Рис. 1 Выкопировка из обзорной карты Пермского края
1.2 Стратиграфия
Геологический разрез Сибирского месторождения изучен по результатам анализа материалов бурения солеразведочных, параметрических, поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин от среднедевонских (эйфельских) до четвертичных отложений. Максимальная вскрытая толщина разреза составила 2950 м в скважине 44-огн.
Стратиграфия геологического разреза выполнена в соответствии с Унифицированной стратиграфической схемой Русской платформы, утвержденной в 1988 г. и Урала (1990 г.) с поправками, принятыми в 1990 г. на Пленуме МСК по каменноугольной системе. В частности, визейский ярус рассматривается в составе двух подъярусов, вместо прежних трех. В стратиграфическую основу легли материалы ГИС пробуренных скважин и описание керна.
1.3 Тектоника
в тектоническом отношении Сибирское месторождение находится в южной части Соликамской депрессии Предуральского краевого прогиба и приурочено к двум поднятиям Сибирскому и Родыгинскому, осложняющим Уньвинский выступ (рис 2).
Рис. 2 Выкопировка из схемы тектонического районирования
1.4 Нефтегазоносность и коллекторские свойства продуктивных пластов
В пределах Соликамской депрессии, кроме Сибирского, открыт целый ряд месторождений, промышленная нефтегазоносность которых приурочена к шести нефтегазоносным комплексам: нижнепермскому карбонатному (пл.Арт и См), верейскому карбонатному (пл.В3В4), верхневизейско-башкирскому карбонатному (пл.Бш, Срп, Окс), нижнее-средневизейскому терригенному (пл.Тл, Бб, Мл), верхне-девонско-турнейскому карбонатному (пл.Т,Фм), девонскому терригенному (пл.Д3tm).
В разрезе Сибирского месторождения в результате детальной корреляции выделены следующие продуктивные пласты: башкирский (Бш), серпуховский (Срп), бобриковские (Бб1, Бб2, Бб3, Бб4) и турнейско-фаменский (Т-Фм).
Корреляция пластов проведена по кровле и подошве проницаемых пропластков или их аналогов на основании промыслово-геофизических материалов с учетом исследований керна, результатов испытаний скважин.
Водонефтяные контакты приняты по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Бш
Проницаемый пласт Бш залегает в 14-16 м от стратиграфической кровли башкирского яруса и прослеживается по всей площади месторождения. Коллекторы представлены известняками биоморфными, преимущественно водорослевыми, прослоями глинистыми и неравномерно пористыми.
Промышленная нефтеносность пласта установлена в 1988 году при опробовании скв. 43 ОГН-бис, где из интервала перфорации 2093.4-2103.1 (-1792.0-1801.7) получен фонтан нефти дебитом 13,1 т/сут. на штуцере диаметром 2 мм.
Залежь нефти в пределах башкирского пласта пластово-массивного типа, объединяет Сибирское и Родыгинское поднятия с ВНК на абсолютной отметке минус 1790.5 м.
Размеры залежи составляют 10 х 5.7 км, этаж нефтеносности равен 60,9 м.
По данным ГИС в пласте выделено от 5 до 21 проницаемых прослоя, общей толщиной от 29,2 до 45,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 4,8 до 23,1 м. Коэффициент песчанистости составляет 0,4 при коэффициенте расчлененности - 4,2.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 11%, проницаемости - 0,017мкм2, нефтенасыщенности - 70%. По данным ГИС пористость – 11,5%, нефтенасыщенность - 75% .
Пласт Срп
Серпуховский пласт отделяется от вышележащего пласта (Бш) пачкой плотных пород толщиной до 3 м. Коллекторы представлены известняками биоморфными, преимущественно водорослевыми.
Залежи нефти серпуховского пласта приурочены к Сибирскому и Родыгинскому поднятию с ВНК на абсолютной отметке минус 1790.5 м. Размеры залежи составляют 8 х 3,75 км, этаж нефтеносности равен 27,5 м.
Нефтеносность серпуховских отложений установлена в 1997 году на Сибирском поднятии при опробовании скв. 146, где из интервала перфорации 1966.2-1970.0 (-1786.7-1790.5) получен приток нефти и пластовая вода. По заключению потокометрических исследований, пропластки в интервале перфорации дают нефть. На Родыгинском поднятии раздельного опробования пласта не проводилось.
По данным ГИС выделено от 1 до 9 проницаемых прослоев, общей толщиной 0,8 до 27,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 10,5. Коэффициент песчанистости равен 0,4 при коэффициенте расчлененности 3,3.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 10%, проницаемости -0,00341мкм2, нефтенасыщенности - 63%. По данным ГИС пористость - 10%, нефтенасыщенность - 68% .
Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс
Бобриковские пласты (Бб1, Бб2, Бб3, Бб4)
К бобриковским пластам приурочена пластово-сводовая залежь нефти, объединяющая Сибирское и Родыгинское поднятие с ВНК, принятым на абсолютной отметке минус 2073 м.
На Сибирском поднятии бобриковские отложения характеризуются неоднородностью и изменчивостью литологического состава, как по площади, так и по разрезу и представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Созданная модель формирования бобриковской толщи позволила провести детальную корреляцию этих отложений и выделить четыре проницаемых пласта: Бб1, Бб2, Бб3 и Бб4, индексируемых сверху вниз, а также создать наиболее уточненные геологическую и гидродинамическую модели для обеспечения рациональной системы разработки месторождения.
Нефтеносность бобриковских отложений установлена в 1993 г. при испытании в колонне скв. 145, давшей незначительный приток нефти (1,1 т/сут) и пластовой воды (0,6 м3/сут)). В 1995 году при опробовании в колонне скв. 144 получен фонтан нефти дебитом 20,1 т/сут на 3 мм штуцере. Позднее, промышленная нефтеносность бобриковских отложений подтверждена результатами опробований скв. 141, 142, 143, 146, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 517, 548, 567 и 588, где также получены промышленные притоки нефти.
водонефтяной контакт принят на основании данных ГИС и результатов опробования скв. 145. Результаты опробований как вертикальных скважин (142, 144, 146, 517, 548, 567), так и наклонных (141, 143, 147, 148, 150, 153, 154, 301, 306, 501, 502, 588) не противоречат принятому ВНК, т. к. во всех скважинах нефть получена выше принятого ВНК, кроме скв. 301, 588 давших нефть до абсолютной отметки –2070,0 ,–2070,4 м. Подтверждением принятому ВНК являются и данные ГИС в скв. 147 с l = 195,3 м, где подошва нефтенасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке –2072,6, кровля водонасыщенного – на абсолютной отметке –2073,8 (нефть получена до абсолютной отметки –2069,4 м). В наклонной скв. 143 кровля водонасыщенного пропластка находится на абсолютной отметке –2073,6 м (по ГИС).
Ниже приводится характеристика бобриковских пластов.
Верхний проницаемый пласт Бб1 в 22 скважинах (29%) замещен плотными породами. В продуктивной части пласта выделено от 1 до 5 проницаемых пропластков общей толщиной толщиной от 2,4 до 10,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 7,7 м. Коэффициент песчанистости равен 0,6 при коэффициенте расчлененности 2,1. Размеры залежи составляют 9,2 х 5,0 км, этаж нефтеносности равен 60,7 м.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 14%, проницаемости - 0,129мкм2, нефтенасыщенности - 74%. По данным ГИС пористость - 15%, нефтенасыщенность - 86% .
Проницаемый пласт Бб2 отделяется от вышележащего Бб1 непроницаемым разделом от 0,4 до 3,6 м. В скв. 43-ОГН, 43-ОГН-бис, 301, 304, 306, 548, 567, 588, 590, 607 пласты сливаются. В юго-восточной части пласта коллектор замещен плотными породами (скв.146, 153, 517,313), а также в скв. 503,316,552 на Сибирском поднятии. Размеры залежи составляют 9,2 х 4,8 км, этаж нефтеносности равен 54,1 м.
В пласте выделяется от 1 до 7 проницаемых пропластков, общей толщиной от 3,1 до 12,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,4 до 11,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,8 при коэффициенте расчлененности 2,8.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 16%, проницаемости -0,208мкм2, нефтенасыщенности -84%. По данным ГИС пористость -16%, нефтенасыщенность-88% .
Пласт Бб3 отделяется от вышележащего пласта Бб2 непроницаемым разделом от 0,6 до 3,0 м. В скв. 141, 147, 154, 301, 306, 607 пласты сливаются. Замещение коллектора плотными породами отмечено в скв. 42-ОГН, 326, 329, 367, 314 на Сибирском поднятии, а также в скв. 345, 311, 143 на Родыгинском поднятии.
Размеры залежи составляют 9,2 х 4,5 км, этаж нефтеносности равен 44,3 м.
В пласте выделяется от 1 до 9 проницаемых прослоев, общей толщиной от 3,7 до 11,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,9 до 11,4 м. Коэффициент песчанистости равен 0,7 при коэффициенте расчлененности 2,7.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 16%, проницаемости - 0,220мкм2, нефтенасыщенности - 81%. По данным ГИС пористость - 15%, нефтенасыщенность - 86%.
Пласт испытан совместно с пл. Бб1 и Бб2 (в скв. 142, 306, 501, 590), с пл. Бб2 (в скв. 141, 147, 502), с пл. Бб1, Бб2, Бб4 (в скв. 154, 301, 567), с пл. Бб4 (в скв. 146, 148, 153), с пл. Бб2 и Бб4 – в скв. 302. Во всех скважинах получена нефть.
Нижний проницаемый пласт Бб4 отделяется от вышележащего пласта Бб3 непроницаемым разделом от 0,4 до 3,0 м. В скв. 590 и 607 пласты сливаются. В 14 скважинах пласт замещен плотными породами. Размеры залежи составляют 8,9 х 3,6 км, этаж нефтеносности равен 41,2 м.
В пределах пласта выделяется от 1 до 3 проницаемых прослоев, общей толщиной от 0,6 до 6,9 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 4,7 м. Коэффициент песчанистости равен 0,7 при коэффициенте расчлененности 1,4.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 15%, проницаемости - 0,316мкм2, нефтенасыщенности - 83%. По данным ГИС пористость - 15%, нефтенасыщенность - 84%.
Верхне-девонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс
Пласт Т-Фм
В пределах пласта Т-Фм выделены две пластово-массивные нефтяные залежи, ВНК залежи на Сибирском поднятии принят на абсолютной отметке минус 2082 м, на Родыгинском поднятии – 2073 м.
Наличие промышленной нефтеносности в турнейско-фаменских отложениях было установлено в 1985 году при испытании в колонне скв. 42-ОГН на Сибирском поднятии, давшей фонтанный приток нефти. Ввиду отсутствия четкой границы между этими отложениями, они рассматриваются совместно, как единый пласт Т-Фм.
В пределах пласта выделены две пластово-массивные нефтяные залежи. На Сибирском поднятии в контуре нефтеносности залежи находятся 28 скважин, на Родыгинском – 10.
Размеры залежи на Сибирском поднятии 3,6 х 2,7 км, этаж нефтеносности равен 39,6 м; на Родыгинском – 4,1 х 3,8 км, этаж нефтеносности 25,6 м.
Коллекторами являются рифогенные доломитизированные известняки микротрещинноватые, местами кавернозные, неравномернопористые. Преобладающий тип коллектора – поровый.
В продуктивной части пласта Сибирского поднятия по данным ГИС выделяется 1-10 проницаемых пропластка, общей толщиной от 11,6 до 44,7 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 3,1м . Коэффициент песчанистости равен 0,1 при коэффициенте расчлененности 3,5.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 10%, проницаемости - 0,0191мкм2, нефтенасыщенности - 76%. По данным ГИС пористость - 10%, нефтенасыщенность - 75%.
В продуктивной части пласта Родыгинского поднятия по данным ГИС выделяется 1-4 проницаемых пропластка, общей толщиной от 7,6 до 33,4м. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина 1,2. Коэффициент песчанистости равен 0,1 при коэффициенте расчлененности 1,6.
Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Среднее значение пористости в нефтенасыщенной части по керну составляет 10%, проницаемости - 0,0432мкм2, нефтенасыщенности - 84%. По данным ГИС пористость - 10%, нефтенасыщенность - 71%.
|
Скачать 5.59 Mb.