Перспективы открытия новых залежей углеводородов в маломощных пластах освоенных месторождений в Пермском крае Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ГЕОЛОГИЯ

УДК 551

Перспективы открытия новых залежей углеводородов в маломощных пластах освоенных месторождений в Пермском крае

Т.И. майорова

с.н.с.

[email protected] Н.В. Попова

инженер

[email protected]

АО «КамНИИКИГС», Пермь, Россия

Перспективы Зуятского месторождения в отношении поисков новых залежей нефти и газа обусловлены его расположением вблизи месторождений с газонефтяными залежами тульских терригенных и верейских карбонатных отложений.

Подсчет запасов УВ выполнен по тульскому и верейскому пластам объемным методом. В основу подсчета запасов углеводородов положены структурные карты по кровле продуктивных пластов верейских карбонатных и тульских терригенных отложений, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, результаты промыслово-геофизических исследований продуктивных отложений и изучения керна. Подсчетные параметры для залежей определялись по результатам исследований кернового материала, опробования в процессе бурения и испытания через колонну, геолого-геофизических данных по скважинам с привлечением утвержденных параметров по соседним месторождениям-аналогам.

материалы и методы

Использованы методы определения основных параметров, необходимых для подсчета запасов нефти и газа объемным методом.

Ключевые слова

залежь, структура, запасы, месторождения, скважина

Территория Пермского края в настоящее время считается достаточно изученной и освоенной в основных нефтегазоносных комплексах. В связи с этим становится актуальной задача поиска новых объектов УВ, в том числе в маломощных пластах уже открытых месторождений. К числу таких месторождений относится Зуятское месторождение нефти (нераспределенного фонда), расположенное на территории Кунгурского и Березовского районов Пермского края в 20 км севернее г. Кунгура и в 60 км юго-восточнее г. Перми. Ближайшие разрабатываемые месторождения: Елкинское, Ожгинское, Кы-ласовское и Высоковское. В тектоническом отношении Зуятское месторождение, приуроченное к Восточно-Мечкинской локальной структуре, находится в северо-восточной части Бымско-Кунгурской моноклинали, в зоне ее сочленения с Юрюзано-Сылвинской депрессией (рис. 1).

Перспективы этого месторождения в отношении поисков новых залежей нефти и газа обусловлены его расположением

вблизи месторождений Веслянской валоо-бразной зоны с газонефтяными залежами в башкирских, тульских терригенных, бобри-ковских и нефтяными залежами в верейских карбонатных, бобриковских и радаевских терригенных отложениях.

Для месторождения характерна унасле-довательность структурных планов. Поверхность фундамента в данном регионе залегает на отметках до -3200 м. По строению верхнепротерозойских толщ территория относится к Камской впадине Калтасинского (Камско-Бельского) авлакогена, выполненного породами раннерифейского возраста и плащеобразно перекрытыми терригенной толщей верхнего венда [1]. Поверхности верхневендского комплекса и тиманского горизонта моноклинально погружаются в восточном направлении. По поверхности отложений турнейского яруса Зуятское месторождение расположено в краевой части Башкирско-Кыновского палеоплато в зоне предполагаемого развития верхнеф-ранских шельфовых биогермов. Поднятие

Рис. 1 — Выкопировка из тектонической схемы Пермского края Fig. 1 — Extract from the Perm Krai tectonic map

характеризуется унаследованностью турнеИ-ского и тульского структурных планов. По кровле башкирского яруса поднятие имеет форму купола субмеридиального простирания. Тектонических нарушении нет. Поверхность нижнепермского НГК имеет сложное строение в связи с развитием потенциально перспективных верхнеартинских биогермов и испытывает региональное погружение в направлении ВеслянскоИ валообразноИ зоны с одновременным сокращением мощности от 614 до 490-497 м. Перекрывается артинская толща породами кунгурского яруса с лунеж-скоИ пачкоИ иренского горизонта в верхах.

Структура подготовлена под глубокое бурение в 1985-1988 гг. структурным бурением. На поднятии пробурено две поисковые скважины (№№ 200 и 201) и три разведочные (№№ 202, 205, 238). Поисковая скважина № 201 ликвидирована, остальные находятся в консервации (рис. 2). В скважине-первоот-крывательнице № 200, пробуренноИ в 1987 году, при испытании была получена нефть из башкирских, тульских и радаевских отложениИ. Газопроявления различноИ интенсивности встречены в вереИских и бобриков-ских отложениях. В 1988-94 гг. по проекту были пробурены 3 разведочные скважины (№№ 202, 205 и 238), вскрывшие фамен-ско-турнеИскую толщу, в скважинах №№ 235 и 238, при опробовании в открытом стволе, нефте-газопроявления были отмечены в ка-ширско-вереИских, башкирских и радаев-ских отложениях [2, 3].

Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса и терригенных отложениях радаевско-го горизонта.

При испытании в колонне башкирских отложениИ получен приток нефти дебитом 9,2 т/сут (насос, скв. № 200), 7,3 т/сут на 3 мм штуцере и 1,269 тыс. м3/сут растворенного газа (скв. № 202). При испытании радаевских отложениИ получен приток нефти дебитом 51,7 т/сут, на 9 мм щтуцере и 23,6 тыс. м3/сут газа (скв. № 200), в скважине № 202 получен приток нефти дебитом 9,2 т/сут на 3 мм штуцере и 1,35 тыс. м3/сут газа.

Таким образом, в 1990 году было открыто Зуятское месторождение нефти, запасы которого по категории С1 были подсчитаны и включены в ГосударственныИ баланс. Кроме нефти также были учтены запасы растворенного газа.

В 1994 году с целью доразведки месторождения на поднятии были пробурены еще две разведочные скважины №№ 205 и 238, в которых получены промышленные притоки

№ скв. Возраст Интервал отбора керна, м

200

201

202

205

СА

С1 «т

238

№ скв.

200

201

202

205

238

СА

Возраст

CA

C1tlT+bb

CA

CA

1525,1-1533,1

1533,1-1541,1

1541,1-1549,1

1901,1-1907,2

1503-1511

1873,4-1878

1506,8-1514,3

1543,6-1550,2

1550,0-1557,2

1557,2-1564,2

1979-1984

характер нефтепроявлений

1,0 м - известняк неравномерно пропитан густоИ темноИ нефтью

1.2 м - известняк с запахом нефтяного газа и выпотами густоИ черноИ нефти

2,0 м - известняк с выпотами густоИ черноИ нефти

1,4 м - песчаник с запахом нефтяного газа, неравномерно нефтенасыщенныИ легкоИ желтоватоИ нефтью

0,6 м - известняк неравнемерно пропитанныИ густоИ черноИ нефтью

0,3 м - песчаник с запахом нефтяного газа

1,4 м - известняк со слабым запахом газа на свежем изломе

2.3 м - известняк с запахом газа и выпотами нефти на поверхности 3,0 м - известняк с запахом газа и выпотами нефти

В середине слоя 1 м известняка с запахом газа и выпотами нефти

1,0 м - песчаник возможно нефте-газонасыщенныИ

Таб. 1 — Нефтепроявления, отмеченные по керну Tab. 1 — Oil shows in core samples

C2ks+vr

Интервал опробования,м

1891-1907 -1712,6-1728,6

1490-1567 -1311,8-1388,8 1846-1887 -1715-1756 1846-1873 -1715-1742

1850-1877 -1701,4-1728,4

1478-1542 -1329,5-1393,5

1516-1580 -1331,6-1395,6

1972-2007 -1703,8-1739,2

1590-1660 -1321,9-1391,9

Результаты

За 13 мин. при Н дин.=1690 м получено 3 м3 газа, 0,7 м3 смеси бурового раствора и фильтрата с нефтью

За 9 мин. при Н дин.=1290 м получено 20 м3 газа, 1,5 м3 фильтрата

За 56 мин. при Н дин.=1650 м получено 0,28 м3 бурового раствора с нефтью За 44 мин. при Н дин.=1640 м получен слабыИ приток газа

За 50 мин. при Н дин.=1680 м притока не получено 3а 34 мин. при Н дин.=1600 м получено 0,25 м3 смеси бурового раствора, фильтрата и пластовоИ воды За 19 мин. при Н дин.=1280 м получено 0,5 м3 газа и 0,65 м3 смеси бурового раствора и фильтрата

За 99 мин. при ДР=124 атм получено 0,69 м3 смеси бурового раствора, фильтрата и пластовоИ воды

За 12 мин. при ДР=174,3 атм получено 0,23 м3 нефти, 0,79 м3 бурового раствора с нефтью, 1 м3 газа

За 87 мин. при ДР=132,5 атм получено 0,16 м3 смеси бурового раствора и фильтрата

Таб. 2 — Результаты опробования скважин в открытом стволе Tab. 2 — Open hole well test results

№ скв.

200

200

202

Интервал

перфорации,

м

1901-1908 -1723,5-1730,5

1532-1540 -1354,5-1362,5

1872-1880 -1726,2-1734,2

Возраст, пласт

Результаты

ТульскиИ Нефть Ц=2,96 т/сут

ВереИскиИ Дшт=4 мм. Газ Ц=9700 м3/сут Дшт=5 мм. Газ Ц=13400 м3/сут Дшт=6 мм. Газ Ц=17350 м3/сут Дшт=7,5 мм. Газ Ц=6400 м3/сут

ТульскиИ Притока не получено

Рис. 2 — Восточно-Мечкинская структура. Структурные схемы по

кровлям пластов Fig. 2 — East Mechkinskaya structure. Structural schemes of top of pays

Таб. 3 — Результаты испытания скважин в эксплуатационной колонне

Tab. 3 — Cased hole well test results

C2vr

C2vr

C2vr

C2vr

C2vr

C2vr

C2vr

C2vr

C2ks+vr

C2vr+C2b

C2vr

си

нефти из башкирских (скв. №205) и радаев-ских (скв. №238) отложениИ [4].

В целом, по Зуятскому месторождению извлекаемые запасы нефти категории С1 по двум залежам на 01.01.98 г. составили 550 тыс. т, растворенного газа — 57 млн м3. В настоящее время месторождение находится в консервации.

Авторами пересмотрены и проанализированы все имеющиеся геолого-геофизические материалы по разбуриванию и освоению данноИ продуктивноИ структуры с целью выявления пропущенных и неучтенных в Государственном балансе залежеИ углеводородов.

В процессе бурения и по керну выявлены нефтегазопроявления различноИ интенсивности в тульских и вереИских отложениях. Кроме того, при испытании тульского пласта в скв. №200, где по данным ГИС и керна установлены два проницаемых пропластка толщиноИ 3,2 м, из интервала 1901-1908 м (1723,5-1730,5 м) получен приток нефти дебитом 2,96 т/сут (таб. 1-3). При подсчете запасов данные пласты ренее не учитывались в Государственном балансе.

Тульские отложения представлены тер-ригенноИ и карбонатноИ пачками. Нижняя терригенная пачка представлена переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники светло-серые, кварцевые, прослоями коричневатые, неравномерно нефтенасыщенные, иногда с запахом нефтяного газа.

При испытании в скважине отложениИ ве-реИского подъяруса, где по данным ГИС и керна был определен газонасыщенныИ пласт толщиноИ 8 м, на штуцерах диаметром 3, 4, 5, 6 и 7,5 мм в интервале 1532-1540 м (1354,5-1362,5 м) получены притоки газа соответственно дебитом 9700, 13400, 17350, 6400 м3/сут. Отложения вереИского подъяруса представлены неравномерным чередованием известняков и аргиллитов. Известняки серые, темно-серые, с коричневатым оттенком, неравномерно глинистые, нередко с нефтепроявлениями.

Подсчет запасов УВ выполнен по тульскому и вереИскому пластам объемным

методом. В основу подсчета запасов УВ положены: структурные карты по кровле продуктивных пластов вереИских карбонатных и тульских терригенных отложениИ, карты эффективных нефтенасыщенных толщин, результаты промыслово-геофизических исследованиИ продуктивных отложениИ и изучения керна.

ВереИские карбонатные отложения га-зонасыщены, залежь пластовая, сводовая, газоводяноИ контакт условно принят на отметке -1361,7 м по нижним дырам перфорации в скважине №200 ЗуятскоИ площади. Высота га-зонасыщенноИ части составляет 8 м (рис. 3, 4).

В тульских терригенных отложениях Зу-ятского месторождения нефтяная залежь пластовая сводовая, выделяется от двух до трех пропластков с водонефтяным контактом, условно принятым на отметке -1730,5 м по нижним дырам перфорации в скважине №200 ЗуятскоИ площади. Мощность нефтенасыщенного пласта составляет 7 м (рис. 3, 4).

Площадь нефтегазоносности продуктивных объектов ограничена внешним контуром нефте- и газоносности, образованным плоскостью водонефтяного и газоводяного контактов и поверхностью кровли нефтяного пласта (С^1) для нефтяноИ залежи и поверхностью газового пласта (С2уг) для газовоИ.

Запасы нефти и газа по пластам Тл и В3В4 подсчитаны по категориям С1 и С2 в соответствии с классификациеИ запасов и ресурсов нефти и горючих газов, деИствующеИ до 01.01.2016 года. Контур подсчета для категории С1 проведен по двоИному радиусу дренажа (1000 м) в раИоне скважины №200, в кото-роИ получен приток углеводородов.

Эффективные нефтенасыщенные толщины пласта Тл тульского горизонта и газонасыщенные — пласта В3В4 вереИского подъяруса определялись на основании изучения про-мыслово-геофизического материала и результатов испытания скважин №№ 200, 201, 202, 205 и 238.

Подсчетные параметры для залежеИ определялись по результатам исследованиИ кер-нового материала, опробования в процессе

бурения и испытания через колонну, геолого-геофизических данных по скважинам с привлечением утвержденных параметров по соседним месторождениям-аналогам.

Таким образом, в результате пересмотра геологических материалов по Зуятскому месторождению, прирост извлекаемых запасов по категории С1 за счет привлечения маломощных пластов тульского горизонта и вереИского подъяруса составил 90,9 тыс. т. нефти и 120,75 млн. м3 свободного газа, по категории С2 — 26,0 тыс. т нефти и 33,84 млн. м3 свободного газа, что составило 23,4% от балансовых запасов нефти и 100% свободного газа.

Итоги

В результате пересмотра геологических материалов по Зуятскому месторождению открыты новые залежи в тульских терригенных и вереИских карбонатных отложениях, получен прирост извлекаемых запасов нефти и свободного газа.

Выводы

Результатом данноИ работы явилось открытие ранее пропущенных залежеИ в уже освоенных месторождениях.

Список литературы

1. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.Н. Строение рифеИско-вендских отложениИ востока РусскоИ платформы. Пермь: Звезда, 2001. 108 с.

2. Жданов М.А. Подсчет запасов нефти и газа (методы и практика). Москва: Гостоптехиздат, 1959. 314 с.

3. Методическое руководство по количественноИ оценке ресурсов нефти, газа и конденсата. Москва: МПР, 2000. 190 с.

4. Мелик-Пашаев В.С., Кочетов М.Н., Кузнецов А.В., Долина Л.П. Методика определения параметровзалежеИ нефти и газа для подсчета запасов объемным методом (на месторождениях платформенного типа). Москва: Гостоптехиздат, 1963. 270 с.

Рис. 3 — Схематический геологический профиль по линии II-II Fig. 3 — Schematic geological section along II-II line

Рис. 4 — Схематический геологический профиль по линии I-I Fig. 4 — Schematic geological profile along the line I-I

ENGLISH

GEOLOGY

Prospects of new hydrocarbon discoveries in the thin layers of the mature fields in the Perm Krai

Authors:

Tamara I. Mayorova — senior researcher; [email protected] Nataja V. Popova — engineer; [email protected]

UDC 551

JSC KamNIIKIGS, Perm, Russian Federation Abstract

Prospecting new oil and gas deposits in Zuyatskoye field is promising due to its location near fields with oil and gas deposits in the Tula terrigenous and Vereiskian carbonate deposits. Volumetric method of the Tula and Vereiskian is used for hydrocarbon reserves calculation. Calculation of the hydrocarbon reserves were based on the contour maps of the top of pays of the Tula terrigenous and Vereiskian carbonate deposits, net oil maps, results of the production log tests in the pay zones and core analysis.

Calculation parameters for the deposits were

defined according to the core analysis results, well testing during drilling and casing formation tests, geology and geophysics well data and approved parameters from the adjacent ideal analogues.

Materials and methods

Volumetric method of reserves estimation was applied to define basic parameters required to calculate oil and gas reserves.

Results

Discovering new deposits in the Tula terrigenous and Vereiskian carbonate deposits

was a result of the review of the geological materials of Zuyatskoye field; increment of recoverable oil and non-associated gas reserves is obtained.

Conclusions

A discovery of hidden deposits in the mature fields is a result of this work.

Keywords

deposit, structure, reserves, fields, well

References

1. Belokon' T.V., Gorbachev V.I., Balashova M.N. Stroenie rifeysko-vendskikh otlozheniy vostoka Russkoy platformy [Riffean-Vendian deposition pattern in the east of the Russian platform]. Perm': Zvezda, 2001, 108 p.

2. Zhdanov M.A. Podschet zapasov nefti igaza (metody ipraktika) [Oil and

gas reserves estimation (methods and practical aspects]. Moscow: Gostoptekhizdat, 1959, 314 p.

3. Metodicheskoe rukovodstvo po kolichestvennoy otsenke resursov nefti, gaza ikondensata [Guidelines for the quantitative estimation of the oil, gas and condensate reserves]. Moscow: MPR, 2000, 190 p.

4. Melik-Pashaev V.S., Kochetov M.N.,

Kuznetsov A.V., Dolina L.P. Metodika opredeleniya parametrovzalezhey nefti i gaza dlya podscheta zapasov ob"emnym metodom (na mestorozhdeniyakh platformennogo tipa) [Determination of the oil and gas reservoir parameters through the volumetric method (for the platform fields)]. Mosco: Gostoptekhizdat, 1963, 270 p.

Приглашаем принять участие л лп НОЯБРЯ

В масштабном комплексе мероприятий I ^О КРАСНОЯРСК,2017

СИБИРСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФОРУМ

СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫЕ ВЫСТАВКИ

ЭЛЕКТРОТЕХНИКА. ЭНЕРГЕТИКА АВТОМАТИЗАЦИЯ. СВЕТОТЕХНИКА

Р017

ИТОГИ:

Посетители: 1971 специалист из 906 организаций »25 регионов РФ

Участники: 82 компании из России и Республики Беларусь

кя

j rw-ÔM ^^

www.krasfair.ru

МВДЦ «Сибирь»

ул. Авиаторов, 19 тел.: (391) 200 44 26 [email protected]