тл2-б1 совместно с пластами Тл1 и Тл2-а в интервале 1442.3-1458.0 (-1237.5 -1253.0) м за 63 минуты стояния на притоке получена пластовая вода.
Район скважины 402.
При совместном испытании пласта Тл2-б1 в открытом стволе скважины 402 с пластами Тл1, Тл2-а и Тл2-б2 в интервале 1443.0-1464.0 (-1213.5-1234.3) м получен безводный приток слабогазированной нефти. При последующей совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2, Бб1 в скважине 402 получена нефть дебитом 9.1 т/сут.
Район скважины 404.
При совместном испытании пласта Тл2-б1 в открытом стволе скважины 404 с пластами Тл1, Тл2-а в интервале 1461.0-1482.0 (-1219.2-1240.2) м получен безводный приток слабогазированной нефти.
При совместном испытании пласта Тл2-б1 в открытом стволе скважины 537 с пластами Тл1 и Тл2-а в интервале 1561.0-1588.0 (-1209.9-1236.7) м получен приток газированного бурового раствора.
При совместном испытании пласта Тл2-б1 в открытом стволе скважины 538 с пластами Тл2-а и Тл2-б2 в интервале 1467.0-1483.0 (-1223.9-1239.9) м получен приток пластовой воды с каплями газированной нефти.
По материалам интерпретации ГИС промышленная нефтегазоносность пласта Тл2-б1 Орловского месторождения, так же, как и соседнего Одиновского не установлена.
Пласт C1tl (Тл2-б2)
Пласт Тл2-б2 освещен керном скважин 401, 402, 404 и 538. Керн пласта представлен алевролитом, алевроаргиллитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником. Нефтенасыщенность пласта подтверждена керном в скважинах 402, 404 и 538.
Район скважины 401.
По данным ГИС выделен один водонасыщенный пропласток, толщиной 0.9 м.
Район скважины 402.
При совместном испытании пласта Тл2-б2 в открытом стволе скважины 402 с пластами Тл1, Тл2-а и Тл2-б1 в интервале 1443.0-1464.0 (-1213.5-1234.3) м получен безводный приток слабогазированной нефти. При последующей совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2, Бб1 в скважине 402 получена нефть дебитом 9.1 т/сут.
По данным ГИС выделен один нефтенасыщенный пропласток, толщиной 2.3 м.
Потокометрические исследования показали, что на долю пласта Тл2-б2 приходится 33.8% от общей работы.
УПУ по залежи принят на абс. отметке -1240.0 м по коэффициенту заполнения ловушки 0.5. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 0.6×0.5 км, высота – 10.7 м (Табл. 6.2).
В контуре нефтеносности находится 1 скважина – 402 (Граф. 20). Общая толщина пласта составляет 4.4 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 2.3 м. Коэффициент песчанистости – 0.523 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.
Район скважины 404.
В скважине 404, при совместной перфорации пластов Тл1, Тл2-а, Тл2-б2 получена нефть дебитом 26.46 т/сут.
При совместной перфорации в скважине 537 пласта Тл2-б2 в интервале 1578.0-1580.0 (-1226.7 -1228.7) м с пластом Тл2-а в интервале 1593.0-1595.5 (-1241.7 -1244.1) м получен непромышленный приток нефти с пластовой водой.
При совместном испытании пласта Тл2-б2 в открытом стволе скважины 538 с пластами Тл2-а и Тл2-б1 в интервале 1467.0-1483.0 (-1223.9 -1239.9) м получен приток пластовой воды с каплями газированной нефти.
Потокометрические исследования показали, что доля пласта Тл2-б2 составляет 37.5% от общего притока.
В скважинах залежи, по данным ГИС, выделено от одного до двух нефтенасыщенных пропластков толщиной от 0.6 до 1.3 м, и до двух водонасыщенных пропластков толщиной до 0.5 м. В скважине 538 водонасыщенные пропластки отсутствуют.
Положение флюидального контакта (УПУ) по залежи Тл2-б2 предлагается принять на абс. отметке -1244.1 м по подошве нефтенасышенного прослоя скважины 537, с учетом результатов опробования. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 2.1×0.8 км, высота – 4.8 м (Табл. 6.2).
В контуре нефтеносности находятся 3 скважины – 404, 537 и 538 (Граф. 20). Общая толщина пласта составляет 3.6 м, эффективная – 1.7 м, эффективная нефтенасыщенная –1.2 м. Коэффициент песчанистости – 0.487 д.ед., коэффициент расчлененности – 2.333.
Запасы залежи пласта в пределах Орловского месторождения поставлены на Государственный баланс.
Бобриковский горизонт
В отложениях бобриковского горизонта при детальной корреляции выделяется два пласта: Бб1 и Бб2.
Пласт C1bb (Бб1)
Пласт Бб1 пройден с отбором керна в скважинах 401, 402 и 404. Керн пласта представлен алевролитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником. По керну отмечено нефтенасыщение. Нефтенасыщенность пласта подтверждена керном в скважинах 401, 402 и 404.
Район скважины 401.
По данным ГИС выделен один нефтенасыщенный пропласток, толщиной 0.8 м, и три водонасыщенных мощностью от 0.3-2.4 м.
Запасы залежи пласта Бб1 к постановке на Государственный баланс не предлагаются, так как нефтеносность пласта установлена только по результатам интерпретации данных ГИС и их промышленная значимость испытанием в колонне не подтверждена.
Район скважины 402.
В скважине 402, при перфорации трех интервалов, с кровлей 1467.0 (-1237.3) м, подошвой 1471.0 (-1241.3) м, получен непромышленный приток нефти дебитом 0.83 т/сут. При совместном опробовании пласта Бб1 с пластами Тл1, Тл2-а и Тл2-б2 получен безводный приток нефти, но потокометрия показала, что интервал коллектора пласта Бб1 не работает.
По данным ГИС выделены два нефтенасыщенных пропластка, толщиной 1.2-1.3 м, и три водонасыщенных мощностью от 0.4-1.6 м.
Учитывая, что опробованием промышленная значимость не была подтверждена, а выделенные нефтенасыщенные интервалы пласта обладают низкими коллекторскими свойствами, запасы УВС пласта Бб1 района скважины 402 Орловского месторождения к постановке на Государственный баланс не предлагались.
Район скважины 404.
При проведении перфорации интервала 1490.0-1497.0 (-1248.2-1255.2) м в скважине 404, получена нефть дебитом 4.11 т/сут.
При перфорации в скважине 537, в интервале 1603.0-1606.0 (-1251.6-1254.6) м, получен приток пластовой воды с пленкой нефти.
В контур залежи попадают две скважины, по данным ГИС в которых выделено от трех до четырех нефтенасыщенных пропластков толщиной 1.2-3.1 м.
Положение флюидального контакта (ВНК) по залежи Бб1 предлагается принять наклонным, по результатам опробований скважин 404 и 537, с учетом проницаемых прослоев, на абс. отметке -1252.2 -1255.6 м. Залежь пластовая сводовая, с тектоническим нарушением. Размеры в пределах ВНК 2.2×1.1 км, высота – 5.1 м.
В контуре нефтеносности находятся 2 скважины – 404 и 538. Общая толщина пласта составляет 8.2 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 5.6 м. Коэффициент песчанистости – 0.687 д.ед., коэффициент расчлененности – 3.5.
На ближайшем Одиновском месторождении промышленная нефтеносность пласта Бб1 не установлена.
Пласт C1bb (Бб2)
Пласт Бб2 пройден с отбором керна в скважинах 401, 402, 404 и 538. Керн пласта представлен алевролитом, алевроаргиллитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником. Нефтенасыщенность пласта по данным керном установлена в скважинах 401, 402, 404 и 538.
Испытаний пласта в процессе бурения и опробований в колонне не проводилось.
По материалам интерпретации ГИС промышленная нефтегазоносность пласта Бб2 Орловского месторождения, так же, как и соседнего Одиновского не установлена.
Радаевский горизонт
Пласт Мл освещен керном скважин 401, 402 и 404. Керн пласта представлен алевролитом, алевроаргиллитом, аргиллитом и песчаником. Нефтенасыщенность пласта подтверждена керном в скважине 404.
Испытаний пласта в процессе бурения и опробований в колонне не проводилось.
Район скважины 401.
По материалам интерпретации ГИС отложения пласта представлены плотными породами.
Район скважины 402.
По данным интерпретации ГИС пласт представлен водонасыщенным пропластком мощностью 1.0 м.
Район скважины 404.
По данным интерпретации ГИС пласт в скважине 538 замещен плотными породами, в скважине 404 прослеживается один нефтенасыщенный пропласток мощностью 1.4 м, и один водонасыщенный - 0.6 м. В скважине 537 один 1.5 м водонасыщенный пропласток.
Запасы залежи пласта Мл соседнего Одиновского месторождения поставлены на Государственный баланс. Залежь выявлена в районе скважины 522. Из интервала перфорации 1489.0-1490.5 (-1283.9-1285.4) м получен промышленный приток нефти дебитом 3.5 т/сут.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК
Турнейский ярус
На Орловском месторождении в разрезе отложений турнейского яруса в результате детальной корреляции выделяются два самостоятельных пласта С1t (Т1 и Т2).
Пласт C1t (Т1)
Пласт Т1 залегает в кровле турнейского яруса, пройден с отбором керна в скважинах 401, 402, 404, 537 и 538. Керн пласта представлен доломитом и известняком. Нефтенасыщенность пласта по данным керном установлена в скважинах 401, 402, 404,537 и 538.
Район скважины 401.
В скважине 401, при испытании в процессе бурения пласта, в интервале 1510.0-1521.0 (-1304.3-1315.2) м, после 63 минут стояния на притоке получена пластовая вода.
По данным интерпретации ГИС пласт представлен шестью водонасыщенными пропластками мощностью от 0.4 до 1.7 м.
Район скважины 402.
При проведении перфорации пласта
Т1 скважины 402 в интервале 1510.0-1521.0
(-1280.0 -1290.9) м, получена нефть дебитом 12.2 т/сут.
По данным интерпретации ГИС пласт представлен тремя нефтенасыщенными пропластками мощностью по 0.8 м.
Положение флюидального контакта (УПУ) по залежи Т1 принято на абс. отметке -1297.0 м по коэффициенту заполнения ловушки 0.5. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 0.6×0.5 км, высота – 12.6 м (Табл. 6.2).
В контуре нефтеносности находится 1 скважина – 402 (Граф. 26). Общая толщина пласта составляет 24.5 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 2.4 м. Доля коллектора в пласте равна 9.8%, коэффициент расчлененности – 3.
Район скважины 404.
При перфорации в скважине 537 интервала 1645.0-1657.0 (-1293.2-1305.1) м, получена пластовая вода. В скважине 538, при испытании в процессе бурения пласта, в интервале 1535.0-1550.0 (-1291.8 -1306.8) м, получен приток бурового раствора.
По данным интерпретации ГИС, скважин района, пласт представлен одним нефтенасыщенным пропластками в скважине 538 мощностью 1.1 м, и от четырех до пяти водонасыщенных пропластков толщиной от 0.4 до 3.3 м.
Запасы залежи пласта в пределах Орловского месторождения поставлены на Государственный баланс.
Пласт C1t (Т2)
В скважинах Орловского месторождения, в интервале залегания пласта Т2 керн не отбирался, испытаний и опробований не проводилось.
По результатам интрепретации ГИС пласт представлен плотными породами.
Промышленная нефтеносность пласта на Орловском и соседнем Одиновском месторождениях не установлена.
Фаменский ярус
В отложениях фаменского яруса при детальной корреляции выделяется три пласта: Фм1, Фм2 и Фм3.
Пласт D3fm (Фм1)
Пласт Фм1 освещен керном скважин 401, 402 и 404. Керн пласта представлен доломитом и известняком. Керн нефтенасыщенный неравномерно (пятнами) извлечен из скважины 401.
Испытания и опробования пласта на Орловском месторождении не проводились.
По результатам интерпретации ГИС пласт представлен плотными и водонасыщенными породами, нефтегазоносность пласта не установлена.
На соседнем Одиновском месторождении промышленная нефтеносность пласта Фм1 не установлена.
Пласт D3fm (Фм2)
Пласт Фм2 пройден с отбором керна в скважине 402. Керн пласта представлен доломитом и известняком. Нефтенасыщенность пласта по данным керном не установлена.
Испытания и опробования пласта на Орловском месторождении не проводились.
По результатам интерпретации ГИС пласт представлен водонасыщенными породами, нефтегазоносность пласта не установлена.
На соседнем Одиновском месторождении запасы нефти пласта Фм2 утверждены, основанием для установления промышленной нефтеносности пласта послужило опробование в колонне скважины 529, в результате которого было получено 16.8 т/сут нефти.
Пласт D3fm (Фм3)
Пласт Фм3 освещен керном скважин 401, 402 и 537. Керн пласта представлен доломитом и известняком. Керн нефтенасыщенный извлечен из скважины 537.
По результатам интерпретации ГИС пласт представлен плотными и водонасыщенными породами, нефтегазоносность пласта не установлена.
Испытания и опробования пласта на Орловском месторождении не проводились. На соседнем Одиновском месторождении доказана промышленная нефтеносность пласта Фм3, основанием для этого послужила перфорация скважины 529, в результате которой была получена нефть дебитом 13.4 т/сут.
Франский ярус
Пласт D3fr (Фр)
Пласт Фр пройден с отбором керна в скважинах 401 и 402. Керн представлен доломитом и известняком, с признаками слабого нефтенасыщения в скважине 401. Испытания и опробования пласта на Орловском месторождении не проводились, ввиду отсутствия нефтеносности данных отложений на исследуемой площади.
Девонский терригенный НГК
Отложения девонского терригенного нефтегазоносного комплекса представлены в объеме тиманского (Д0) и пашийского (Д1) горизонтов.
Тиманский горизонт
Пласт D3tm (Д0)
Пласт Д0 освещен керном скважин 401, 402 и 404. Керн пласта представлен алевролитом, алевроаргиллитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником. Нефтенасыщенность пласта по данным керна установлена в скважинах 401, 402 и 404.
Район скважины 401.
В скважине 401, при испытании в процессе бурения пласта Д0, в интервале 2013.5-2030.0 (-1804.4 -1820.9) м, после 9 минут стояния на притоке получен приток нефти. При проведении последующей перфорации пласта в интервале 2023.5-2025.5 (-1814.4-1816.4) м, получен приток газированной нефти дебитом 6.91 т/сут.
По данным интерпретации ГИС пласт представлен одним нефтенасыщенным пропластком мощностью 1.9 м. Водонасыщенных пропластков в толще пласта выявлено не было.
Положение флюидального контакта (УПУ) по залежи Д0 предлагается принять на абс. отметке -1816.3 м по подошве нефтенасыщенного прослоя. Залежь пластовая сводовая. Размеры в пределах УПУ 0.9×0.4 км, высота – 1.9 м (Табл. 6.2).
В контуре нефтеносности находится 1 скважина – 401 (Граф. 29). Общая толщина пласта составляет 5.2 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины равны 1.9 м. Коэффициент песчанистости – 0.365 д.ед., коэффициент расчлененности – 1.000.
Район скважины 402.
В скважине 402, при совместном испытании в процессе бурения пластов Д0 и Д1, в интервале 2055.3-2066.0 (-1824.4 -1835.1) м, после 64 минут стояния на притоке получен фильтрат бурового раствора с обильной пленкой нефти. При проведении перфорации пласта Д0 в интервале 2055.0-2058.5 (-1824.1 -1827.6) м, получена техническая вода.
По данным интерпретации ГИС пласт представлен одним нефтенасыщенным пропластком мощностью 0.6 м, промышленная значимость не установлена.
Район скважины 404.
В скважинах 404, 537 и 538 при совместном испытании в процессе бурения пластов Д0 и Д1, притоки с признаками газонефтепроявлений не получены.
По данным интерпретации ГИС пласт представлен одним нефтенасыщенным пропластком в скважине 404 мощностью 0.4 м, с неустановленной промышленной значимостью. В скважине 537 пласт представлен плотными породами, характер насыщения пласта в скважине 538 неясен.
На ближайшем Одиновском месторождении промышленная нефтеносность установлена в пласте D3tm (Д0). Продуктивность пласта Д0 доказана опробованием скважин, результатами интерпретации промыслово-геофизических исследований и керновым материалом.
Пашийский горизонт
Пласт D3ps (Д1)
Пласт Д1 освещен керном скважин 401, 402 и 404. Керн пласта представлен алевролитом, аргиллитом, песчаником и алевропесчаником. Слабо нефтенасыщенный керн извлечен из скважины 402.
В скважинах 402, 404, 537 и 538 при совместном испытании в процессе бурения пластов Д0 и Д1, притоки с признаками газонефтепроявлений не получены.
На соседнем Одиновском месторождении промышленная нефтеносность пласта Д1 не установлена.
По результатам интерпретации ГИС пласт представлен плотными и водонасыщенными породами, нефтегазоносность пласта не установлена.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Орловского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 19z2541/19П0459/6885 от 19.11.2019 г. Насонова Т.С., Миронова Е.О., Фазиуллина Ю.А., и др. 2020
Следующее Месторождение: Марковское