Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

     Нижний  отдел каменноугольной системы  включает отложения серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Серпуховский ярус (C₁s) характеризуется широким развитием кавернозности отложений. Представлен известняками и доломитами среднезернистыми с крупными кавернами. Мощность отложений 110-128 м.

     Карбонатные отложения окского (C₁ok) и тульского (C₁tl) возраста представлены известняками и доломитами. Известняки от мелко- до крупнозернистых, плотные, крепкие, с включениями глубокого ангидрита, со стилолитовыми швами и трещинами, выполненными глинистым материалом. Доломиты и доломитизированные известняки окремнелые, с гнездами крупнокристаллического кальцита. В верхней части окского надгоризонта установлена промышленная нефтеносность. Толщина отложений окского надгоризонта составляет 123-151 м, карбонатной пачки тульского горизонта - 12-17 м.

     Терригенные отложения тульского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тульские терригенные отложения залегают на размытой поверхности турнейского (впадинные и склоновые разрезы) и фаменского (рифовые разрезы) ярусов. Толщина отложений терригенной толщи 11-42 м.

     Турнейские  отложения (C₁t) в пределах рифогенного массива отсутствуют. В разрезах впадинного типа отложения турнейского возраста представлены карбонатными и терригенно-карбонатными комплексами пород заволжского, малевско-упинского, черепетского и кизеловского возраста. Толщина отложений турнейского возраста 159-166 м.

     Девонская система (D)

     Представлена  фаменским, франским и живетским  ярусами.

     Разрез  фаменского яруса (D₃fm) представлен двумя типами: рифовым и межрифовым (впадинным). Разрезы рифового типа прослежены во всех скважинах в пределах массива. Представлены известняками и доломитами без ощутимых глинистых примесей. Известняки светло- и темно-серые, с остаточной фауной брахиопод и криноидей, прослоями кавернозные со следами выщелачивания. Доломиты светло-серые до белого, скрытокристаллические, плотные, иногда кавернозные. К карбонатным породам рифовой фации приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений фаменского возраста колеблется в пределах 126-163 м.

     Впадинный тип разрезов представлен известняками серыми и темно-серыми, участками доломитизированными, глинистыми, чередующимися с пачками переслаивания битуминозных известняков, реже сланцев. Толщина отложений впадинного типа разреза фаменского яруса составляет 105 м (скважина  № 49).

     

     

     Верхнефранский  подъярус (D₃f²) – нерасчлененная толща (ливенский, евлановский, воронежский, бурегский горизонты). Для рифового типа разреза характерны известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические, массивные, прослоями кавернозные, с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом, с фауной брахиопод и доломиты крепкие, массивные, известковистые. Толщина верхнефранских отложений в рифовой фации составляет 271-290 м. Верхнефранская толща в межрифовых разрезах (скважин №№ 49) представлена известняками в различной степени окремнелыми, битуминозными, с тонкими прослоями сланцев битуминозно-известковистых. Толщина составляет около 48 м.

     Нижнефранский подъярус (D₃f¹) включает отложения кыновского горизонта, представленные известняками, и терригенную толщу кыновско-живетского возраста, залегающую на размытой поверхности вендского комплекса

     Вендский  комплекс (V) представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толща в скважине № 49 составляет 18 м.

 

     

1.3. Тектоника

     Озерное месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Соликамской депрессии

     Тектоническое строение Соликамской впадины изучено  по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.

     Вся территория Соликамской впадины  расположена в области распространения  единого крупного Камско-Кинельского  прогиба с широким развитием  рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Озерная структура является таким рифогенным массивом. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ картируется в виде моноклинального склона на северо-восток. Глубина залегания фундамента около 6 км.

     Поверхность отложений вендского комплекса (скважин №№ 35, 38, 49) представлена упрощенной моноклиналью с падением слоев с запада на восток от абсолютных отметок –2092 м до –2134 м. Угол наклона слоев составляет 0º30'.

     По  кровле терригенных отложений кыновского горизонта (III отражающий горизонт) Озерная структура находится в пределах структурного мыса, открывающегося на северо-запад (стратоизогипса –2100 м).

     В строении верхнедевонского карбонатного комплекса Озерная структура  представляет собой рифогенное сооружение, осложненное двумя вершинами. Высота рифа, начавшего рост в бурегское время, 460 м.

     По II отражающему горизонту (кровля терригенных  отложений тульского горизонта) Озерная структура представляет собой купол неправильной формы  размерами 5,7х6,0 км по замкнутой стратоизогипсе –1650 м. Амплитуда западной вершины 135 м, восточной –105 м. Углы наклона северо-восточного крыла более 4º, юго-восточного 3º22'.

     

     Структурный план башкирского яруса изучен по данным глубокого бурения. Все структурные  построения проведены с учетом информативного нижележащего структурного плана по кровле тульских терригенных отложений. Размеры структуры по изогипсе –1270 м  составляют 5,75х4,9 км, амплитуда 45 м. Углы наклона: восточного крыла 2º40', западного 2º55'.

     По  горизонту А^Т (поверхность артинских терригенных отложений) структура представляет собой куполовидную складку размерами 3,5х3,0 км по замкнутой изогипсе  –480 м. Амплитуда поднятия 24 м. Углы наклона: восточного крыла 1º27', западного - 1º47'.

     Строение  нижнепермского комплекса осложнено  рифогенным сооружением артинского возраста. Максимальная высота рифа отмечена в районе скважин №№ 38, 42, 43 и составляет 170 м. Склон рифа, представленный переслаиванием слоистых карбонатных пород с рифогенными разностями, прослеживается в разрезах скважин №№ 46 и 48. В это же время, в верхнедевонском структурном этаже наблюдается в районе этих скважин наиболее высокая вершина рифа.

     Таким образом, в тектоническом отношении  Озерная структура представляет собой купол тектоно-седиментационного  происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов по маркирующим горизонтам терригенного девона, каменноугольных отложений и артинского яруса, вследствие развития последевонского и раннепермского органогенных сооружений.  
 

 

     

1.4. Нефтегазоносность

     В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

• нижнепермский карбонатный НГК;
• среднекаменноугольный карбонатный НГК;
• нижне-средневизейский терригенный НГК;
• верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;
• кыновско-эйфельский терригенный НГК.

     Нижнепермский карбонатный НГК

     На  Гежском, Кисловском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском месторождениях нефтепроявления  приурочены к филипповским, сакмарским, ассельским и артинским отложениям. На Озерном месторождении нефтепроявления  в артинских отложениях отмечены в скважинах №№ 48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность установлена в сакмарском пласте (См).

     Среднекаменноугольный карбонатный НГК

     Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и  верейского горизонтов, башкирского  и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских – практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Озерном месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского яруса (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃) и окского надгоризонта (пласт Ок).

     Нижне-средневизейский  терригенный НГК

     

     В северной части Соликамской впадины  в пределах комплекса выделяется тульский пласт. Нефтепроявления отмечены на Мысьинском, Гагаринском месторождениях, на Кисловском и Федорцевском – получены промышленные притоки. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скважин №№ 48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скважин №№ 35, 46) и перфорации (скважина № 36) были отмечены нефтепроявления и незначительные притоки нефти, не имеющие промышленного значения.

     Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК

     В пределах комплекса нефтепроявления  в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В верхне и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скважины №№ 36, 44, 38, 51) месторождениях.

     Кыновско-эйфельский терригенный НГК

     Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам  отмечены на Кисловском, Гагаринском, Пихтовском и Бельском месторождениях. На Озерном месторождении нефтепроявления встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность нефтегазоносности девонских терригенных отложений на изучаемой территории.

     В результате, на месторождении установлена  нефтеносность в карбонатных  отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш₁, Бш₂, Бш₃), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок). Строение залежей схематично отображено на геологических профильных разрезах средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений I-I по линии скважин №№ 49, 50, 47, 48, 46, 43, 42, 38, 36 и турней-фаменских отложений II-II по линии скважин №№  49, 50, 47, 46, 42, 38, 36

     Общая характеристика залежей приведена в таблице 1. 
 

     

       

     Таблица 1

     Характеристика  залежей.

Пласт Абсолютная  отметка залегания    Абсолютная отметка   Размеры залежи по ВНК Площадь водонефтяной зоны, % от   Тип залежи        пласта  в своде, м ВНК, м Длина, км Ширина, км Высота, м общей        См -726,9      -736 1,5 1,2 9,1 100 Пластовая, сводовая, водонефтяная Бш1 -1239,6 -1279 4,7 3,3 39,4 16,6 Пластовая, сводовая Бш2 -1251,5 -1282 4,3 3,0 30,5 81,4 Пластовая, сводовая Бш3 -1273,6 -1285 0,6 1,25 11,4 100 Пластовая, сводовая, водонефтяная Ок -1432,5 -1475 3,5 2,6 42,5 83,5 Пластовая, сводовая Фм -1578,4 -1699 5,4 5,0 120,6 100 Массивная