Литолого-стратиграфическое описание

Глубокими скважинами на Южно-Пызепском, месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.

Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП, 1988г.) с использованием макроскопических описаний керна, материалов межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными месторождениями, выполненных в Комплексной тематической экспедиции ОАО «Удмуртгеология» и Камским отделением ВНИГНИ.

В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и по этой причине приводимые ниже литолого-стратиграфические характеристики ограничиваются разрезами нефтепродуктивных горизонтов.

СРЕДНИЙ КАРБОН, С2

Башкирский ярус, С2b

Башкирский ярус представлен «чистыми» органогенно-обломочными известняками. Плотные разности известняков служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно-обломочных известняков. В разрезе башкирского яруса выделяются пласты – коллекторы А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4,

А4-5, А4-6. Нефтеносность приурочена к пластам А4-1, А4-2. Ярус полностью вскрыт в скважине 814 и составляет 74 м.

Тектоническое строение

В тектоническом отношении Южно-Пызепское поднятие расположено в пределах Верхнекамской впадины и приуроченно к границе перехода Бородулинско-Фокинской части в Верхнеобнинскую зону Вятско-Камской части (рис.2). Сочленение осуществляется через сложно-ступенчатый склон

 

Южно-Пызепская структура состоит из двух куполов меридионального простирания тектонического происхождения с соответствием структурных планов по горизонтам нижней перми, карбона и девона. По отражающему горизонту IIб (кровля башкирских отложений) Южно-Пызепская структура – это антиклинальные складки с пологими крыльями 0º35', амплитуда в пределах замкнутой изогипсы минус 1220 м – 11.0 м западного купола (р-н скв. 809) и 7 м – восточного купола (р-н скв. 814); размеры куполов равны 5.25 Х 2.75 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно.

По отложениям башкирского яруса (Пласт А4-1) размеры поднятий в пределах замкнутой изогипсы минус 1225 м составляют 5.25 Х 2.7 км и 3.75 Х 1.2 км соответственно, угол падения слоев 0º25', амплитуда – 11 м и 4 м

Нефтеностность

По результатам поисково-разведочных работ на месторождении признаки нефтеностности установлены в отложениях верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона. Для структурных построений основой послужили материалы переинтерпретации сейсмических данных с учетом пробуренной скв. 809, выполненной тематической партией ОАО «Удмуртгеофизика» в 2000г.

В скв. 814 из интервала пласта В-II в эксплуатационной колонне получены небольшие притоки азотного газа и нефти (1.39 тыс. м³/сут и 2.0 м³/сут) соответственно. В скв. 809 в процессе бурения из интервала пласта В-II получен приток азотного газа (100.66 тыс. м³/сут), который резко ограничивает площадь небольшой нефтегазовой залежи.

Промышленные притоки нефти из пластов А4-1, А4-2 башкирского яруса в эксплуатационной колонне получены в скв. 814, 809. Продуктивная толща представлена биоморфными органогенно-обломочными известняками. В пределах месторождения выявлены 4 залежи в пластах А4-1, А4-2.

Нефтяная залежь пласта А4-1

В пределах месторождения пласт А4-1 прослеживается повсеместно. Испытание пласта в эксплуатационной колонне проводилось в скв.814, 809 раздельно. Суточные дебиты колеблются от 8 м³/сут при ΔР = 7.3 Мпа (скв. 814) до 17.6 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа (скв. 809).

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1220.7 м – по кровле пласта в скв. 814; по ГИС пласт с неясным характером насыщения, а при испытании в эксплуатационной колонне получен приток воды с пленкой нефти (дебит 0.4 м³/сут при ΔР = 12.4 Мпа). Следует отметить, что объект был недоосвоен. Уровень категории С1 принят на отметке минус 1216.5 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 – при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1214.1 – 1216.5 м получен безводный приток нефти дебитом 17.6 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа.

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1222.5 м – по подошве нефтеносного пласта в скв. 814. При испытании в эксплуатационной колонне получен приток нефти дебитом 8 м³/сут при ΔР = 7.3 Мпа.

Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1

Нефтяная залежь пласта А4-2

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 809) принят на отметке минус 1226,7 м – по подошве пласта в скв. 809. Уровень категории С1 принят на отметке минус 1223.3 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 809 – при испытании в эксплуатационной колонне интервала пласта с отметками минус 1218.9 – 1223.3 м получен безводный приток нефти дебитом 9.9 м³/сут при ΔР = 6.6 Мпа.

Водонефтяной контакт залежи (р-н скв. 814) принят на отметке минус 1232 м – по подошве нефтяного пропластка в скв. 814. При испытании скв. 814 из интервалов перфорации минус 1225.0-1227.6 м и 1227.0 – 1232.6 м получены притоки нефти дебитами 6.5 м³/сут при ΔР = 6.8 Мпа и 2.1 м³/сут при Нд = 942 м.

Залежи пластовые сводовые, показатели залежей представлены в таблице 1.5.1

Таблица 1.5.1

Параметры и тип залежей

Параметры	Единицы измерения	Залежь
А4-1	А4-2
р-н скв. 809	р-н скв. 814	р-н скв. 809	Р-н скв. 814
Средняя глубина залежи Длина Ширина Высота Абсолютная отметка ВНК Уровень кат. С1 Ширина водонефтяной зоны Тип залежи	М Км Км М М М км	1417.5 4.05 1.95 6.7 -1220.7 -1216.5 0.1-0.4	3.38 0.75 1.5 (2.5) -1222.5   0.1-0.2	4.3 2.7 4.3 -1226.7 -1223.3 0.4-1.5	3.95 1.3 6 (7) -12322     0.3-0.6
Пласт сводовый

 

Гидрогеология

 

Материалы по гидрогеологической характеристике Южно-Пызепского месторождения получены при проведении геологоразведочных работ, направленных на оценку продуктивности исследуемых пластов и изучения солевого состава пластовых вод. Анализы химического состава отобранных проб выполнены в лаборатории ОАО «Удмуртгеология».

Южно-Пызепское месторождение в гидрогеологическом отношении расположено в пределах Волго-Камского артезианского бассейна. По аналогии с соседними площадями и согласно данным промыслово-геофизических исследований скважин выделяются две гидрогеологические зоны, разделенные непроницаемой гипсоангидритовой толщей кунгурско-артинских отложений.

В состав верхней зоны активного водообмена, связанной с дневной поверхностью, входят песчано-гравийные и галечные отложения четвертичного и верхнепермского возраста с пресными и слабоминерализованными водами гидрокарбонатно-натриевого и кальциевого типа, с минерализацией до 1 г/л используются для питьевого и технического водоснабжения, дают начало речкам и образуют заболоченности речных долин.

В разрезе нижней зоны затрудненного водообмена выделяются гидрогеологические закрытые комплексы, типичные для Удмуртской республики и вскрытые в скв. 814 на максимальную глубину 2202 м.

Из выделяемых гидрогеологических комплексов этой зоны, в ходе работ на месторождении были опробованы пластовые воды верейского комплекса с частичным отбором проб. Краткая характеристика комплекса приведена ниже.

Верейский терригенно-карбонатный водоносный комплекс имеет общую мощность порядка 50 м. Водоупорами этого комплекса служат сверху – верхневерейские плотные разности аргиллитов, снизу – пласты плотных аргиллитов верейского горизонта. Водовмещающими породами являются пористые органогенно-обломочные известняки, реже доломиты.

Из верейских отложений при испытании в процессе бурения скв. 809 получен приток пластовой воды с примесью бурового раствора (минерализацией 203.7 г/л, плотность – 1.135 г/см³.

Аппаратура.

 

В составе аппаратуры работающей в комплексе «приток-состав», прежде всего входит каротажная станция ЛКС-7, каротажный подъемник ПК-4 и каротажный кабель КГ-1 по которому передается информация в цифровом и аналоговом виде на поверхность.

Непосредственно для записи термометрии ВЧТ, дебитометрии СТД и влагометрии, аппаратура состоит из наземного и скважинного прибора.

Аппаратура КСА-Т7М1-36-120/40, КСА-Т7М1-38-120/60 ТУ39-4779056-010-96 предназначена для геологотехнологических исследований при контроле за разработкой скважин с одновременной регистрацией шести параметров и передачей информации в цифровом коде по одножильному кабелю длиной до 5000м.

Аппаратура позволяет решать следующие задачи:

а) измерения температуры и давления по стволу скважины;

б) определения мест негерметичности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб, мест притока пластовых жидкостей и газа через эти негерметичности;

в) определение положения муфтовых соединений и интервалов перфораций;

г) измерения мощности экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород;

д) определения профиля притока и процентного содержания воды в нефти.

Аппаратура работает со всеми типами геофизических кабелей, снабженных кабельными наконечниками типа НК1-36.

Скважины прибор имеет стыковочный узел для подключения модулей, питающихся постоянным током напряжением отрицательной полярности, а также модулей с питанием постоянным током напряжением 25В положительной полярности и выходным аналоговым сигналом амплитудой не более 9 В.

Наличие стыковочного узла обеспечивает проведение исследований за один спуск, а во в тором случае, и с одновременной регистрации, в комплексе с модулями типа: расходомер, резистивиметр и др.

 

 

Условия эксплуатации.

2.1.1. Наземного прибора:

Диапазон рабочих температур от 10 до 45 ⁰С, относительная влажность воздуха от 90% при 30⁰С.

2.1.2. Скважинного прибора:

Диапазон рабочих температур от 5 до 120 ⁰С, наибольшее гидростатическое давление 40 (60) Мпа.