Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1985
Источник информации: РГФ_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 6.76 км²
Судановское нефтяное месторождение
В административном отношении Судановское нефтяное месторождение расположено в Октябрьском и Чернушинском районах Пермского края, в 40 км к востоку от г. Чернушки (рис.1.).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края
В тектоническом отношении Судановское месторождение приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода.
Судановское месторождение открыто в 1985 году поисковой скв. 506 Жуковской разведочной площади, в результате испытания которой установлена промышленная нефтеносность тульского горизонта (пласт Тл2-б) и турнейского яруса (пласт Т1).
Первый оперативный подсчет запасов выполнен в 1985 году (Протокол ЦКЗ МНП №25 от 26.03.1986).
В результате поисково-разведочного бурения в период 1986-1988 годов на Жуковской площади открыты залежи нефти на Анастасьинском, Гординском, Евдокимовском куполах (Протокол ЦКЗ МНП №20 от 15.03.1988) и Мосягинском куполе (Протокол ЦКЗ МНП №34 от 27.03.1990).
Судановское месторождение введено в разработку в 1988 году. За весь период разработки месторождения было составлено пять проектных технологических документов (ПТД) на разработку: «Технологическая схема разработки Судановского месторождения» выполнена институтом «ПермНИПИнефть» в 1990 г., «Анализ разработки Судановского месторождения», выполнен институтом «ПермНИПИнефть» в 1996 г., «Анализ разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (южная группа месторождений), выполнен институтом ООО «ПермНИПИнефть» в 2004 г., «Технологическая схема разработки Судановского нефтяного месторождения», «Дополнение к технологической схеме разработки Судановского месторождения».
Месторождение находится в 5 км восточнее крупного разрабатываемого Павловского месторождения нефти, на котором имеется развитая производственная инфраструктура (сборный пункт нефти, УППН и т.д.)
В 40 км к западу от месторождения проходит автомобильная дорога Пермь – Чернушка. В южной части района проходит участок Свердловской железной дороги с ближайшими станциями: Щучье Озеро, Чад.
В орографическом отношении Судановское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Европейской равнины, на южном окончании Сылвинского кряжа, на водоразделе рек Тюй и Ирень. Рельеф местности представляет собой возвышенную холмистую равнину, глубоко расчлененную долинами небольших рек, склоны и водоразделы которых осложнены овражной сетью и карстовыми формами.
Судановское нефтяное месторождение согласно схеме нефтегазогеологического районирования территории Пермского края отнесено к Чернушинской зоне нефтегазонакопления, нефтегазоносному району юго-восточного борта ККСП, нефтегазоносной области Камско-Кинельской системы прогибов, Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [32]. Территория Пермского края расположена в северо-восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Судановского месторождения изучен по материалам структурного и глубокого поисково-разведочного бурения.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Судановского месторождения приводится по результатам послойного изучения керна, палеонтологических определений и данных промыслово-геофизических исследований.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 года, каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 году.
Геологический разрез Судановского
месторождения изучен на глубину 2215 м
(скв. 506) по разрезам структурных, поисково-разведочных и эксплуатационных
скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной
и пермской систем, перекрытыми четвертичными отложениями (Граф. 1)
Протерозойская группа – PR
Вендский комплекс – V
Вендский комплекс представлен алевролитами слоисто-слюдистыми, плитчатыми и песчаниками, крупнозернистыми, участками с выпотами нефти. Вскрытая толщина комплекса составляет от 15 до 48 м.
Палеозойская группа – PZ
Девонская система – D
Отложения системы залегают на породах вендского комплекса со стратиграфическим несогласием, представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
Живетский ярус – D2g
В течение почти всей среднедевонской эпохи и раннефранского времени существовала обширная зона мелководного шельфа. Живетский ярус сложен терригенными породами: алевролитами, песчаниками, аргиллитами толщиной от 7 до 13 м.
Верхний отдел – D3
Представлен франским и фаменским ярусами.
Франский ярус – D3f
Нижний подъярус – D3f1
Нижнефранский подъярус сложен породами пашийского и тиманского горизонтов.
Пашийский горизонт – D3ps
Начало пашийского времени охарактеризовалось широким развитием прибрежно-морских фаций, среди которых существенную роль играли дельтовые и фации опресненных лагун, о чем свидетельствует отсутствие типично морской фауны, косоволнистая и горизонтальная слоистость. Отложения пашийского горизонта толщиной от 4 до 5.9 м представлены алевролитами, песчаниками и аргиллитами.
Тиманский горизонт – D3tm
В ходе развития пашийской и тиманской трансгрессий прибрежно-морские фации сменялись фациями мелководного шельфа. Нижняя часть тиманского горизонта представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов, верхняя часть – известняки с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина горизонта 14.9-17 м.
Начавшийся в позднетиманское время карбонатный тип осадконакопления охарактеризован существенными изменениями палеоструктурного плана, широким развитием доманиковых и рифовых фаций и возникновением Камско-Кинельской системы прогибов. В пределах последних, на протяжении позднедевонско-турнейского времени периодически существовали мелководные и относительно глубоководные фации, а также карбонатно-рифовые массивы.
Средний подъярус – D3f2
Среднефранский подъярус сложен породами саргаевского и доманикового горизонтов.
Саргаевский горизонт – D3sr
Саргаевский горизонт представлен известняками серыми и коричневато-серыми, глинистыми. Толщина горизонта 5-7 м.
Доманиковый горизонт – D3dm
Доманиковый горизонт представлен известняками темно-серыми, почти черными, битуминозными, глинистыми, с прослоями глинисто-битуминозных сланцев. Толщина горизонта от 23 до 35 м.
Верхний подъярус – D3f3
Карбонатные породы верхне-франского яруса – это известняки серые и светло-серые с коричневатым оттенком, тонко- и мелкозернистые, органогенно-детритовые с прослоями аргиллита. Доломиты серые с коричневатым оттенком, в различной степени известковистые, с прослойками аргиллитов с включениями ангидрита, толщиной 66-271 м. На бровке мелководного шельфа и по периферии палеоподнятий развиты водорослевые известняки – это массивные породы, слагающие водорослевую часть органогенных построек, выделенные в рифовую фацию.
Фаменский ярус – D3fm
Отложения фаменского яруса представлены известняками серыми и светло-серыми, мелко-среднезернистыми, местами пористыми, в различной степени доломитизированными. Доломиты светло - и коричневато-серые, разнозернистые, иногда мучнистые, прослоями мелкозернистые, с прослоями аргиллита, с включениями гипса. Толщина отложений 215.7-379.7 м. Они накапливались в основном в зарифовом мелководье одновременно с ростом рифов. К проницаемым разностям пород приурочена промышленные залежи нефти (пласт Фм1).
Каменноугольная система – C
Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел – C1
Турнейский ярус – C1t
Отложения турнейского яруса представлены известняками темно-серыми и коричневато-серыми, мелко- и среднезернистыми, прослоями органогенно-обломочными, неравномерно нефтенасыщенными. Из комплекса фауны отмечены членики криноидей, фораминиферы, водоросли, брахиоподы, остракоды. К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласт Т1). Толщина яруса 48.5-128.9 м.
Визейский ярус – C1v
Визейский терригенный комплекс включает отложения кожимского и окского надгоризонта. Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами.
Кожимский надгоризонт – C1kzh
В объеме кожимского надгоризонта выделяют радаевский и бобриковский горизонты.
Радаевский горизонт – C1rd
Радаевский горизонт сложен алевролитами, аргиллитами и песчаниками, характеризующиеся сильной литологической изменчивостью по площади. В связи с началом новой трансгрессии, распространившейся с юго-востока, территория превращается в прибрежную равнину, наклоненную к юго-востоку и периодически заливавшуюся морем. К проницаемым разностям пород приурочены промышленная залежь нефти (Мл). Толщина горизонта 6-16.9 м.
Бобриковский горизонт – C1bb
В бобриковское время преобладали прибрежно-морские условия с пышным расцветом растительности, свидетельствующие о существовании гумидного климата. Региональный юго-восточный наклон территории задал направление речным потокам. Речные долины получают в это время максимальное развитие. Бобриковские отложения представлены алевролитами темно-серыми, волнистослоистыми, разнозернистыми, аргиллитами углистыми, песчаниками серыми, мелкозернистыми, участками нефтенасыщенными. К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласты Бб1, Бб2). Толщина бобриковского горизонта 26-43 м.
Окский надгоризонт – C1ok
Окский надгоризонт представлен тульским горизонтом и нерасчлененной толщей пород.
Тульский горизонт – C1tl
В раннетульское время территория имела унаследованные прибрежно-морские условия образования осадков, на которые указывает наличие растительных остатков и частое литологическое чередование составляющих пород с преобладанием песчаных образований. Интенсивность привноса песчаного материала палеореками, так характерного для бобриковского времени, в тульское время значительно ослабевает. Породы тульского горизонта представлены двумя пачками: карбонатной и терригенной.
Терригенная пачка сложена алевролитами, песчаниками кварцевыми. Песчанистые и алевритистые разности нефтенасыщенны. К проницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласты Тл2-а, Тл2-б). Толщина горизонта изменяется от 13 до 31.5 м. Позднетульское время характеризуется началом визейской трансгрессии нормально-морского бассейна, сменой терригенного литогенеза на карбонатный. В конце тульского времени накапливались карбонатные и терригенно-карбонатные осадки, причем с постепенным увеличением мощности первых в юго-восточном направлении, что соответствовало общему наклону Русской платформы в этом направлении, где в течение всего тульского времени сохранялся унаследованный морской бассейн. Карбонатные отложения накапливались вплоть до протвинского времени включительно.
Карбонатная пачка представлена известняками серыми, доломитами темно-серыми, трещиноватыми; алевролитами серыми и песчаниками серыми, мелкозернистыми. Толщина изменяется от 12.6 до 28.8 м. Мощная карбонатная толща окского надгоризонта сложена доломитами светло-серыми с желтоватым и коричневатым оттенками, плотными и крепкими, пелитоморфными, часто кавернозными, с включениями кальцита. Известняками светло-серыми, почти белыми, плотными, не крепкими, мелкозернистыми, толщиной 101.2-303.1 м.
Серпуховский ярус – C1s
Серпуховский ярус сложен известняками светло-серыми, почти белыми, мелко и среднезернистыми, сахаровидными, прослоями органогенно-обломочными с прослоями доломитов, толщиной 26-132.6 м.
Средний отдел – C2
С конца протвинского времени и в ранне-башкирское время происходит общее обмеление и регрессия морского бассейна, в котором формировались обломочные карбонатные отложения и конгломерато-брекчии.
Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – C2b
В новый этап трансгрессии в башкирское время были развиты отложения мелководно-морской фации. В раннебашкирский период накопление осадков началось с конгломератов и конгломерато-брекчий, слагающих основание разреза яруса, и закончилось образованием известняков. Известняки светло-серые, разнозернистые, органогенно-обломочные, крепкие с включениями и прослоями доломита и кремня, участками нефтенасыщенные. В конце башкирского времени происходит общий подъем территории, который привел к размыву верхней части отложений башкирского яруса, что подтверждается сокращением толщины пачки окремнелых известняков, залегающих в его кровле. Толщина яруса 25.8-80.4 м.
Московский ярус – C2m
Верейский горизонт – C2vr
В московское время верейский этап геологического развития характеризуется новой трансгрессией моря. Мелководно-морские фации представлены известняками серыми и светло-серыми, мелко-и тонкозернистыми, плотными, крепкими, глинистыми, прослоями органогенно-обломочными, пористые разности нефтенасыщенны, с фауной брахиопод, члеников, криноидей, мшанок, фораминифер, остракод, спикул, губок. Терригенный материал в морских отложениях обязан активной суше, расположенной на западе за пределами исследуемой территории. Толщина верейского горизонта 48.6-60.2 м.
Каширский горизонт – C2ks
Трансгрессия московского моря достигла максимального развития в каширское время. В условиях стабилизировавшегося мелководного моря происходило формирование слабопроницаемых пород путем накопления карбонатных осадков. Породы представлены известняками светло-серыми, коричневато-серыми органогенно-обломочными и детритусовыми, глинистыми, песчанистыми. Доломитами светло-серыми, тонко- и мелкозернистыми с прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина 52.3-82 м.
Подольский горизонт – C2pd
В подольское время формирование слабопроницаемых пород происходило в условиях мелководного моря, где отлагались исключительно карбонатные осадки. Известняки светло-серые и желтовато-серые, мелкозернистые, плотные, крепкие, доломитизированные в разной степени, с прослоями доломитов и аргиллитов темно-серых, толщиной 59.9-106.1 м.
Мячковский горизонт – C2mc
Мячковский горизонтпредставлен доломитами светло-серыми, коричневато-серыми, мелкозернистыми, плотными, крепкими, участками окремнелыми, с включениями ангидрита. Известняками серыми и светло-серыми, детритовыми, мелкозернистыми, плотными, крепкими с перекристаллизованной фауной. Толщина – 45.6 до 91.6 м.
Верхний отдел – С3
В позднем карбоне морской бассейн несколько обмелел, и в периодически засолонявшейся среде, накапливались известково-доломитовые илы. Доломиты с подчиненными прослоями известняков. Доломиты серые и светло-серые, мелко- и тонкозернистые, плотные и крепкие, участками слабо-известковистые, с включениями гипса. Известняки серые почти бурые, тонко- и мелкозернистые, плотные и крепкие, органогенные с включениями кремня. Толщина составляет 91.7-173 м.
Пермская система – P
Отложения пермской системы представлены нижним отделом.
Нижний отдел – Р1
В начале раннепермского этапа происходил усиленный горообразовательный процесс в Уральской геосинклинали. Отложения пермского возраста представлены нижним отделом, которому соответствуют: ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.
Ассельский – P1a + Сакмарский ярусы – P1s
Ассельско-сакмарские отложения представлены доломитами серые с различными оттенками, плотными, крепкими, часто окремнелыми, преобладают пелитоморфно-зернистые разности, встречаются органогенно-обломочные с включениями гипса и ангидрита. Известняки светло-серые и коричневато-серые, плотные, крепкие, в различной степени доломитизированные с большим количеством остреевидных кораллов. Толщина от 137 до 218.4 м.
Артинский ярус – P1ar
В артинский век ранее существовавшие литофациальные зоны переместились на запад в соответствии с новым продвижением предгорного прогиба в сторону Русской платформы. В артинское время в лагунно-морской обстановке с повышенной соленостью накапливались известняки и доломиты с включениями гипса и ангидрита. Доломиты от светло-серых до темно-серых, мелкозернистые, участками глинистые, пористые, кавернозные, оолитовые, и органогенно-обломочные. Известняки серые прослоями слабо окремнелые, участками мелкопористые и органогенно-детритовые частью доломитизированные. Толщина составляет 145-183 м.
Кунгурский ярус – P1k
В кунгурский век сформировалась региональная карбонатно-сульфатная толща. Кунгурский ярус представлен филипповским и иренским горизонтами. Отложения представлены в верхней части ангидритами голубовато-серыми и голубыми, кристаллическими с маломощными прослоями доломитов и глин с включениями гипса. Доломитово-ангидритовая толща с прослоями глин и включениями гипса. Доломиты светло серые и известняки доломитизированные с прослоями гипса и мергелей. Толщина составляет 94.6-146 м.
Уфимский ярус – Р1u
Уфимский ярус представлен соликамским и шешминским горизонтом. Отложения представлены в верхней части – глины, алевролиты, песчаники; в нижней части – переслаивание доломитов серых и темно-серых, пелитоморфных, участками глинистых; известняков желтовато- и коричневато серых, мергелей, песчаников зеленовато-серых, глин коричневатых, алевролитов коричневато-серых. Толщина составляет 102-180 м.
С шешминского времени наступил преимущественно континентальный режим развития, завершившийся общим подъемом территории и размывом ранее отложившихся образований.
Кайнозойская группа – KZ
Четвертичная система – Q
Четвертичные отложения на рассматриваемой территории распространены повсеместно и залегают на размытой поверхности верхнепермских пород. На водораздельных и склоновых частях рельефа они сложены преимущественно глинами, суглинками, брекчием и щебнем элювиального и делювиального происхождения. Речные (аллювиальные) отложения приурочены, в основном, к долинам рек и представлены песками, глинами, галечниками и суглинками. Толщина отложений до 20 м.
В результате рассмотрения основных этапов истории геологического развития с учетом литолого-фациальной принадлежности можно констатировать, что на протяжении всей палеозойской эры неоднократно возникали условия, благоприятные для накопления мощных терригенных толщ, содержащих как глинистые, так и песчано-алевролитовые комплексы пород. Зоны максимального развития терригенного комплекса пород палеозоя являются наиболее благоприятными для нефтегазообразования, а наличие выдержанных по площади песчаных коллекторов способствует миграции углеводородов по региональному подъему пластов.
Тектоническое строение
В современном региональном тектоническом плане Судановское месторождение приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющей северный склон Башкирского свода. Башкирский свод, в пределах которого расположена рассматриваемая площадь является сложнопостроенной структурной формой (Рис. 2.). Наиболее четко свод выделяется по кровле девонских и каменноугольных отложений. Ширина вала на юге 25-30 км, на севере, в районе Таныпского поднятия, 10-15 км. Вал прослеживается по всем горизонтам верхнего палеозоя.
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края
В геологическом разрезе района работ выделяются два крупных структурных комплекса: кристаллический фундамент и осадочный чехол.
Кристаллический фундамент на территории Судановского месторождения по данным сейсморазведки залегает на глубине 7-7.8 км и погружается в северо-западном направлении.
Осадочный чехол включает верхнепротерозойский и палеозойский комплексы пород, залегающие на размытой поверхности фундамента.
Палеозойский структурный этаж наиболее полно изучен бурением, включает в себя отложения от среднедевонских (живетский ярус) до нижнепермских (уфимский ярус). В палеозойское время территория развивалась в платформенных условиях. Формированию толщи предшествовал интенсивный размыв территории, полностью уничтоживший породы каледонского цикла.
С живетского времени на исследуемой площади осадконакоплением происходило в прибрежно-морских условиях, периодически сменявшихся обстановками мелководного шельфа.
С конца среднефранского времени и до начала каменноугольного периода на месте современного положения Чернушинского вала формировался прогиб с амплитудой 10-15 м. В нижнем карбоне на месте прогиба образовался вал с амплитудой до 10-15 м. Начиная с окского времени и до конца башкирского века происходил заметный (5-10 м) рост вала. К началу кунгурского века амплитуда вала достигала 15-20 м. Локальные поднятия, расположенные в пределах Чернушинского вала, формировались в то же время, что и вал в целом.
Начавшийся в позднетиманское время карбонатный тип осадконакопления, охарактеризовавшийся существенными изменениями палеоструктурного плана. В южных районах начинают накапливаться более глубоководные осадки по сравнению с северными районами, что было вызвано погружением восточного края платформы. Разная глубина морского бассейна послужила причиной разной скорости накопления осадков.
С конца турнейского века произошла регрессия моря и общий подъем территории. В визейский век территория развивалась в прибрежно-морских условиях, что объясняет сильную литологическую изменчивость, как по площади, так и по разрезу.
Наступившая в конце тульского времени трансгрессия моря привела к смене обстановок осадконакопления на мелководно-морские с карбонатным литогенезом.
Позднекаменноугольная эпоха геологического развития характерная дальнейшим обмелением и засолением моря. В карбонатах преобладали доломитовые отложения с включением гипса и ангидрита.
Позднепермская эпоха характеризуется ускоренным переходом к преобладанию континентального режима геологического развития.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Судановское месторождение нефти открыто в 1985 году поисковой скважиной 506 Жуковской разведочной площади, в результате испытания которой установлена промышленная нефтеносность тульского горизонта (пласт Тл2-б) и турнейского яруса (пласт Т1).
В 2011 году выполнен оперативный пересчет запасов Судановского месторождения по результатам проведения сейсморазведочных работ, новых лабораторных исследований керна, новых глубинных проб нефти (Протокол Роснедра №18/96-пр от 14.08.2012).
В 2016 году был выполнен оперативный подсчет запасов Северо-Судановской структуры по результатам бурения поисковой скважины 561 (Протокол Роснедра №03-18/77-пр от 04.05.2016) [29, 36].
В границах Судановского месторождение выделено шесть куполов: Анастасьинский, Гординский, Евдокимовский, Мосягинский, Северо-Судановский и Судановский.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Судановском месторождении промышленно нефтеносны: визейский терригенный нефтегазоносный комплекс (пласт Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Т1, Фм1).
Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводилась, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с привлечением кавернометрии (ДС), с учетом исследований керна и результатов испытаний скважин.
Обоснование положения водонефтяных контактов (условных подсчетных уровней) проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе. При обосновании ВНК, предпочтение отдавалось условно вертикальным скважинам.
Следует отметить, что положение утвержденных водонефтяных контактов (УПУ) обосновывались по результатам испытаний скважин в разведочный период. В настоящей работе, в связи с необеспеченностью запасами по ряду залежей, отметки флюидальных контактов пересматривались на основании данных нового бурения, обобщения результатов бурения прошлых лет, переинтерпретации ГИС.
Характеристики залежей Судановского месторождения представлены в таблицах 6.2 и 6.3. Далее приводится характеристика залежей углеводородов, выделенных в разрезе Судановского месторождения.
Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
В отложениях верейского яруса выделен пласт В3В4 на Северо-Судановском куполе.
Пласт C2vr (В3В4)
Верхняя часть пласта В3В4керном не представлена.Эффективную нефтенасыщенную часть пласта составляют известняки органогенно-детритовые, детритовые песчаниковидные детритово-фораминиферовые. Породы слоистые, неравномерно пористые. Коллекторские свойства по данным керна невысокие. Общая толщина пласта составляет 14.7 м.
Нефтеносность пласта В3В4 определена по ГИС и подтверждена результатами испытания в процессе бурения скв. 561, где при испытании в открытом стволе в интервале глубин 1001.5 - 1035.5 м (-784.3…-818.2) м за 9 минут получена смесь газированной нефти и фильтрата бурового раствора в объеме 0.37 м3.
Условный подсчетный уровень (УПУ) по залежи определен на абсолютной отметке -809.3 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка, выделенного по ГИС.
Запасы залежи не имеют промышленного значения и не учтены Государственным балансом (НИЗ 6 тыс. т нефти).
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса.
В результате проведенной детальной корреляции окско-кожимской толщи выделено пять пластов (Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл). Промышленная нефтеносность на Судановском месторождении установлена на Анастасьинском, Гординском, Евдокимовском, Мосягинском, Северо-Судановском и Судановском куполах.
Тульский горизонт
В разрезе терригенных отложений тульского горизонта на месторождении выделены два проницаемых пласта: Тл2-а и Тл2-б.
Пласт Тл2-а залегает в верхней части терригенной пачки тульского горизонта. В пределах пласта выделены две нефтяные залежи на Анастасьинском и Мосягинском куполах (Граф. 11).
Пласт C1tl (Тл2-а)
Эффективная нефтенасыщенная часть пласта сложена алевролитами крупно- и разнозернистыми, с прослоями песчаников в скв. 523, алевролитами мелко-крупнозернистыми (скв. 524_2) и песчаниками мелкозернистыми (скв. 605).
В пределах контура залежи пробурено 5 скважин и боковой ствол скважины 524.
Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 524, 625, 628.
В
скв. 524 при
совместном испытании с пластом Тл2-б из интервала перфорации 1400-1403,5 м
(-1183,5-1187 м) получен приток нефти дебитом 32,8 т/сут и воды
дебитом 1,38 м3/сут
на штуцере 5 мм. В скв. 625 из интервала перфорации 1541,5-1546,5 м
(-1188,4-1193,3 м) получен безводный приток нефти дебитом 2,7 т/сут.
В предыдущем пересчете запасов ВНК обоснован и утвержден на абсолютной отметке -1193 м по результатам опробования скв. 625, по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя.
После оперативного пересчета запасов 2011 года в скв. 628 проведен дострел пластов Тл2-а и Тл2-б (05-07.01.2015), при совместном испытании пластов из интервала перфорации 1430,2-1430,23 м (-1182,64-1182,7 м) получен приток нефти дебитом 2,8 т/сут и воды 7,9 м3/сут.
В продуктивной части залежи пробурено 5 скважин, которые вскрыли нефтяную зону пласта, скважин в водонефтяной зоне пласта нет, в водонасыщенной зоне пласта пробурена скв.614.
Предлагается понизить положение водонефтяного контакта до абсолютной отметки -1196,3 м на основании данных ГИС скв.614.
В скв.614 кровля водонасыщенного коллектора пласта Тл2-а определена по данным ГИС на абсолютной отметке -1196,3 м.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,9 х 0,8 км, высота 16,5 м.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 0,8 м до 4,6 м. Среднее значение коэффициент песчанистости составляет 0,34 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,7 ед.
Мосягинский купол
В пределах контура залежи пробурено 18 скважин. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 523, 615, 626, 752, 755, в которых получена нефть дебитом от 1,9 до 24,4 т/сут.
В скв. 626 при совместном испытании с пластом Тл2-б из интервала перфорации 1474-1476 м (-1188,9-1190,9 м) получен приток нефти дебитом 1,9 т/сут и воды дебитом 0,4 м3/сут.
Новые экспуатационные скважины 700, 701, 702, 703, 704, 751, 752, 753, 754, 755 по данным ГИС вскрыли нефтяную часть пласта Тл2-а и подтвердили ранее принятый уровень подсчета запасов.
В скважине 752 при перфорации интервала 1571,0-1575,0 м (-1176,2-1179,6 м) получен приток нефти дебитом 18,7 т/сут, воды - 3,7 м3/сут. В скважине 755 из интервала открытого ствола с а.о.-1169… -1174,8 получен приток нефти дебитом 24,4 т/сут, воды – 8,3 м3/сут.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,3 х 1,3 км, высота 27,6 м.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 0,6 м до 3,4 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,218 д. ед., коэффициента расчлененности – 1,9 ед.
Пласт C1tl (Тл2-6)
Пласт Тл2-б приурочен к подошве тульского горизонта.
На Судановском месторождении в пределах пласта Тл2-б выделяется пять залежей нефти на Анастасьинском, Гординском, Мосягинском, Северо-Судановском и Судановском куполах.
Коллекторами нефтяной части пласта на Судановском, Мосягинском и Гординском куполах являются преимущественно алевролиты песчанистые и песчаные, прослоями песчаники мелкозернистые, на Анастасьинском куполе песчаники мелкозернистые с прослоями алевролитов (низкопроницаемых), на Северо-Судановском куполе – песчаники мелкозернистые, с зернами средней размерности (в верхней и нижней частях), в средней части с прослоями алевролитов разнозернистых с глинистыми прожилками, с точечными вкраплениями карбонатов, с включениями и гнездами пирита.
Анастасьинский купол
В пределах контура залежи пробурено 5 скважин и боковой ствол скважины 524.
Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 524, 624, 628.
В скв. 524 при совместном испытании с пластом Тл2-а из интервала перфорации 1406,5-1409 м (-1190-1192,5 м) получен приток нефти дебитом 32,8 т/сут и воды дебитом 1,38 м3/сут на штуцере 5 мм. В скв. 624 из интервала перфорации 1463-1466 м (-1202,1-1205,1 м) получен безводный приток нефти дебитом 1,5 т/сут.
В предыдущем пересчете запасов ВНК утвержден на абсолютной отметке -1207 м по результатам опробования скв.624, с учетом подошвы нефтенасыщенного прослоя на а.о. - 1206,9 м.
После оперативного пересчета запасов 2011 года в скв. 628 проведен дострел пластов Тл2-а и Тл2-б (05-07.01.2015), при совместном испытании пластов из интервала перфорации с абсолютных отметок -1184,94-1185 м, -1196,44-1196,5 м получен приток нефти дебитом 2,8 т/сут и воды -7,9 м3/сут.
В продуктивной части залежи пробурено 5 скважин, которые вскрыли нефтяную зону пласта, скважин в водонефтяной зоне пласта нет, в водонасыщенной зоне пласта пробурена скв.614.
Предлагается понизить положение водонефтяного контакта до абсолютной отметки -1208,1 м на основании данных ГИС скв.614.
В скв.614 кровля водонасыщенного коллектора пласта Тл2-б определена по данным ГИС на абсолютной отметке -1208,1 м.
После оперативного пересчета
запасов в контуре залежи пробурен боковой ствол в скв.524, по данным ГИС
подошва нефтенасыщенного прослоя определена на абс. отм.
-1198,1м.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,9 х 0,8 км, высота 16,8 м.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 2,4 м до 8,1 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,394 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,8 ед.
Гординский купол
В
предыдущем подсчете запасов ВНК утвержден на абсолютной отметке
- 1217,2 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 540, с
учетом результатов опробования.
В скв. 540 из интервала перфорации 1463-1466 м (-1214-1217 м) получен приток безводной нефти дебитом 11,5 т/сут на 5 мм штуцере.
При опробования бокового ствола скв.540 из интервала -1200.7-1202.7 м получен приток безводной нефти дебитом 34.9 т/сут (дата испытаний 04.04.2013).
Скважина 540 и боковой ствол вскрыли нефтенасыщенную часть пласта Тл2-б. Уровень флюидального контакта предлагается оставить как условный подсчетный уровень (УПУ) на утвержденной абсолютной отметке -1217,2 м.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,8 х 0,8 км, высота 16,5 м.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 3,2 м до 5,2 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,394 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,5 ед.
Мосягинский купол
В пределах контура залежи пробурено 15 скважин. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 523, 615, 626, 751 в которых получена нефть дебитом от 1,9 до 27,3 т/сут.
После пересчета запасов на площади купола пробурено 9 эксплуатационных скважин 700, 701, 702, 703, 704, 751, 752, 753, 754.
В
предыдущем подсчете запасов ВНК утвержден на абсолютной отметке
- 1197,8 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 626, с
учетом результатов опробования.
В
скв. 626 при совместном испытании с пластом Тл2-а из интервала перфорации
1481-1483 м (-1195,9-1197,9 м) получен приток дебита нефти 1,9 т/сут и дебита
воды
0,4 м3/сут. В скв. 176 из интервала перфорации 1383,6-1390 м (-1197,3-1203,7 м)
получен приток пластовой воды дебитом 0,5 м3/сут.
ВНК предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке -1197.8 м .
Залежь нефти пластового сводового, литологически ограниченного типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,3 х 1,1 км, высота 27 м.
Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 1,0 м до 4,2 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,202 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,2 ед.
В контуре нефтеносности пробурена поисковая скважина 561. Промышленная нефтеносность пласта доказана по результатам опробования в колонне скважины 561.
При опробовании из интервалов перфорации 1420.0-1422.0 (-1202.4-1204.4), 1424.0-1426.0 (-1206.4-1208.4), 1428.5-1431.0 (-1210.9-1213.4) получен приток нефти дебитом 12.2 т/сут при dшт=3 мм. УПУ залежи определен с учетом коэффициентов заполнения разведанных залежей Судановского месторождения.
ВНК предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке -1227 м.
Эффективная и эффективная
нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности составляет 5,6 м.
Значение коэффициента песчанистости составляет
0,463 д. ед., коэффициента расчлененности – 6 ед.
Судановский купол
В пределах контура залежи пробурено 10 скважин и 1 боковой ствол. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 506, 508, 509 601 в которых получена нефть дебитом от 0,82 до 10,8 т/сут.
После пересчета запасов на площади купола пробурен 1 боковой ствол в скв.630.
ВНК предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке -1216.7 м по результатам интерпретации материалов ГИС скв.509, с учетом результатов опробования.
В скв. 509 из интервала перфорации 1506-1508 м (-1215,6-1217,5 м) получен дебит нефти 0,82 т/сут и дебит воды 0,94 м3/сут.
В скв.509 подошва нефтенасыщенного прослоя определена по данным ГИС на отметке -1216.7 м. Также уровень ВНК подтверждается результатами интерпретации материалов ГИС в скв.508, где кровля водонасыщенного прослоя определена на отметке -1217.5 м. Притоки безводной нефти при опробовании в колонне получены в скв.506, 508 и 601.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,5 х 1,0 км, высота 26,4 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 1,4 м до 3,5 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 м до 3,2 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,230 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,2 ед.
Бобриковский горизонт
Пласт C1bb (Бб1)
На Судановском месторождении в пределах пласта Бб1 выделяется четыре залежи нефти на Евдокимовском, Мосягинском, Северо-Судановском и Судановском куполах (Граф. 17).
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном. Эффективную часть пласта представляют песчаники мелкозернистые слабо алевритистые, и меньше песчаники алевритистые и алевритовые; породы слабо глинистые с выделениями карбонатов.
Евдокимовский купол
В пределах контура залежи пробурено 6 скважин. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 525, 603, 604, 607, в которых получена нефть дебитом от 1,0 до 14,6 т/сут.
ВНК предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке -1240 м по результатам интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробования скв.525, 603, 604 и 607.
В скв.603 и 611 по данным ГИС подошвы нефтенасыщенных прослоев выделены на отметках -1240 м. В скв.530 кровля водонасыщенного прослоя по ГИС выделена на отметке -1241 м.
Приток безводной нефти был получен в скв.525, дебит нефти составил 14.6 т/сут на 5мм штуцере. В скв.607 с отметки -1238.3 м получен приток нефти дебитом 5.4 т/сут и дебит воды 0.7 м3/сут.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,2 х 0,8 км, высота 21,2 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 4,9 м до 7,9 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,0 м до 7,9 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,354 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,7 ед.
Мосягинский купол
В предыдущем подсчете запасов ВНК утвержден на абсолютной отметке - 1208 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 606, с учетом результатов опробования.
В скв. 606 из интервалов перфорации 1541-1546 м (-1196,1-1201 м), 1547-1549 м (-1202-1203,9 м) получен дебит нефти 2,4 т/сут и дебит воды 0,4 м3/сут.
В скв.523, 606, 627 по данным ГИС подошвы нефтенасыщенных прослоев определены на отметках - 1208 м, - 1208 м, - 1211,8 м.
Эксплуатационные скважины 701, 702, 703, 754 по данным ГИС вскрыли в нефтяной части пласта прослои, обводненные в результате разработки. В скв.752 по данным ГИС подошва нефтенасыщенного прослоя определена на отметке -1210 м, кровля водонасыщенного прослоя на отметке - 1211 м.
В скв.627 изменен характер насыщения прослоя 1506,2 - 1510 м (-1208 - 1211,8 м), в прошлом пересчете указанный прослой характеризовался как водонасыщенный, в настоящем пересчете как нефтенасыщенный (НВ с Кн =74,9%), что позволило понизить уровень контакта.
ВНК залежи имеет сложную поверхность и предлагается принять абсолютных отметках -1208-1211.8 м по результатам интерпретации материалов ГИС с учетом результатов опробования.
Северо-Судановский купол
Залежь вскрыта одной скв.561. Промышленная нефтеносность пласта доказана результатом опробования в колонне скважины 561.
Нефтеносность пласта подтверждена результатами опробования в колонне скв.561, где в интервале абс. отметок -1223.5…-1229.8 м с учетом проницаемых по ГИС прослоев получен приток нефти дебитом 21.8 т/сут (рассчитанный по КП). Водонасыщенный по ГИС прослой в скважине определяется на отметке -1232.3 м.
ВНК предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке -1232.3 м по кровле водонасыщенного прослоя, выделенного по ГИС.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,4 х 0,4 км, высота 8,8 м.
Судановский купол
В пределах контура залежи пробурено 7 скважин и 1 боковой ствол. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 602, 621, 630, в которых получена нефть дебитом от 2,8 до 8,5 т/сут.
После пересчета запасов на площади купола пробурен 1 боковой ствол в скв.630.
ВНК предлагается оставить утвержденным на абсолютной отметке -1228.4 м по результатам интерпретации материалов ГИС учетом результатов опробования скв.630.
В скв. 630 из интервала перфорации 1547-1554 м (-1223-1230 м) получен дебит нефти 3,3 т/сут и дебит воды 0,2 м3/сут.
В скв.630 по данным ГИС подошва нефтенасыщенного прослоя определена на отметке -1228,4 м. В скв.508 по данным ГИС кровля водонасыщенного прослоя определена на отметке -1230,9 м.
Эффективные толщины и эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 1,8 м до 9,8 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,383 д. ед., коэффициента расчлененности – 3,5 ед.
Пласт C1bb (Бб2)
На Судановском месторождении в пределах пласта Бб2 выделяется одна залежь нефти на Евдокимовском куполе.
Евдокимовский купол
В пределах контура залежи пробурено 4 скважины. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 525, 603 в которых получена нефть дебитом от 4,0 до 11,8 т/сут.
ВНК предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке - 1249 м. Отметка ВНК соответствует подошве нефтенасыщенного прослоя в скв.603, и кровле водонасыщенного прослоя в скв.607, определенным по данным ГИС.
В скв. 603 из интервала перфорации 1592,5-1595,4 м (-1246,1-1249 м) получен дебит нефти 4,0 т/сут и дебит воды 1,2 м3/сут.
В скв.525 из интервала перфорации 1509-1516,5 м (-1235,1-1242,2 м) получен приток безводной нефти 11.8 т/сут (dшт=5 мм).
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,8 х 0,7 км, высота 15,0 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 3,8 м до 14,4 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 м до 7,9 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,500 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,0 ед.
Радаевский горизонт
Пласт C1rd (Мл)
На Судановском месторождении в пределах пласта Мл выделяется одна залежь нефти на Евдокимовском куполе. На куполе в пределах пласта керн не отбирался.
Евдокимовский купол
В пределах контура залежи пробурено 3 скважины. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 604, 610 в которых получена нефть дебитом от 3,2 до 5,4 т/сут.
В
предыдущем подсчете запасов ВНК утвержден на абсолютной отметке
- 1269,7 м, соответствующей подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 610, с
учетом результатов опробования.
В скв. 610 из интервала перфорации 1514-1518,5 м (-1246,1-1249 м) получен приток нефти дебитом 3,2 т/сут и дебит воды 0,4 м3/сут.
В скв. 604 из интервала перфорации 1489,5-1496,5 м (-1240,5-1247,5 м) получен приток нефти дебитом 5,4 т/сут и воды 0,7 м3/сут.
Уровень флюидального контакта предлагается оставить как условный подсчетный уровень (УПУ) на утвержденной абсолютной отметке - 1269,7 м.
Залежь нефти пластового сводового, литологически ограниченного типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,7 х 0,7 км, высота 29,7 м.
Эффективные толщины и эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 1,6 м до 6,4 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,481 д. ед., коэффициента расчлененности – 1,7 ед.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского и фаменского ярусов.
Турнейский ярус
Пласт C1t (Т1)
На Судановском месторождении в пределах
пласта Т1 выделяется пять залежей нефти на Анастасьинском, Гординском,
Мосягинском, Северо-Судановском и Судановском куполах (Граф. 26).
Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном на куполах
Мосягинском (скв. 523, 605), Анастасьинском
(скв. 524, 624), Гординском (скв. 540), Судановском (скв. 506, 602) и
Северо-Судановском (скв. 561). Эффективную часть пласта, нефте- и
водонасыщенную образуют известняки биоморфные, детритово-биоморфные
водорослевые разности.
Анастасьинский купол
В пределах контура залежи пробурено 6 скважин и боковой ствол в скважине 524.
Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 524, 524_2, 625, 628 и 629.
После пересчета запасов на площади купола пробурен 1 боковой ствол в скв. 524.
ВНК предлагается оставить утвержденным на абсолютной отметке -1261 м, по результатам опробования и с учетом данных ГИС скв.524.
В скв. 524 из интервала перфорации 1464 - 1484 м (-1247,3-1267,4 м) получен приток безводной нефти дебитом 30 т/сут (dшт=5 мм).
В скв. 629 при опробовании интервала -1246 - 1260.8 м получен приток нефти с незначительным количеством воды (Qн=1.6 т/сут, Qв=0.1 м3/сут), что также подтверждает уровень ВНК. Нефтеносность залежи также доказана опробованием скв.628 (Qн=3.3 т/сут, Qв=0.3 м3/сут).
При
опробовании бокового ствола 524_2 из интервала перфорации 1539-1549 м
(-1248,2-1254,5 м) получен приток нефти дебитом 10 т/сут и дебит воды 1,7
м3/сут.
Залежь нефти пластово-массивного типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,8 х 0,7 км, высота 17,4 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 7,1 м до 15,6 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,5 м до 9,2 м. Доля коллектора – 42,1%, коэффициент расчлененности – 11,1 ед.
Гординский купол
В пределах контура залежи пробурена скважина 540 и боковой ствол в скважине 540. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважины 540. После пересчета запасов на площади купола пробурен 1 боковой ствол в скв. 540.
ВНК предлагается принять на утвержденной абсолютной отметке -1268.2 м по результатам опробования скв.540 с учетом результатов интерпретации материалов ГИС.
Приток нефти дебитом 2.9 т/сут и воды - 1.9 м3/сут получен при опробовании интервала -1264.8…-1276.4 м. Учитывая данные интерпретации материалов ГИС подошва последнего нефтенасыщенного прослоя вскрыта на отметке -1268.2 м, а кровля водонасыщенного прослоя на отметке -1269.6 м.
Залежь нефти пластово-массивного типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,8 х 0,7 км, высота 11,5 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 10,2 м до 11,2 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,0 м до 6,3 м. Доля коллектора – 39,9%, коэффициент расчлененности – 15 ед.
Мосягинский купол
В предыдущем пересчете запасов ВНК утвержден на абсолютной отметке -1261 м по результатам опробования скв. 523, с учетом отметки нижней дыры перфорации.
В скв. 523 из интервала перфорации 1508-1518 м (-1251,3-1261,3 м) получен приток безводной нефти дебитом 9,5 т/сут. В скв. 523 подошва нефтенасыщенного прослоя по данным ГИС определена на а.о. -1259 м, в интервале пласта Т1 водонасыщенные прослои не выделяются. В начальный период эксплуатации в скв.605, 606, 615, 627 проведено опробование выше отметки ВНК (до абсолютных отметок -1250 м, -1246м, -1252м, 1245,8м).
ВНК предлагается принять на утвержденной абсолютной отметке -1261 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 12,5 м до 21,4 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 м до 17,4 м. Доля коллектора – 65,3%, коэффициент расчлененности – 9,2 ед.
Северо-Судановский купол
В контуре нефтеносности пробурена скв.561. Промышленная нефтеносность пласта доказана результатом опробования в колонне скважины 561.
При опробовании из интервала перфорации 1475-1492 (-1257,4-1274,3) получен приток нефти дебитом 0,71 т/сут (рассчитанный по КП). В скв. 561 подошва нефтенасыщенного прослоя определяется по данным ГИС на а.о.-1274,1 м. Водонасыщенные прослои по данным ГИС не выделяются.
УПУ предлагается оставить на утвержденной абсолютной отметке -1274,1 м.
Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности составляет 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м. Доля коллектора – 40,3%, коэффициент расчлененности – 12 ед.
Судановский купол
В пределах контура залежи пробурено 10 скважин и 1 боковой ствол 630_2. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважин 506, 508, 509, 608, 621, 622, 623, 630_2, в которых получена нефть дебитом от 2,1 до 16,3 т/сут.
После пересчета запасов на площади купола пробурен 1 боковой ствол в скв.630.
В скв. 506 из интервала перфорации 1522-1544 м (-1248,3-1270,3 м) получен приток безводной нефти дебитом 16,3 т/сут при штуцере 5мм.
В скв. 621 из интервала перфорации 1518-1523 м (-1269,7-1274,7 м) получен приток нефти дебитом 2,3 т/сут и воды дебитом 0,5 м3/сут. В скв. 621 по данным ГИС подошва нефтенасыщенного прослоя определена на а.о. -1270.7 м, а кровля водонасыщенного прослоя на а.о -1272.1 м.
ВНК предлагается оставить на утвержденной отметке -1272 м по результатам опробования скв.621.
Залежь нефти пластового сводового типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,6 х 1,0 км, высота 25,4 м.
Эффективные толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 7,2 м до 13,6 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 м до 13,0 м. Доля коллектора – 42,3%, коэффициент расчлененности – 11,7 ед.
Фаменский ярус
Пласт D3fm (Фм1)
На Судановском месторождении в пределах пласта Фм1 выделяется две залежи нефти на Мосягинском и Северо-Судановском куполах (Граф. 29).
Коррелирование фаменской карбонатной толщи проведено на основании комплексного использования традиционных методов сопоставления разрезов по промыслово-геофизическим данным с использованием данных литолого-фациального и циклостратиграфического анализа материалов бурения фаменских продуктивных отложений на Енапаевской площади, выполненного в лаборатории литологии и стратиграфии в Центре исследования керна и пластовых флюидов филиала «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть». В результате работ выделены проницаемые пласты Фм1, Фм 2, Фм3, Фм4, Фм5 и построены схемы корреляции (Граф.6). Пласты разделены пачками плотных карбонатных пород.
Предложенная корреляция принята на соседних месторождениях: Шароновское пласты Фм1, Фм2, Фм3, Фм4; Павловское - Фм1, Фм2, Фм3, Фм4; Светлогорское - Фм1, Фм2, Фм4; Габышевское - Фм1, Фм2.
Мосягинский купол. Открытие залежи
В 2017 г. пробурена эксплуатационная скв.702, вскрывшая фаменские отложения. Продуктивность отложений доказана результатами опробования в колонне скважины 702.
В скв. 702 из интервала перфорации 1570-1575 м (-1301,4-1306,3 м) получен приток нефти дебитом 38,83 т/сут, воды дебитом 1,16 м3/сут на штуцере 4 мм.
По данным ГИС в скв. 702 подошва нефтенасыщенного прослоя определена на а.о -1306,2 м, водонасыщенные прослои в интервале пласта Фм1 не выделены. Толщина пласта Фм1 составляет 49,4 м.
Уровень флюидального контакта предлагается принять как условный подсчетный уровень (УПУ) на абсолютной отметке -1320 м, по данным геологического моделирования, с учетом расчетного коэффициента заполнения ловушек.
Коэффициент заполнения ловушки (Кзап) является расчетным значением. Кзап Мосягинского купола предлагается принять по аналогии с Кзап Северо-Судановского купола равным 0.6 д. ед.
Залежь нефти пластово-массивного типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,0 х 0,9 км, высота 17,6 м.
Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности составляет 1,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 1,8 м. Доля коллектора – 3,6 %, коэффициент расчлененности – 3 ед.
Северо-Судановский купол
Залежь вскрыта скв.561. Промышленная нефтеносность пласта Фм1 доказана результатами опробования скважины в колонне, совместно с пластами Фм2 и Фм3. В результате в интервале отметок -1339.2…-1356.9 м получен приток нефти дебитом 4.91 т/сут (дебит рассчитан по КП).
УПУ по залежи предлагается принять на отметке -1356.9 м, по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя, вскрытого при опробовании. Воды при опробовании не получено, поэтому положение контакта принимается как УПУ.
Залежь нефти пластово-массивного типа. В пределах контура нефтеносности размеры залежи составляют 0,8 х 0,6 км, высота 17,7 м.
Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности составляет 2,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина – 2,3 м. Доля коллектора – 5,8 %, коэффициент расчлененности – 4 ед.
Пласт D3fm (Фм2)
Северо-Судановский купол
Нефтеносность пласта Фм2 установлена по результатам опробования в колонне скв.561, совместно с пластом Фм1 и Фм3 интервала -1382.8…-1389.1 м, где получен приток нефти дебитом 4.91 т/сут (дебит рассчитан по КП).
Ввиду незначительных размеров и малых нефтенасыщенных толщин, залежь не имеет промышленного значения.
Пласт D3fm (Фм4)
Северо-Судановский купол
Нефтеносность пласта Фм4 установлена по результатам опробования в колонне в скв.561, совместно с пластом Фм5. При опробовании из интервала -1467.2…-1503.1 м получен приток нефти дебитом 1.19 т/сут, после повторной СКО приток составил 0.55 т/сут (дебит рассчитан по КП).
Ввиду получения незначительного притока нефти залежь промышленного интереса не представляет.
Мосягинский купол
В скв.702, вскрывшей отложения
пласта Фм4 при испытании в интервале отметок
-1450…-1459.5 м был получен приток нефти средним дебитом 1 т/сут. Эффективная
нефтенасыщенная толщина в скважине 1.5 м.
Ввиду получения незначительного притока нефти и малых нефтенасыщенных толщин залежь промышленного интереса не представляет.
Пласт D3fm (Фм5)
Северо-Судановский купол
Нефтеносность пласта Фм5 доказана результатом опробования в колонне скв.561, совместно с пластом Фм4. При опробовании из интервала -1526.1…-1532.8 м получен приток нефти дебитом 1.19 т/сут, после повторной СКО приток составил 0.55 т/сут (дебит рассчитан по КП).
Ввиду получения незначительного притока нефти, малой эффективной нефтенасыщенной толщины – 1.7 м и низких ФЕС, залежь не представляет промышленного интереса.
Мосягинский купол
В скв.702, вскрывшей отложения пласта Фм5 при испытании в интервале отметок
-1508…-1523.6 м был получен приток воды с пленкой нефти.
Ввиду получения незначительного притока нефти и малых нефтенасыщенных толщин залежь не представляет промышленного интереса.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Судановского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Мягкова Т.П., Мельник Е.Е., Плотников А.В., и др. 2020
Следующее Месторождение: Сундурско-Нязинское