Оценка запасов тульских нефтяных залежей Северо-Юрманского месторождения Пермского края

При поисковых работах 1992-1993 гг. на Юрманской нефтеносной структуре скважиной № 174 были выявлены две нефтяные залежи в тульских отложениях визейского яруса нижнего карбона (пласты Тл2-а и Тл2-б), а также получены притоки воды с нефтью при испытании двух объектов башкирского яруса среднего карбона (пласты Бш1 и Бш2). Однако запасы на выявленных объектах не подсчитывались, т. к. тульские нефтяные залежи, согласно принятой на тот период геологической модели, оказались незначительными, а башкирские пласты практического значения не имели из-за большой обводнённости притоков нефти. В настоящее время Юрманская нефтеносная структура учитывается в составе фонда продуктивных структур с перспективными запасами, не поставленными на баланс.

В представленной работе уточнено геологическое строение месторождения и выполнен подсчёт запасов по двум нефтяным пластам Тл 2-а и Тл 2-б с учётом переинтерпретации материалов ГИС в 2014 г. Месторождение предложено называть Се-веро-Юрманским. Оценка его проведена в рамках работ, выполненных ОАО «Кам-

НИИКИГС» по договору с ФГУП «НВНИИГГ» в 2013-2015 гг. на основании Государственного контракта «Выявление пропущенных залежей на месторождениях и разбуренных площадях нераспределенного фонда недр ВолгоУральской нефтегазоносной провинции с целью вовлечения их в освоение». Возможность подсчёта запасов по указанным двум объектам определяется получением промышленных притоков нефти при испытании обоих пластов в колонне скважины № 174, а также наличием обоснованных структурных построений, изученностью характера выдержанности пластов по площади, достаточной обоснованностью высотного положения ВНК, оценкой по ГИС эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, изученностью по керну их вещественного состава и коллекторских свойств, исследованием физикохимических свойств нефти по одной глубинной и двум поверхностным пробам, достаточной обоснованностью КИН по обеим залежам статистическим методом.

Изученное месторождение находится в северо-восточной части Веслянской вало-образной зоны, осложняющей строение северо-восточного крыла Бымско-Кунгур-ской моноклинали. Северная часть Вес-лянского вала чётко выделяется по кровле тульских терригенных отложений и осложнена Северо-Ёлкинским, Южно-Лешаковским и Юрманским локальными поднятиями, которые имеют тектоно-седиментационное происхождение, связаны с облеканием верхнедевонско-турнейских рифовых массивов и отчётливо выделяются на фоне общего погружения толщи средне-, нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений в северо-восточном направлении. К сводовым участкам этих локальных положительных структур приурочены мелкие нефтяные залежи Северо-Юрманского месторождения (пласты Тл 2-а и Тл 2-б ) и мелкие нефтяные и газовые залежи Юрманского месторождения (пласты В 3 В 4 , Бш и Тл 2-б ).

Юрманская нефтеносная структура выявлена и подготовлена сейсморазве- дочными работами и структурнопоисковым бурением в 1981-1982 гг. По поверхности трёх основных отражающих горизонтов (ОГ-I – кровля карбонатных пород башкирского яруса С2b, ОГ-II – кровля терригенной пачки тульского горизонта С1tlт, ОГ-IIП – кровля карбонатных пород турнейского яруса С1t) эта структура имеет форму брахиантиклинали северо-восточного простирания, размеры (сверху вниз по разрезу) от 3.7×1.6 до 4.0×1.4 км и амплитуду от 60 до 75 м. Отмечается плановое соответствие структурных построений по всем опорным горизонтам и выполаживание структуры вверх по разрезу. По реперу ГКв (сакмар-ский ярус P1s) Юрманская структура не прослеживается, по реперу III (тиманский горизонт нижнефранского подъяруса) Юрманское поднятие вырождается в структурный мыс.

По кровле нефтяного пласта Тл 2-а Юр-манская структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания (рис. 1), которая имеет овальную в плане форму, немного расширяющуюся с юго-запада на северо-восток. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -1640 м составляют 2.9×0.88-1.14 км, амплитуда 23.6 м. По кровле нефтяного пласта Тл 2-б (рис. 2) размеры структуры по замкнутой изогипсе -1660 м немного увеличиваются до 3.0×0.94-1.2 км, амплитуда составляет 24.6 м. В поперечном сечении Юрманское поднятие является асимметричным (рис. 3) и имеет более крутое северо-западное крыло (от 13º в южной половине структуры до 7º в северной) и пологое юговосточное крыло (от 5º в южной половине до 6º38' в северной). Юго-западная периклиналь антиклинали характеризуется более крутым погружением шарнира под углом 3º48'. На северо-восточной периклинали шарнир погружается под углом 2º34'.

Нефтяная залежь пласта Тл2-а выявлена при испытании верхней части тульского горизонта в колонне скважины № 174. Испытания проведены эрлифтом в интервале 1837…1841 м (-1632…-1636 м) на двух режимах без предварительного воз-

Условные обозначения:

174 - номер скважины

-1632,8 - абсолютная отметка кровли пласта Тл2-а, м ^  - поисковая скважина ликвидированная a63°~x- изогипсы кровли пласта, м

^^—- линия геологического разреза

/z-—-ч - внешний контур нефтеносности

'’ • - внутренний контур нефтеносности, м

,1111 - линия замещения продуктивного пласта плотными породами

[22 - запасы кат. С, [УЗ ' запасы кат. С,

Рис. 1. Подсчётный план нефтяного пласта Тл 2-а Северо-Юрманского месторождения по состоянию на 1.11.2014 г.

действия на пласт. При этом получены притоки безводной нефти дебитом 1.74…0.85 т/сут на первом режиме и 1.74…1.08 т/сут на втором режиме при пластовом давлении 18.0 МПа на глубине 1837 м, забойном давлении 0.21…3.64 и 0.19…3.53 МПа и депрессии от 14.47 до 17.8 МПа. Коэффициент продуктивности по нефти составил 0.099 (т/сут)/МПа. Приток нефти в скважину происходил только при забойных давлениях ниже давления насыщения за счёт развития режима растворённого газа. Поэтому параметры оптимального режима работы скважины определены в расчёте на максимальное снижение динамического уровня до 1020 м: дебит нефти 1.2 т/сут, газа 160 м3/сут при Рзаб = 6.0 МПа на глубине 1837 м.

Условные обозначения:

174 - номер скважины

-1649,4 - абсолютная отметка кровли пласта Тл2-б, м ^ - поисковая скважина ликвидированная

-1630-^ - изогипсы кровли пласта, м

Х" х - внешний контур нефтеносности

' • - внутренний контур нефтеносности, м

—-з - линия геологического разреза

И - запасы кат. С, И - запасы кат. С.

Рис. 2. Подсчётный план нефтяного пласта Тл 2-б Северо-Юрманского месторождения по состоянию на 1.11.2014 г.

При переинтерпретации в 2014 г. материалов ГИС по скважине № 174 пласт Тл2-а выделен в интервале 1837.8…1846.2 м (-1632.2…-1640.6 м). Покрышкой его являются аргиллиты и глинистые алевро- литы верхней части тульской терригенной пачки толщиной 3.8 м, которые перекрыты известняками карбонатной пачки тульского горизонта толщиной 12 м. Продуктивная часть пласта представлена одним проницаемым слоем пористых песчаников и алевролитов эффективной толщиной 2.0 м, которые являются нефтенасыщенными в интервале 1837.8…1839.8 м (-1632.2… -1634.2 м) (рис. 3, 4). Ниже этого слоя в интервале 1839.8…1846.2 м залегает пачка переслаивающихся плотных песчаников и алевролитов толщиной 6.4 м, которые входят в состав пласта Тл2-а, но не являются коллекторами. Эффективная толщина пласта Тл2-а по скважине № 174 составила 2.0 м при общей его толщине 8.4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 2.0 м, коэффициент расчленённости -1 и коэффициент песчанистости - 0.24. Водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -1634 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС слоя с учётом опробования в колонне (рис. 1, 3, 4).

Нефтяная залежь пласта Тл 2-б выявлена при испытании нижней части тульского горизонта в колонне скважины № 174. Испытания проведены в интервале глубин 1854.0…1856.5 м (-1649.0…-1651,5 м) на четырех штуцерах диаметрами 7, 3, 5 и 1 мм без предварительного воздействия на пласт. При этом получены промышленные фонтанные притоки нефти дебитом от 1.6 (штуцер 1 мм) до 6.9 т/сут (штуцер 3 мм), пластовой воды дебитом соответственно от 0.22 до 0.58 т/сут и газа дебитом от 1555 (штуцер 3 мм) до 10860 м ³ /сут (штуцер 7 мм) при пластовом давлении 19.4 МПа на глубине 1855 м, забойном давлении от 18.62 до 12.6 МПа и депрессии от 0.78 до 6.8 МПа. Обводнённость притока нефти варьировала от 5.6

С-3

Скв. 174

Удл. = 2,7 м Альт. = 197,8 м

Q„=1,2T/cyr ВНК-1634 м

= 6.9 т/сут ВНК -1654 м м7сут

^58 т/сут

Условные обозначения:

нефть

И нефтенасыщенные породы О водонасыщенные породы О плотные породы

Тл2-а

Тл2-б

-1780-

0 0,25 0,5 км

2675,0 м

Рис. 3. Поперечный геологический разрез пластов Тл 2-а и Тл 2-б Северо-Юрманского месторождения по линии II-II через скважину № 174

1866-

■1660-

1886-

-1680-

1906-

4700=1

1846-ттяо=

-1600-

-1620-

1926-1

■1720-1

1946-1

'■1740-

C,rd

1966-

-1760-

Ю-В

II

Рис. 4. Продольный геологический разрез пластов Тл 2-а и Тл 2-б Северо-Юрманского месторождения по линии I-I через скважины № 68-174

до 8.9 %, газонасыщенность составила 215 м3/т, коэффициент продуктивности по нефти был равен 3.56 (т/сут)/МПа, по жидкости – 5.35 (т/сут)/МПа. В качестве оптимального принят режим для допустимо безводной работы скважины на штуцере диаметром 3 мм: дебит нефти 6.9 т/сут, пластовой воды 0.58 т/сут и газа 1555 м3/сут при Рзаб = 17.55 МПа, Рбуф = 2.88 МПа, Рпл = 19.4 МПа, Рнас = 19.4 МПа и депрессии - 1.85 МПа.

При переинтерпретации в 2014 г. материалов ГИС по скважине № 174 пласт Тл2-б выделен в интервале 1855.0…1866.2 м (-1649.4…-1660.6 м). Покрышкой его являются аргиллиты и глинистые алевролиты междупластия Тл2-а–Тл2-б толщиной 8.8 м в средней части тульского горизонта. Пласт Тл2-б в интервале 1855,0…1860.8 м (-1649.4… -1655.2 м) сложен пористыми песчаниками и алевролитами эффективной толщиной 5.8 м (рис. 3, 4). По данным ГИС верхняя часть этого интервала толщиной 4.2 м является нефтенасыщенной, а нижняя часть толщиной 1.6 м – водонасыщенной. Водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -1654 м по данным ГИС с учётом опробования в колонне (рис. 3, 4). Ниже водонасыщенного слоя в интервале 1860.8…1866.2 м залегает пачка переслаивающихся плотных песчаников и алевролитов толщиной 5.4 м, пласта Тл2-б, но не являются коллекторами (рис. 4).

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта Тл 2-б в скважине № 174, расположенной на юго-восточном крыле Юрманской структуры, составила 4.2 м при общей его толщине 11.2 м и эффективной толщине 5.8 м. В сводовой части структуры и в пределах внутреннего контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 5.8 м (рис. 3). Коэффициент песчанистости по пласту равен 0.52, коэффициент расчленённости - 1. Пласт Тл 2-б в скважине № 174 подстилается слоем аргиллитов толщиной 1.8 м, которые залегают в основании тульского горизонта в интервале 1866.2…1868.0 м.

Нефтяные залежи пластов Тл 2-а и Тл 2-б отнесены к типу пластовых сводовых. Размеры залежей в пределах принятых ВНК составляют 2.7×0.95 и 2.85×1.0 км

(рис. 1, 2), высоты в своде структуры 23.6 и 24.6 м, глубины залегания кровли пластов в своде антиклинали – 1818 и 1835 м, а на юго-восточном крыле структуры в скважине № 174 –1837.8 и 1855 м (рис. 3). Площади залежей равны 2254 и 2447 тыс. м2, средневзвешенные нефтенасыщенные толщины 1.9 и 5.2 м.

Подсчётные планы залежей (рис. 1, 2) построены по данным сейсморазведки, поисковой скважины № 174 и ближайших глубоких скважин соседних месторождений – Юрманского (скважина № 68) и Ильичёвского (скважины № 161, 163) с учётом современных стратиграфических разбивок. Структурные построения выполнены достаточно обоснованно и позволили уточнить структурный план Юр-манской структуры по кровле обоих нефтяных пластов.

При анализе выдержанности нефтяных пластов по простиранию Юрманской структуры использованы данные ГИС и результаты испытаний тульского и бобри-ковского пластов в колонне скважины № 68 соседнего Юрманского месторождения, а также схема выделения коллекторов по пластам Тл 2-а и Тл 2-б в скважине № 174. Анализ материалов показал, что в юго-западном направлении от скважины № 174 нефтенасыщенный проницаемый слой Северо-Юрманского пласта Тл 2-а становится водонасыщенным за пределами внешнего контура нефтеносности, а затем выклинивается между скважинами № 174 и 68 (рис. 1, 4). На площади Юрманского месторождения он замещается плотными непроницаемыми породами. При испытании в колонне скважины № 68 аналога пласта Тл 2-а притока не получено.

Что касается нефтенасыщенного проницаемого слоя Северо-Юрманского пласта Тл 2-б , то в юго-западном направлении от скважины № 174 он становится водонасыщенным за пределами внешнего контура нефтеносности и в районе скважины № 68 увязывается с водонасыщенным интервалом нижней части тульской терригенной пачки (рис. 4). При испытании этого интервала в колонне скважины № 68

получен приток пластовой воды. При этом нижняя непроницаемая часть Северо-Юрманского пласта Тл 2-б увязывается с интервалом непроницаемых плотных и крепких аргиллитов и глинистых алевролитов в основании тульской терригенной пачки в скважине № 68.

При анализе выдержанности обоих нефтяных пластов Тл 2-а и Тл 2-б вкрест простирания Юрманской структуры учитывалось, что в скважине № 161 Ильичёвского месторождения, расположенной к северо-западу от Северо-Юрманского месторождения, при испытании терригенной пачки тульского горизонта в открытом стволе приток получен не был, а в Ильичёвской скважине № 163 тульский горизонт не был опробован.

Коллекторы обоих пластов относятся к поровому типу, представлены песчаниками средне- и мелкозернистыми, слабоглинистыми и алевролитами крупнозернистыми, глинистыми. Открытая пористость терригенных коллекторов по 17 определениям из керна изменяется от 8.3 до 19.5 %, средняя – 11.9 %, проницаемость по 16 керновым определениям – от 0.001 до 0.392 мкм², средняя – 0.0437 мкм². При переинтерпретации в 2014 г. материалов ГИС по продуктивной части пластов Тл 2-а и Тл 2-б сделано три определения пористости (соответственно 11.7 и 16.5, 16.5 %) и по одному определению нефтенасыщен-ности (92 и 86 %). Для подсчёта запасов приняты значения пористости и нефтена-сыщенности по данным ГИС из-за отсутствия определений нефтенасыщенности по керну.

Физико-химические свойства нефти изучены по двум поверхностным пробам из пластов Тл2-а и Тл2-б и одной глубинной пробе из пласта Тл2-б, отобранным в скважине № 174. В поверхностных условиях нефть пласта Тл2-а средняя по плотности, сернистая, смолистая, парафинистая, обогащена бензинокеросиновыми компонентами, а нефть пласта Тл2-б – лёгкая, маловязкая, сернистая, малосмолистая, высокопарафинистая, также обогащена бензинокеросиновыми компонентами. В пла- стовых условиях нефть пласта Тл2-б легкая, маловязкая, содержание газа составляет 215 м3/т, объёмный коэффициент 1.385.

Подсчёт запасов двух тульских нефтяных залежей выполнен объёмным методом по данным скважины № 174 по состоянию на 01.11.2014 с учетом требований действующей классификации ГКЗ [1, 2, 3, 5]. Принятый метод подсчёта соответствует особенностям геологического строения и степени изученности Северо-Юрманского нефтяного месторождения. По фазовому состоянию месторождение относится к группе нефтяных, а по величине запасов – к группе очень мелких месторождений с извлекаемыми запасами нефти менее 1 млн т [1]. Продуктивные пласты обеих залежей характеризуются достаточной степенью выдержанности литологического состава, толщин и коллекторских свойств в пределах Юрман-ской нефтеносной структуры, поэтому месторождение следует отнести к группе простого строения. Вместе с тем за пределами месторождения, на участке между Юрманской и Южно-Лешаковской структурами, происходит общее уменьшение толщины терригенной пачки тульского горизонта, выклинивание продуктивного пласта Тл 2-а и литологическое замещение коллекторов этого пласта непроницаемыми породами в юго-западном направлении (рис. 4). В целом обоснованность подсчётных параметров по обоим нефтяным пластам Тл 2-а и Тл 2-б можно считать достаточной для данной стадии их изучения.

При подсчёте запасов нефти согласно требованиям действующей классификации ГКЗ [1, 2] к категории С1 на обеих залежах отнесены площади нефтеносности в зоне дренирования поисковой скважины № 174, в которой получены промышленные притоки нефти дебитом 1.74…1.08 т/сут из пласта Тл2-а, а из пласта Тл2-б – фонтанный приток нефти 6.9 т/сут и пластовой воды 0.58 т/сут на штуцере диаметром 3 мм. Эти площади ограничены условными линиями, ориентированными в северо-западном направлении вкрест преобладающего простирания структуры и проходящими на расстоянии удвоенного радиуса дренажа (1000 м) к северо-востоку и юго-западу от скважины. При этом юго-восточная, юго-западная и северо-западная границы площади категории С1 совмещены с внешним контуром нефтеносности (рис. 1, 2), а северо-восточная граница совпадает с линией, проведённой вкрест простирания брахиантиклинали на расстоянии 1000 м к северо-востоку от скважины № 174.

Площади нефтеносности категории С 2 на обеих залежах выделены на северо-восточном периклинальном замыкании антиклинали между контурами запасов категории С 1 и границами залежей, которые совмещены с внешним контуром нефтеносности (рис. 1, 2).

Границы запасов категории С 1 выделены на основании следующих признаков: 1) по данным скважины № 174 установлено положение продуктивных пластов Тл 2-а и Тл 2-б в разрезе, а с учетом ближайших глубоких скважин соседних нефтяных месторождений (Юрманского и Ильичёвско-го) оценена выдержанность пластов по площади; 2) получены промышленные притоки нефти и определены начальные дебиты при испытании пластов Тл 2-а и Тл 2-б в колонне скважины № 174; 3) высотное положение ВНК в достаточной степени обосновано данными опробования и ГИС; 4) изучен вещественный состав продуктивных пластов, определены их общие и эффективные нефтенасыщенные толщины; 5) коллекторские свойства пород продуктивных пластов оценены по керну и промыслово-геофизическим данным с использованием петрофизических зависимостей «керн-ГИС»; 6) физикохимические свойства нефти изучены по двум поверхностным пробам из пластов Тл 2-а и Тл 2-б и одной глубинной пробе из пласта Тл 2-б ; 7) газосодержание нефти и пересчётный коэффициент при подсчёте запасов по обоим пластам приняты по данным анализов глубинной пробы нефти из пласта Тл 2-б ; 8) выполнено обоснование

КИН по пластам Тл 2-а и Тл 2-б с использованием статистического метода [4, 6].

Для подсчёта запасов приняты следующие значения подсчётных параметров. По пласту Тл 2-а площади нефтеносности по категориям С 1 и С 2 – соответственно 1642 и 612 тыс. м², средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные толщины – 1.9 и 1.8 м, нефтенасыщенные объёмы – 3061 и 1128 тыс. м³. По пласту Тл 2-б площади нефтеносности по категориям С 1 и С 2 – 1758 и 689 тыс. м², средневзвешенные эффективные нефтенасыщенные толщины – 5.3 и 4.8 м, нефтенасыщенные объёмы – 9359 и 3326 тыс. м³. Значения коэффициентов пористости и нефтенасы-щенности приняты по данным ГИС: пористости – 0.12 по пласту Тл 2-а и 0.16 по пласту Тл 2-б , нефтенасыщенности – соответственно 0.92 и 0.86. Плотность нефти в стандартных условиях - 0.858 г/см³ по пласту Тл 2-а и 0.837 г/см³ по пласту Тл 2-б . По обоим пластам пластовый газовый фактор принят равным 215 м³/т, пересчёт-ный коэффициент 0.722. Для обоснования коэффициентов извлечения нефти использованы метод аналогии и статистический метод [4, 6]. Значения КИН, оценённые с помощью статистического метода по формуле В.К. Гомзикова, составили 0.374 по пласту Тл 2-а и 0.418 по пласту Тл 2-б .

По состоянию на 1.01.2014 Северо-Юрманское нефтяное месторождение не учтено Государственным балансом запасов и не принадлежало распределенному фонду недр Пермского края. Запасы углеводородного сырья Северо-Юрманского нефтяного месторождения подсчитаны впервые. Согласно подсчёту, выполненному по состоянию на 1.11.2014, запасы нефти и растворённого газа на площадях каждой залежи, ограниченных водонефтяными контактами, отнесены к категориям С 1 и С 2 в следующих количествах.

По пласту Тл 2-а запасы нефти (геологические / извлекаемые, тыс. т) по категории С 1 – 209 / 79, категории С 2 – 78 / 30, по сумме категорий С 1 +С 2 – 287 / 109. Запасы растворённого газа (геологические / извлекаемые, млн м³) по категории С 1 – 45

/ 17, категории С 2 – 17 / 7, по сумме категорий С 1 +С 2 – 62 / 24.

По пласту Тл 2-б запасы нефти (геологические / извлекаемые, тыс. т) по категории С 1 – 778 / 325, категории С 2 – 277 / 116, по сумме категорий С 1 +С 2 – 1055 / 441. Запасы растворённого газа (геологические / извлекаемые, млн м³) по категории С 1 – 167 / 70, категории С 2 – 60 / 25, по сумме категорий С 1 +С 2 – 227 / 95.

По обоим пластам Тл 2-а +Тл 2-б Северо-Юрманского месторождения запасы нефти (геологические / извлекаемые, тыс. т) по категории С 1 – 987 / 404, категории С 2 – 355 / 146, по категориям С 1 +С 2 – 1342 / 550; запасы растворённого газа (геологические / извлекаемые, млн м³) по категории С 1 – 212 / 87, категории С 2 – 77 / 32, по сумме категорий С 1 +С 2 – 289 / 119.