Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1983
Источник информации: РГФ_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 1.36 км²
Южинское нефтяное месторождение
Южинское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермского края в 10 км юго-западнее районного центра г. Чернушка, в тектоническом отношении - приурочено к Татышлинскому выступу, осложняющему северный склон Башкирского свода.
Южинское месторождение открыто в 1983 году скважиной 334, пробуренной на Южинском поднятии. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т) и терригенных отложениях визейского яруса (пласт Тл2-б).
Рис. 1. Выкопировка из обзорной карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
Связь с краевым центром осуществляется по асфальтированной дороге Чернушка – Барда – Оса – Пермь (235 км), водным путем по реке Кама от пристани города Оса. В городе Чернушка имеется железнодорожная станция.
Южинское месторождение расположено в перспективном нефтегазодобывающем районе. Ближайшими открытыми месторождениями являются: Татышлинское, Трушниковское, Чикулаевское, Этышское, Павловское, Чернушинское, Кряжевское, Калмиярское, Степановское.
В геоморфологическом отношении территория представляет собой всхолмленную равнину с понижением рельефа в западном направлении. Рельеф пересеченный, осложненный оврагами с крутыми склонами, высотные отметки рельефа колеблются от +80 до +260 м.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Южинского месторождения изучен по материалам структурного и глубокого бурения. Поисковой скважиной 334 разрез вскрыт до вендских отложений на глубину 2110 м и представлен породами девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытыми отложениями четвертичного возраста. Отложения венда и девона вскрыты только в скважине 334, скважина 367 вскрыла фаменские отложения, скважина 338 вскрыла отложения турнейского яруса.
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
В додевонское время в результате регионального подъема территории породы вендского комплекса были значительно размыты, на Южинском месторождении они представлены алевролитами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, переслаивающиеся с песчаниками серыми. Вскрытая толщина комплекса составляет 44 м в скв. 334.
Палеозойская группа - PZ
Девонская система – D
Отложения системы залегают на размытой поверхности вендского комплекса со стратиграфическим несогласием и представлены средним и верхним отделами.
Средний отдел – D2
Живетский ярус – D2zv
Отложения яруса представлены аргиллитами, алевролитами и песчаниками, толщина отложений составляет 12 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 тиманский горизонты – D3p + D3tm
Отложения представлены аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников, в верхней части тиманского горизонта - известняками. Кровля терригенной пачки является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ III. Общая толщина подъяруса составляет 21 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 10 м, доманикового – 45 м.
Верхний подъярус – D3f3
Отложения верхнефранского подъяруса относятся к доломито-известняковому подтипу и представлены известняками и доломитами. Толщина карбонатных отложений подъяруса составляет 153 м.
Фаменский ярус – D3fm
Породы фаменского возраста относятся к доломито-известняковому подтипу и представлены известняками, прослоями доломитизированными, окремнелыми и доломитами. Толщина яруса составляет 300 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 приурочена промышленная залежь нефти (пласт Т1). Кровля яруса является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ IIп. Толщина отложений до 64 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 16-23 м.
Бобриковский горизонт - C1bb
Бобриковские отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К горизонту приурочена промышленная нефтеносность (пласты Бб1и Бб2). Толщина отложений 15 – 20 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 принадлежит залежь нефти (пласт Тл2-б). Толщина терригенной части тульских отложений 14-17 м. Кровля терригенной пачки тульского горизонта является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ IIк.
Карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми, серыми, тонкозернистыми. Толщина карбонатной пачки 22 – 24 м.
Алексинский, михайловский и веневский горизонты (C1al+mh+vn)
Нерасчленённая толща верхней части окского надгоризонта сложена известняками и доломитами общей толщиной 245 – 264м.
Серпуховский ярус - C1s
Породы представлены известняками светло-серыми мелко- и среднезернистыми с прослоями доломитов толщиной 29 – 32 м.
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 кремния. Кровля башкирского яруса является устойчивым сейсмическим репером, индексируемым как отражающий горизонт ОГ Iп. Толщина башкирских отложений 52 – 58 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 51-56 м.
Каширский горизонт - C2ks
Горизонт сложен светло-серыми известняками и доломитами с прослоями мергелей и аргиллитов. Толщина 48 – 53 м.
Подольский горизонт - C2pd
Отложения представлены известняками с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина 98-111 м.
Мячковский горизонт - C2mc
Доломиты светло-серые с включениями ангидрита и известняки светло-серые детритовые с перекристализованной фауной. Толщина 89 – 109 м.
Верхний отдел – С3
Доломиты с подчинёнными прослоями известняков, с включениями гипса. Известняки тонко- и мелкозернистые с включениями ангидрита. Толщина 94 – 212 м.
Пермская система – P
Отложения пермского возраста представлены нижним и верхним отделами. Нижнему отделу 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 161-212 м.
Артинский ярус – P1ar
Ярус сложен известняками и доломитами с включениями гипса и ангидрита. Толщина 82 -126 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 34 м.
Разрез месторождения является типичным для Волго-Уральской провинции, представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, перекрытых сверху комплексом четвертичных осадков.
Тектоника
Южинское месторождение приурочено к Татышлинскому выступу, осложняющему северный склон Башкирского свода (Рис.2.).
Рис. 2. Выкопировка из тектонической карты Пермского края по состоянию на 01.01.2020 г.
Глубина залегания кристаллического фундамента в районе работ составляет 8-10 км. 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.
По материалам бурения Татышлинский выступ представляет собой рифогенное верхнедевонское сооружение. В пределах Пермского края прослеживается только его северная часть в виде полукольца шириной 24 км. Выступ осложнен серией мелких структур.
Особенностью строения месторождения является развитие органогенной постройки верхнедевонско-турнейского возраста. Южинское поднятие является структурой облекания.
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 и возобновлению речной деятельности.
В позднекаменноугольную эпоху продолжалось медленное погружение всей территории. Дальнейшее формирование Южинской структуры носит унаследованный характер с выполаживанием вверх по разрезу структурных планов среднекаменноугольных и пермских отложений.
Так как промышленная нефтеносность Южинского месторождения установлена только в турнейских и визейских отложениях, структурные карты в отчёте по подсчёту запасов приведены только по отражающим горизонтам IIК и IIП.
Приуроченность опорных отражений к стратиграфическим границам следующая:
ОГ IIК - отражение от кровли тульских терригенных отложений
ОГ IIП - 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 Южинская структура представляла собой поднятие, вытянутое в северном направлении и оконтуренное изогипсой минус 1260 по турнейским отложениям и минус 1200 по тульским терригенным отложениям.
По результатам сейсмических исследований методом 3D в 2002 г. единая прежде структура разделилась на северную и южную части с небольшим прогибом между ними.
Наибольшим является северное поднятие (1а – район скв. 334), по кровле турнейского яруса его размеры по оконтуривающей изогипсе минус 1250 м составляют 1,1 х 0,9 км, амплитуда 21 м. Южное поднятие (1б) не вскрыто бурением, его размеры в пределах изогипсы минус 1245 м 0,7 х 0,4 км, амплитуда около 9 м.
Структурная карта по кровле тульских терригенных отложений (Граф. 3) в общих чертах повторяет карту по кровле турнейских карбонатных отложений, но поднятия выполаживаются, амплитуда их уменьшается. Наибольшим по-прежнему является северное поднятие, его размеры по оконтуривающей изогипсе минус 1190 м составляют 1,0х0,8 км, амплитуда 12 м.
Структурные карты, сопровождающие подсчёт запасов и приводимые для демонстрации геологического строения месторождения, отражают современное тектоническое строение территории. Однако геометрия природного резервуара определяется структурным планом и границами зон развития коллекторов в период осадконакопления.
На схеме корреляции отражена вся сложность строения геологического разреза визейской терригенной толщи: невыдержанность толщин песчаных пластов и литологическая неоднородность продуктивного интервала.
Для восстановления седиментационной модели в визейское время на изучаемой территории построен палеопрофиль, за условный нулевой уровень была принята подошва карбонатной толщи тульского горизонта, чётко выделяемая на каротажных диаграммах. Приведённый палеопрофиль является косвенным подтверждением наличия прогиба между северным и южным поднятиями, где были созданы условия для руслового потока в радаевское время: к концу турнейского времени в рельефе выделялось две приподнятые зоны. Существовавшее между ними понижение затем генетически проявилось в бобриковское и тульское время, создав направление русловому потоку.
Отмеченный русловой поток, стрежневая часть которого вскрыта скважинами 3 и 15 характеризуются улучшенными коллекторскими свойствами и наибольшими значениями эффективной толщины.
Характер распределения толщин явился следствием тектонического развития площади, что подтверждается фрагментами дельтовой части речной системы визейского времени, выделенной И.В. Пахомовым и В.И. Пахомовым.
По результатам изучения тектонического строения месторождения можно сделать выводы:
1. По генетическому типу Южинское месторождение приурочено к структуре облекания, в основании которой залегают рифовые тела верхнефранско-фаменского возраста.
2. Месторождение относится к типу тектоно-седиментационных, для которых характерно выполаживание структуры снизу вверх по разрезу.
3. Месторождение объединяет два поднятия, разделённых малоамплитудным прогибом. Наибольшим по размерам и по амплитуде является северное поднятие.
4. Речная деятельность началась ещё в радаевское время и затем проявилась в бобриковское и тульское время.
5. Генетическое разнообразие отложений, следствием которого являются довольно резкие фациальные изменения, создаёт благоприятные условия для образования ловушек различного генезиса и морфологии.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Лицензия на право пользования недрами Южинского месторождения принадлежит ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (лицензия ПЕМ 12497 НЭ от 18.06.2004 г.). Срок окончания действия лицензии - 11 апреля 2040 г. Все залежи нефти Южинского месторождения находятся в пределах ЛУ ПЕМ 12497 НЭ кроме пласта Т1: незначительная его часть находится в нераспределённом фонде.
Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья, на Южинском месторождении промышленно нефтеносны два: визейскийтерригенный (пласты Тл2-б, Бб1, Бб2, Мл) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т1).
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Татышлинскому выступу, осложняющему северный склон Башкирского свода.
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) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС). В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки. В карбонатных отложениях реперами являются уплотненные глинистые известняки.
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 IIК и IIП.
Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Комплекс включает в себя тульский, бобриковский и радаевский горизонты визейского яруса.
В результате проведенной детальной корреляции окско-кожимской терригенной толщи выделено пять пластов (Тл2-а, Тл2-б, Бб1, Бб2 и Мл).
Тульский горизонт
В отложениях тульского горизонта по материалам ГИС выделяются пласты Тл2-а и Тл2-б. В пределах тульского (терригенного) горизонта на месторождении продуктивным является пласт Тл2-б.
Пласт Тл2-б
Отложения тульского горизонта сложены песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевролитами мелко- и крупнозернистыми, песчаными, известковисто-глинистыми. Покрышкой служат непроницаемые глинистые породы толщиной 1,3-3,6 м.
Общая толщина пласта в пределах залежи варьирует от 10,3 до 15,2 м, составляет в среднем 12,7 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 до 8,2 м, нефтенасыщенная – от 2,6 до 5,6 м.
В разрезе пласта выделяется от 2 до 7 проницаемых прослоев толщиной 0,4 – 3,8 м. Доля коллектора в пласте составляет 36%, коэффициент расчлененности – 4,3 д.ед.
В пласте Тл2-б выделяется одна залежь нефти. Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1199 м по данным ГИС скв. 13_2. При опробовании совместно с пластом Бб2 получена нефть дебитом 1,5 т/сут, процент воды составляет 13,6% из-за близости подошвы перфорации к поверхности ВНК.
Залежь пластовая сводовая, размеры залежи в пределах контура нефтеносности равны: 0,9х0,7 км, высота залежи 9,4 м.
В пределах контура нефтеносности находятся 4 скважины. Промышленная разработка залежи пласта Тл2-б началась в 1997 г. поисковой скважиной 334 совместно с пластом Т1. На 01.01.2020 г. пласт Тл2-б эксплуатируется совместно с другими пластами в 3 скважинах: 3, 13_2 и 334. Сведения о залежах приведены в таблице 1.
Таблица 1
Краткие сведения о залежах Южинского месторождения
Бобриковский горизонт
Пласт Бб1+Бб2
В отложениях бобриковского горизонта по материалам ГИС выделяются проницаемые пласты Бб1 и Бб2 (Граф. 4), обьединенные в единый подсчетный обьект Бб1+Бб2, залегающий ниже стратиграфической кровли бобриковского горизонта на 1,0-2,7 м. По данным макроописаний, эффективная часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми, алевролитовыми, слабо глинистыми, а также алевролитами и аргиллитами.
Пласт Бб1+Бб2 имеет повсеместное распространение. Общая толщин пласта варьирует от 8,2 до 10,4 м, составляет в среднем 9,2 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,6 до 3,8 м, нефтенасыщенная – от 1,6 до 3,8 м. Доля коллектора составляет 30 %, коэффициент расчлененности – 2,3 д.ед.
Залежь нефти расположена в пределах ЛУ ПЕМ 12497 НЭ. Водонефтяной контакт принят на абс. отм. -1223 м по подошве последнего нефтенасыщенного прослоя в скв. 13_2. Опробование в колонне проведено совместно с пластами Тл2-б и Т1 в 2003 г., дебит нефти составил 1,5 т/сут, воды 13,6%. Причиной наличия воды в продукции является расположение скважины вблизи границы залежи.
Залежь пластовая сводовая с размерами 0,9*0,9 км, наивысшее положение на структуре занимает скв. 15 (-1203,6 м), этаж нефтеносности 19,4 м.
Радаевский горизонт
Отложения радаевского горизонта промышленно нефтеносны на всех месторождениях Чернушинской группы.
Пласт Мл
Литологически пласт представлен песчаниками мелкозернистыми слабоглинистыми и алевролитами. Покрышкой для проницаемых пород радаевского возраста служит пачка аргиллитов и алевролитов толщиной 1,0-4,9 м.
Общая толщина пласта изменяется от 7,6 до 13,6 м, составляет в среднем 8,4 м. Эффективная толщина колеблется от 1,8 до 10,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 1,8 до 10,8 м. Количество проницаемых прослоев в пласте колеблется от 1 до 4, толщиной от 0,6 до 7,6 м. Коэффициент песчанистости по пласту равен 59%, коэффициент расчлененности – 3 д.ед
В пласте Мл выделяется одна залежь нефти. Условный подсчетный уровень принят на абс. отм. -1225 м по результатам ГИС скважин 3, 13_2, 15: подошва нефтенасыщенных прослоев находится на абс. отм. -1224,4-1225,5, кровля водонасыщенных – 1225,4 - 1226,8 м. При опробовании скв. 3 с подошвы перфорации минус 1223,3 м (с учётом проницаемых прослоев) получена нефть с водой: вода за счёт эксплуатации пласта Мл в скважине 15 с февраля 2015 г.
Залежь пластовая сводовая размерами: длина - 0,6 км, ширина - 0,6 км, высота залежи – 12 м. В контуре нефтеносности пласта Мл находится 3 скважины. Разработка пласта Мл началась в 2015г. скважиной 15 (совместно с пластом Т1) путем внедрения метода ОРЭ. В мае 2017г. введена в эксплуатацию скважина 334 совместно с пластами Тл2-б+Бб1
На 01.01.2020 г. пласт разрабатывается скважиной 15 (совм. с пластом Т1) и 334 совместно с пластами Тл2-б+Бб1+Бб2). Накопленная добыча нефти из пласта Мл составляет 9,1 тыс.т.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Комплекс объединяет карбонатные отложения турнейского, фаменского и франского ярусов. По результатам ГИС в турнейских отложениях выделяется два пласта: Т1 и Т2.
На Южинском месторождении промышленно нефтеносным является пласт Т1. Залежи с промышленными запасами нефти в пределах пласт Т1 выявлены на всех месторождениях Чернушинской группы.
Пласт Т1
Литологически пласт представлен известняками фораминиферово-водорослевыми, с детритом. Известняки слабо и неравномерно пористые, с редкими кавернами, иногда участками кавернозно-пористые. Покрышкой служат плотные непроницаемые аргиллиты и алевролиты радаевского горизонта толщиной 5,4-6,2 м.
Общая толщина пласта изменяется от 2,6 до 27,9 м, составляя в среднем 20,4 м. Эффективная толщина пласта 1,4-21,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 1,4-19,2 м. В разрезе пласта выделяется 2-14 проницаемых прослоев толщиной 0,4–3,8 м. Доля коллектора в пласте составляет 57%, коэффициент расчлененности – 10 д.ед.
В пласте Т1 выделяется одна залежь нефти. Условный подсчетный уровень принят на абс.отм. -1259 м по подошве нефтенасыщенного прослоя, выделенного по ГИС в скважине 3. Размеры залежи в границах принятого УПУ составляют: длина – 1,2 км, ширина – 1,0 км, высота залежи 26,7 м. Залежь пластовая сводовая.
В контуре нефтеносности залежи находятся 4 скважины. Разработка залежи пласта Т1 началась в 2001 г. скважинами 13_2 и 15. По состоянию на 01.01.2020 г. в эксплуатации находятся эти же скважины, но при совместном вскрытии с другими пластами: в скважине 13_2 - с пластами Бб1+Бб2+Тл2-б, в скважине 15 - совместно с пластом Мл. Накопленная добыча нефти из пласта Т1 составляет 34,7 тыс.т.
Пласт Т2
Пласт Т2 выделяется по геофизическим данным в нижней части турнейского яруса.
Промышленная нефтеносность пласта Т2 установлена на Чикулаевском, Чернушинском и Чарском месторождениях Чернушинской группы.
На поисковом этапе при опробовании в процессе бурения скважины 334 получена нефть дебитом 0,9 т/сут совместно с пластом Т1. В 2001г. пласт Т2 опробован в процессе бурения скважины 15 – получена вода – 2,2 м3/сут. На 01.01.2020 г. залежь в пласте Т2 не выделяется.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Южинского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 19.11.2017. Окулова Л.В., Жданов Н.А., Мулькова Л.Г., и др. 2020
Следующее Месторождение: Этышское