Месторождение: Чернушинское (ID: 37333)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Болото

Стадия разработки: Добыча

Год открытия: 1985

Источник информации: ПП_2020г.+2023г.

Метод открытия:

Площадь: 7.13 км²

Описание

Чернушинское месторождение

Чернушинское месторождение в административном отношении находится в Чернушинском районе Пермского края, в пределах Чернушинского (лицензия ПЕМ 12491 НЭ от 18.06.2004 г.) сроком до 19 июля 2041 г и Западно-Чикулаевского (лицензия ПЕМ 02596 НР от 21.07.2016 г.) лицензионное соглашение выдано на право поисков, разведки и добычи углеводородного сырья на срок до 21.07.2041 г. ). Месторождение находится в старом нефтяном районе в 6 км юго-западнее от Павловского газонефтяного месторождения, запасы которого утверждены ГКЗ (рис.1.).

Рис. 1.Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2019

В тектоническом отношении Чернушинское месторождение расположено на территории Южно-Чернушинской структуры и приурочено к Капканской зоне поднятий, осложняющей северо-западный склон Башкирского свода.

К глубокому разведочному бурению Чернушинское месторождение подготовлено сейсморазведкой: на Чернушинской площади с 1970 г. проводились сейсморазведочные работы партиями 11/71-72, 11/72-73, 11/73-74, 25/74-75, 11/81, 11/84 и 11/83.

Месторождение открыто в 1985 году поисковой скважине 368, промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях среднего и нижнего карбона (пласты Бш1 и Т1) и терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл2-а и Бб2).

Связь с г. Пермь осуществляется по асфальтированному шоссе Пермь-Чернушка – Куеда – Уфа, и по электрифицированной железной дороге Екатеринбург-Казань. Основным населенным пунктом в районе является г. Чернушка. Существует также достаточно густая сеть грунтовых и улучшенных дорог, соединяющих населённые пункты.

Население района, в основном, занято в сельском хозяйстве и в нефтедобывающей промышленности. По национальному составу среди населения преобладают русские, меньший процент составляют удмурты, башкиры, чуваши, татары.

В геоморфологическом отношении исследуемая территория представляет холмисто-грядовую равнину, осложненную сетью оврагов, речных долин и ручьев. Крутизна холмов и берегов рек 5˚-17˚. Перепад абсолютных отметок колеблется от плюс 115 м до плюс 215 м.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Геологический разрез Чернушинского месторождения изучен по материалам структурного и глубокого бурения. Поисковой скважиной 368 разрез вскрыт до вендских отложений на глубину 2206 м и представлен породами девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми отложениями четвертичного возраста. Отложения венда и девона вскрыты только в скв. 368 и 389, скв. 369 вскрыла башкирские отложения.

Литологическое описание и стратиграфическое расчленение разреза пермской системы проводилось 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 схемы Русской платформы» от 1988 года с поправками, принятыми 1990 г.

Протерозойская группа -PR

Вендский комплекс-V

Вендскому этапу геологического развития предшествовал длительный период континентального перерыва осадконакопления, в связи с этим терригенные отложения венда трансгрессивно, с угловым несогласием залегают на образованиях рифея. На Чернушинском месторождении вендские отложения представлены алевролитами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, переслаивающиеся с песчаниками серыми. Наибольшая вскрытая толщина комплекса составляет 49 м в скв. 389.

Палеозойская группа - PZ

В раннепалеозойское время в результате общего подъема и интенсивного размыва были полностью снивелированы породы ордовика, силура, нижнего и частично среднего девона. В связи с этим, отложения девона со стратиграфическим несогласием залегают на породах венда и представлены средним и верхним отделами.

Девонская система – D

Средний отдел – D₂

Живетский ярус – D₂zv

Отложения яруса представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками, толщина отложений изменяется от 10 до 13 м.

Верхний отдел – D₃

Верхнедевонские отложения представлены франским и фаменским ярусами.

Франский ярус – D₃f

Разрез франского яруса включает терригенные отложения пашийского и тиманского горизонтов, а также толщу карбонатных осадков, выделяемую в объеме саргаевского, доманикового горизонтов и толщу верхнефранского подъяруса.

Нижний подъярус – D₃f₁

Пашийский и тиманскийгоризонты – D₃p +D₃tm

Отложения представлены аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников. Кровля терригенной пачки является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ III. В позднетиманское время установились мелководные условия осадконакопления. Произошла смена преимущественно терригенного литогенеза на карбонатный. Верхняя часть тиманского горизонта сложена известняками. Общая толщина подъяруса составляет 21-27 м.

Средний подъярус – D₃f₂

Саргаевский и Доманиковый горизонты – D₃sr + D₃dm

Отложения относятся к известняковому и кремнисто-битуминозно-известняковому подтипам, представлены известняками плотными, крепкими, местами битуминозными, глинистыми. Толщина саргаевского горизонта 8-9м, доманикового – 18-20м.

Верхний подъярус – D₃f₃

Отложения верхнефранского подъяруса относятся к доломито-известняковому подтипу и представлены известняками и доломитами. Толщина карбонатных отложений подъяруса изменяется от 189 до 244 м.

Фаменский ярус – D₃fm

Породы фаменского возраста относятся к доломито-известняковому подтипу и представлены известняками, прослоями доломитизированными, окремнелыми и доломитами. Толщина яруса изменяется от 252 до 347 м.

Каменноугольная система – C

Каменноугольная система включает нижний, средний и верхний отделы.

Нижний отдел – C₁

Нижний отдел карбона подразделяется на турнейский, визейский и серпуховский ярусы.

Турнейский ярус - C₁t

Ярус сложен известняками тёмно-серыми и коричневато-серыми, мелко- и среднезернистыми. К проницаемым разностям пород приурочены промышленные залежи нефти (пласт Т1+Т2). Кровля яруса является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ II^п. Толщина отложений 52-60 м.

Визейский ярус - C₁v

Породы визейского возраста несогласно залегают на турнейских отложениях, и представлены кожимским и окским надгоризонтами.

Кожимский надгоризонт C₁kzh

Включает в себя радаевский и бобриковский горизонты.

Радаевский горизонт - C₁rd

Породы горизонта сложены алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Отложения радаевского горизонта характеризуются литологической неоднородностью. К проницаемым разностям пород приурочена промышленная залежь нефти (пласт Мл). Толщина отложений 14-24 м.

Бобриковский горизонт - C₁bb

Бобриковские отложения представлены чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. К горизонту приурочена промышленная нефтеносность (пласты Бб1и Бб2). Толщина отложений 15-22 м.

Окский надгоризонт - C₁ok

Окский надгоризонт выделен в объёме тульского горизонта и нерасчленённой толщи алексинского, михайловского и веневского горизонтов.

Тульский горизонт - C₁tl

Породы тульского горизонта делятся на две пачки: нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную.

Для терригенной пачки характерно частое литологическое чередование аргиллитов, алевролитов и песчаников. К проницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласты Тл2-а и Тл2-б). Толщина терригенной части тульских отложений 17 -20м. Кровля терригенной пачки тульского горизонта является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ II^к.

Карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми, серыми, тонкозернистыми. Толщина карбонатной пачки 21-23 м.

Алексинский, михайловский и веневский горизонты (C1al+mh+vn)

Нерасчленённая толща верхней части окского надгоризонта сложена известняками и доломитами общей толщиной 209-242м.

Серпуховский ярус - C₁s

Породы представлены известняками светло-серыми мелко- и среднезернистыми с прослоями доломитов толщиной 40-68м.

Средний отдел – C₂

Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус – C₂b

Между отложениями серпуховского и башкирского ярусов наблюдается перерыв в осадконакоплении в связи с общим обмелением и регрессией моря. Разрез представлен светло-серыми известняки с прослоями доломитов и кремня. К проницаемым разностям пород принадлежат залежи нефти (пласт Бш1+ Бш2). Кровля башкирского яруса является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ I^п.

Толщина башкирских отложений 57-67 м.

Московский ярус – C₂m

Московский ярус подразделяется на верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.

Верейский горизонт – C₂vr

Верейский горизонт представлен известняками серыми мелко- и тонкозернистыми, глинистыми толщиной 55-59 м. К проницаемым разностям пород принадлежит залежь нефти (пласт В3В4).

Каширский горизонт - C₂ks

Горизонт сложен светло-серыми известняками и доломитами с прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина 49-55 м.

Подольский горизонт - C₂pd

Отложения представлены известняками с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина 96-108 м.

Мячковский горизонт - C₂mc

Доломиты светло-серые с включениями ангидрита и известняки светло-серые детритовые с перекристализованной фауной. Толщина 76-105 м.

Верхний отдел – С₃

Доломиты с подчинёнными прослоями известняков, с включениями гипса. Известняки тонко- и мелкозернистые с включениями ангидрита. Толщина 94-162м.

Пермская система – P

Отложения пермского возраста представлены нижним отделом, которому соответствуют: ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы.

Ассельский – P₁a + Сакмарский ярусы – P₁s

Нерасчлененные отложения сакмарского и ассельского ярусов представлены доломитами с включениями гипса и ангидрита и известняками в различной степени доломитизированными. Толщина ассельско-сакмарских образований 179-222м.

Артинский ярус – P₁ar

Ярус сложен известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина 90-124 м.

Кунгурский ярус – P₁k

Представлен филипповским - P₁fl и иренским - P₁ir горизонтами общей толщиной 47-63м. Филипповский горизонт сложен доломитами и известняками с прослоями гипса и мергеля. Особенностью иренского горизонта является наличие 7 пачек, представленных чередованием сульфатных и карбонатных пород.

Уфимский ярус – P₁u

Выделяется в объёме соликамского горизонта и сложен переслаивающимися доломитами, известняками, мергелями, глинами и алевролитами толщиной 40-110м.

Кайнозойская эратема - KZ

Четвертичная система – Q

Четвертичные отложения распространены повсеместно и покрывают более древние нижележащие породы, залегая на них с большим стратиграфическим несогласием. Представлены суглинками, глинами, песками с галькой уральских пород. Толщина отложений до 34м.

Разрез месторождения является типичным для Волго-Уральской провинции и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых сверху комплексом четвертичных осадков.

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т1+Т2), терригенных отложениях визейского яруса (пласты Мл, Бб2, Бб1, Тл2-б, Тл2-а) и карбонатных отложениях башкирского яруса (пласт Бш1+Бш2) и верейского горизонта (пласт В3В4).

Тектоника

Чернушинское месторождение расположено на территории Южно-Чернушинской структуры и приурочено к Капканской зоне поднятий, осложняющей Башкирский свод (Рис.2.).

Рис.2. Выкопировка из тектонической карты

Глубина залегания кристаллического фундамента в районе работ составляет 8-10 км. Кристаллический фундамент характеризуется сложным блоковым строением, в различной степени влияющим на структуру осадочного чехла. На поверхности фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегают верхнепротерозойские, палеозойские и четвертичные отложения.

Поверхность девонских терригенных пород (III отражающий горизонт) залегает в виде слабонаклоненной моноклинали, создавая несоответствие тиманского и нижнекаменноугольного структурных планов, что характерно для структур, расположенных в пределах бортовой зоны Камско-Кинельской системы впадин.

Территорию Пермского края с северо-востока на юго-запад пересекает Камско-Кинельская система впадин (ККСВ). К бортовой зоне этого тектонического элемента приурочено исследуемое месторождение. Особенностью строения площади является развитие органогенных построек верхнедевонско-турнейского возраста. По комплексу сейсморазведки и бурения установлено, что Южно-Чернушинская структура является сквозным тектоническим поднятием, предположительно осложненным аккумулятивным телом девонского возраста, а также франско - фаменскими органогенными постройками, с амплитудой облекания по ОГ II^П- 28 м.

Активизация тектонической деятельности в конце турнейского и начале визейского века привела в кожимско-тульское время к подъему всей территории и смене карбонатного осадконакопления терригенным. В радаевское и бобриковское время на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. В тульское время мелководный морской бассейн занимает всю изучаемую территорию, уменьшается количество обломочного материала и интенсивность эрозионной речной деятельности.

В конце тульского времени начался процесс опускания всей территории, образовавшийся региональный тектонический наклон юго-восточного направления сохранился до протвинского времени включительно.

В начале московского века колебательные движения переменного знака на фоне общего погружения привели к трансгрессии моря с юго-востока. В позднекаменноугольную эпоху продолжалось медленное погружение всей территории. Дальнейшее формирование Южно-Чернушинской структуры носит унаследованный характер с выполаживанием вверх по разрезу структурных планов среднекаменноугольных и пермских отложений.

Особенность развития изучаемого месторождения можно проследить по картам основных маркирующих горизонтов. Приуроченность опорных отражений к стратиграфическим границам следующая:

ОГ I^к - отражение от кровли верейских отложений

ОГ I^П–отражение от кровли башкирских отложений;

ОГ II^к - отражение от кровли тульских терригенных отложений

ОГ II^П–отражение от кровли турнейских отложений;

По геофизическому материалу всех пробуренных скважин определены границы всех маркирующих горизонтов.

По мере получения дополнительной информации менялось представление о тектоническом строении месторождения. Так, по результатам сейсмики 1986 года с редкой сетью профилей Южно-Чернушинская структура представляла собой изометричное куполовидное поднятие, оконтуренное изогипсой минус 840 по башкирским отложениям, минус 1200 по тульским терригенным отложениям и минус 1260 по турнейским отложениям.

По результатам сейсмических исследований методом 3D в 2012 г. установлено, что структура продолжается в северо-восточном направлении и по нижнекаменноугольным отложениям состоит из двух поднятий_- ранее выделенного южного и вновь выделенного менее амплитудного северного, разделённых небольшим понижением в рельефе в районе скв. 338 и 340. По среднекаменноугольным отложениям происходит выполаживание структуры в северо-восточном направлении.

По кровле турнейского яруса размеры структуры в пределах замыкающей изогипсы минус 1270 м составляют 4.9 х 2.2 км, амплитуда 58 м. Структурная карта по кровле тульских терригенных отложений в общих чертах повторяет карту по кровле турнейских карбонатных отложений, но поднятия выполаживаются, расширяясь по площади и уменьшаясь по амплитуде. Общие размеры структуры в пределах замыкающей изогипсы минус 1205 м составляют 4.1 х 1.9 км, амплитуда 40 м.

По кровле башкирского яруса происходит выполаживание структурной поверхности. Общие размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы минус 835 м составляют 3.0 х 2.2 км, амплитуда 28 м. По данным работы [54] склоновые части структуры осложнены палеокарстом, что отобразилось в изрезанности структурной поверхности.

По кровле верейского горизонта происходит дальнейшее выполаживание структуры при сохранении её простирания и общих черт строения. Общие размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы минус 790 м составляют 3.0 х 2.0 км, амплитуда 27 м.

По реперу НГК поднятие локализовано со смещением сводовой части к востоку.

В результате изучения тектонического строения установлено:

1. Южно-Чернушинское поднятие является структурой облекания турнейско-фаменских отложений и прослеживается от турнейских до пермских отложений.

2. Геологическое строение рассматриваемой площади обусловлено структурно-фациальными особенностями верхнедевонско- турнейского комплекса осадков.

3. Отмечается несоответствие структурных построений по горизонтам карбона и терригенного девона.

4. Происходит выполаживание каменноугольных структур от турнейских отложений вверх по разрезу.

На структурной карте по пермским отложениям происходит смещение сводовой части поднятия к востоку.

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Чернушинское месторождение расположено в Чернушинском районе Пермского края, в пределах Чернушинского (лицензия ПЕМ 12491НЭ от 18.07.2004 г.) и Западно-Чикулаевского (лицензия ПЕМ 02596 НР от 21.07.2016 г.) лицензионных участков. Лицензионные соглашения выданы на срок до 21.07.2041 г.

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Чернушинском месторождении промышленно нефтеносны четыре: верейский терригенно-карбонатный (пласт В3В4), верхневизейско-башкирский (пласты Бш1 и Бш2), визейскийтерригенный (пласты Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1, Т2) комплексы. Кроме этого нефтепроявления различной интенсивности отмечены из каширско-гжельского нефтегазоносного комплекса (подольский и каширский горизонты).

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, ННК-т) и кавернометрии (ДС) с учетом исследований керна и результатов испытаний. В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. В карбонатных отложениях реперами являются уплотненные глинистые известняки.

Обоснование положения флюидальных контактов проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин .

Геометризация пластов проведена согласно трехмерному геологическому моделированию в программе IRAP RMS.

Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов на основе карт по отражающим горизонтам I^К, I^П,II^К, II^П.

Схема обоснования ВНК показана на графических приложениях 89, 90.

Каширско-гжельский нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления различной интенсивности отмечены из подольского и каширского горизонтов. На Чернушинском месторождении из скв. 385 поднят неравномерно нефтенасыщенный керн. При опробовании подольских отложений получены незначительные притоки нефти в скважинах 368, 369, 385, в скважине 371 притока не получено.

При опробовании каширских отложений получены незначительные притоки нефти в скважинах 369, 389, в скважинах 368, 386 притока не получено. Нефтенасыщенный керн поднят из скважин 350, 368, 371, 384, 386 – это известняки от слабо- и неравномерно нефтенасыщенных до содержащих выпоты нефти.

Отложения подольского и каширского горизонтов требуют дальнейшего изучения. Промышленная нефтеносность в подольских отложениях установлена на Деткинской структуре Павловского месторождения (газовая залежь). Промышленная нефтеносность в каширских отложениях установлена на Куединском валу (Шагиртско-Гожанское, Красноярско Куединское месторождения).

Верейский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс

Верейский горизонт

Пласт В3В4

Пласт В3В4 выделяется в подошве верейского горизонта на всей территории Пермского края. Из соседних месторождений промышленные залежи в нём выявлены на Павловском и Калмиярском месторождениях. В кровле и подошве верейский пласт ограничен толщей аргиллито-алевролитовых пород до 10 и 6 м.

Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 317, 334, 368, 369, 385. По данным макроописаний эффективная часть пласта сложена известняком коричневым, фораминиферовым (песчаниковидным), с обломками раковин, водорослей, криноидей, пористым, нефтенасыщенным, с включениями кремня.

Общая толщина пласта В3В4 изменяется от 13.1 до 17.7 м, составляя в среднем
15.4 м. Коэффициент расчлененности – 4.1 доля коллектора – 0.26. Эффективная толщина изменяется от 1.3 до 6.0 м, среднее значение – 4.1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0.5 до 6.0 м при среднем значении 3.9 м.

Залежь нефти расположена в пределах ЛУ ПЕМ 12491 НЭ. ВНК принят на абсолютной отметке минус 810 м, обоснованный насыщением по ГИС в скважинах 304, 342, 368, 386, а также подтверждается результатами испытания пласта в скважинах 369, 384, 385.

Залежь по типу пластовая сводовая, размеры в пределах внешнего контура 2.2х1.8 км. Наивысшее положение на структуре занимает скважине 309 - минус 786.1 м, этаж нефтеносности составляет 23.9 м. Площадь водонефтяной зоны занимает 47% от общей, в её пределах находится 10 скважин, где нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.5 до 6.0 м.

Верхневизейско-башкирский нефтегазоносный комплекс

Башкирский ярус

Пласт Бш1+Бш2

В отложениях башкирского яруса по данным ГИС выделяются проницаемые пласты Бш1 и Бш2, объединённые в подсчётный объект Бш1+Бш2, залегающий ниже стратиграфической кровли башкирского яруса на 2-5 м. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 317, 334, 369, 385, 386. По данным макроописаний, эффективная часть пласта сложена известняком коричневато-серый полидетритовым доломитистым, пористым, неравномерно нефтенасыщенным, с битумом по порам.

Пласт Бш1+Бш2 имеет повсеместное распространение. Общая толщина пласта при колебаниях от 17.4 до 36.3 м, в среднем равна 31.1 м. Коэффициент расчлененности- 11.9, доля коллектора – 0.34. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1.1 до 17.0 м, составляя в среднем 10.7 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 0.5 до 12.8 м, составляя в среднем 6.7 м.

Залежь нефти расположена в пределах ЛУ ПЕМ 12491 НЭ (Граф. 16). ВНК обоснован на отметке минус 842 м по результатам опробования скважин испытателем пластов в колонне (скв.371, 386) и данными ГИС (Граф. 89). Отметка ВНК утверждена ГКЗ.

Залежь пластовая сводовая литологически экранированная с размерами 2.3х1.8 км, наивысшее положение на структуре занимает скважие 309 (-810.7 м), этаж нефтеносности- 31.3м. Площадь водонефтяной зоны занимает 99%.

Залежь разрабатывается с 1987г. в пределах ЛУ ПЕМ 12491 НЭ.

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса. В результате проведенной детальной корреляции выделено пять пластов (Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2 и Мл), имеющих промышленное значение.

Тульский горизонт

В отложениях тульского горизонта по данным ГИС выделяются проницаемые пласты Тл2-а и Тл2-б, разделённые глинистым разделом толщиной 2-4 м. Пласты промышленно нефтеносны на всех месторождениях Чернушинской группы.

Пласт Тл2-а

Продуктивный пласт залегает в кровле терригенной части горизонта, покрышкой его служат аргиллиты толщиной 1-4 м. Нефтенасыщенная часть пласта охарактеризована представительным керном в скважинах 317, 348. По данным макроописаний, эффективная часть пласта сложена песчаником коричневато-серым мелкозернистым алевритистым пористым, с многочисленными углистыми включениями, песчаником мелкозернистым, неравномерно алевритистым, с многочисленными короткими прослойками глинисто-органического материала, с редкой неравномерной пиритизацией и алевролитом коричневато-серым, разнозернистым, неравномерно песчанистым, биотурбированным, глинистым.

Пласт Тл2-а имеет повсеместное распространение с небольшими зонами замещения плотными породами в районах скважин 301, 302, 334, 342.

Общая толщина пласта Тл2-а изменяется от 3.9 до 9.3 м, составляя в среднем 6.9 м. Коэффициент расчлененности 2.8, коэффициент песчанистости равен 0.41. Эффективная толщина изменяется от 0.5 до 5.2 м, среднее значение – 3.1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 0.5 до 4.4 м при среднем значении 2.8 м.

Залежь нефти расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12491 НЭ и ПЕМ 02596 НР (Граф. 20). Водонефтяной контакт принят как и ранее [67, 71] на абсолютной отметке минус 1207 м по результатам ГИС скважина 371 и 386 (Граф. 90). В скважине 386 пласт Тл2-а был перфорирован позднее – в 1993 г. совместно с пластом Бб2 после его восьмилетней эксплуатации, когда в продукции скважины уже было 62% воды. В результате с подошвы перфорации минус 1206.7 м получена нефть 1.3 т/сут с водой – 60.7%.

Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная с размерами 3.9х1.8км. Наивысшее положение на структуре занимает скважине 320 (-1167.5 м), этаж нефтеносности – 39.5м. Площадь водонефтяной зоны составляет 31%. Залежь разрабатывается с 1986 г.

Пласт Тл2-б

Продуктивный пласт залегает в нижней части тульского горизонта, отделяясь от вышележащего пласта Тл2-а аргиллитами толщиной 2-4 м, имеет повсеместное распространение с небольшой зоной замещения плотными породами в районе скважин 333, 347, 386, 389.

Общая толщина пласта Тл2-б изменяется от 3.9 до 13.7 м, составляя в среднем
6.4 м. Коэффициент расчлененности равен 2.3, коэффициент песчанистости – 0.50. Эффективная толщина изменяется от 0.5 до 8.4 м, составляя в среднем 3.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина равна 0.6 – 7.4 м при среднем значении 3.1 м.

Залежь нефти расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12491 НЭ и ПЕМ 02596 НР.

Водонефтяной контакт принят наклонным на абсолютных отметках минус 1203 - 1205 м по результатам ГИС скважин 315, 352, 326 (Граф. 24). В скважине 368 пласт Тл2-б был вскрыт в 2013 г. совместно с пластами Тл2-а+Бб1+Бб2 после их обводнения. Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная с размерами 2.8х1.5 км. Наивысшее положение на структуре занимает скважина 301 (-1178.6 м), этаж нефтеносности залежи – 26.4 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 48%. Залежь разрабатывается с 1986 г.

Бобриковский горизонт

В отложениях бобриковского горизонта по данным ГИС выделяются проницаемые пласты Бб1 и Бб2, разделённые глинистым разделом толщиной 1-2 м. Пласты промышленно нефтеносны на соседних месторождениях Чернушинской группы.

Пласт Бб1

Бобриковский пласт Бб1 отделен от вышележащего пласта Тл2-б довольно плотной глинистой перемычкой, имеющей толщину 5-9 м. По данным макроописаний, эффективная часть пласта сложена песчаником темно-коричневым, мелкозернистым, неравномерно алевритистым, пористым, с прожилками глинисто-органического вещества, крепким и алевролитом мелко-крупнозернистым, неравномерно песчаным, пористым, с прожилками глинисто-органического вещества, неравномерно интенсивно пиритизированным.

В 24 скважинах пласт замещён плотными породами, создающими экран для залежи нефти. Общая толщина пласта Бб1 изменяется от 2.5 до 6.1 м, составляя в среднем 4.7 м. Коэффициент расчлененности 1,4, коэффициент песчанистости равен 0.12. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина изменяются от 0.3 до 2.7 м, при среднем значении 1.3 м.

Залежь расположена в пределах ЛУ ПЕМ 12491 НЭ (Граф. 28). УПУ принят на абсолютной отметке минус 1225 м по результатам ГИС скважины 351, где подошва нефтенасыщенного прослоя находится на абсолютной отметке минус 1225.4 м (Граф. 90). В скважие 371 кровля водонасыщенных прослоев находится на отметках минус 1231.2 м. Опробование в колонне проведено в скважине 368 в 2006 г. совместно с пластами Тл2-а и Бб2: была получена вода с незначительным количеством нефти.

В 2013 г. по результатам исследования скважины 368 пласт Бб1 по потокометрии не работает (Прил. 21).

Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная с размерами 1.8х1.3 км. Наивысшее положение на структуре занимает скважина 301 (-1190.2 м), этаж нефтеносности – 34.8 м. В контуре нефтеносности находится 18 скважин. Площадь водонефтяной зоны составляет 5% и скважинами не вскрыта.

Пласт Бб2

Продуктивный пласт залегает в нижней части бобриковского горизонта и имеет повсеместное распространение. Общая толщина пласта изменяется от 2.4 до 7.6 м, составляя в среднем 3.2 м. Коэффициент расчлененности равен 1.4, коэффициент песчанистости – 0.63. Эффективная толщина изменяется от 0.4 до 4.6 м при среднем значении 2.1 м, эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам составляет 0.7 – 3.4 м, в среднем – 2.0 м.

Залежь нефти расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12491 НЭ и ПЕМ 02596 НР (Граф. 32). Водонефтяной контакт принят, как и ранее, на абсолютной отметке минус 1239 м по результатам ГИС и опробования скважин 386 и 371 (Граф. 90). В контуре нефтеносности находится 39 скважин.

Тип залежи пластовая сводовая с размерами 4.4х1.9 км. Наивысшее положение на структуре занимает скважина 301 (-1197,3 м), этаж нефтеносности – 41.7 м. Площадь водонефтяной зоны составляет 12%. Залежь разрабатывается с 1986г.

Радаевский горизонт

В отложениях радаевского горизонта по данным ГИС выделяется проницаемый пласт Мл, отделяющийся от вышележащих бобриковских пластов глинистым разделом толщиной 2-4 м. Пласт Мл промышленно нефтеносен на соседних месторождениях Чернушинской группы.

Пласт Мл

Продуктивный пласт залегает в пределах радаевского горизонта и имеет повсеместное распространение, покрышкой его служат аргиллиты толщиной 2-4 м. По данным макроописаний, эффективная часть пласта сложена высокопроницаемыми коллекторами и суперколлекторами, пористость которых доходит до 28%, а проницаемость варьируется от 0.4 до 6.0 мкм². Пласт сложен песчаниками коричневыми, слабо битуминозными, средне-мелкозернистыми, пористыми, с прослойками глинисто-органического вещества и алевропесчаниками темно-коричневыми, интенсивно нефтенасыщенными, битуминозными, с многочисленными прожилками глинисто-органического вещества.

Общая толщина пласта Мл изменяется от 7.0 до 20.4 м при среднем значении
14.6 м. Коэффициент расчлененности равен 3.5, коэффициент песчанистости – 0.47. Эффективная толщина изменяется от 0.8 до 17.1 м, составляя в среднем 6.9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах колеблется от 0.4 до 17.1 м, среднее значение 6.5 м.

В пласте Мл залежь нефти расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12491 НЭ и ПЕМ 02596 НР (Граф. 36).

Водонефтяной контакт залежи принят наклонным на абсолютных отметках минус 1234-1236 м, обоснованный насыщением по ГИС в скважинах 324, 337, 352, а также подтверждается результатами опробования пласта в колонне в скважинах 315, 368 (Граф. 90). Добывные возможности пласта подтверждаются результатами его эксплуатации: текущие дебиты нефти на дату подсчёта в скважинах 313 и 314 составляют 25.86 и 56.03 т/сут, а при совместном вскрытии с пластом Бб2 в скважинах 309 и 310 – 15.7 и 4.27 т/сут.

Тип залежи пластовая сводовая с размерами 3.5х1.7 км. Наивысшее положение на структуре занимает скважина 301 (-1202.4 м), этаж нефтеносности – 31.6 м. Водонефтяная зона занимает 56 % площади. Залежь разрабатывается с 1986 г.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный

нефтегазоносный комплекс

Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов. Залежи УВ промышленного значения в турнейских отложениях выявлены на всех месторождениях Чернушинской группы.

Пласт Т1+Т2

На Чернушинском месторождении промышленно нефтеносными являются пласты Т1 и Т2, объединённые в подсчётный объект Т1+Т2, литологически представленный известняками коричневыми детритово-комковатыми с органическими остатками неравномерно пористыми, с битумными стилолитами и прожилками, с прослоями глинисто-органического вещества.

Общая толщина пласта изменяется от 29.0 до 50.4 м, составляя в среднем 41.6 м. Коэффициент расчлененности равен 18.6, доля коллектора 0.48. Эффективная толщина изменяется от 11.2 до 29.6 м, при среднем значении 19.8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам колеблется от 2.2 до 23.2 м, при среднем значении 14.8 м.

Залежь нефти расположена в пределах лицензионных участков ПЕМ 12491 НЭ и ПЕМ 02596 НР (Граф. 40). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1269 м [71] по результатам опробования скважины 386: c подошвы перфорации минус 1269.7 м получен приток нефти 1.45 т/сут (Граф. 90). В скважине 341 по данным ГИС подошва нефтенасыщенного пропластка зафиксирована на абс.отм. -1269.0 м. В скважинах 315 и 371 кровля водонасыщенного коллектора зафиксированна на абс. отм. -1269.3.м и -1268.0 м соответственно. Добывные возможности пласта подтверждаются результатами его эксплуатации: начальные дебиты нефти составляли 8-39.53 т/сут, текущие дебиты нефти на дату подсчёта составляют 1.58-15.7 т/сут.

Тип залежи пластовая сводовая с размерами 4.8х2.0 км. Наивысшее положение на структуре занимает скважина 308 (-1217.2 м), этаж нефтеносности – 51.8м. Площадь водонефтяной зоны составляет 95%. Залежь разрабатывается с 1988 г.

На Этышском и Трушниковском месторождениях выявлены залежи нефти в девонских отложениях (пласт Д1). На Чернушинском месторождении девонские отложения опробованы в процессе бурения только в скважине 389, была получена пластовая вода.

Таким образом, на территории Чернушинского месторождения выявлены промышленные залежи нефти в пластах В3В4, Бш1+Бш2, Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл, Т1+Т2.С учётом проведённых сейсмических исследований 2012 г. залежи нефти пластов Тл2-а, Тл2-б, Бб2, Мл, Т1 расположены в пределах лицензионных участков ПЕМ 12491 НЭ и ПЕМ 02596 НР, залежи нефти пластов В3В4, Бш1+Бш2 и Бб1 расположены только в пределах ЛУ ПЕМ 12491 НЭ.

Источник: Пересчет запасов углеводородного сырья Чернушинского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017 г. Ракинцева Л.Н., Плотников А.В., Мулькова Л.Г., и др. 2019

Следующее Месторождение: Федоровское (Башкортостан)