Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования

«Пермский государственный национальный исследовательский университет»

Геологический факультет

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Выпускная квалификационная работа специалиста

Изучение коллекторских свойств бобриковских и фаменско-турнейских отложений Шершневского месторождения при помощи гидродинамических исследований

Исполнитель: студентка 5 курса группы ГГР-10СП Петровых Ю.А.

Научный руководитель: доцент, к. г.-м. н Алексеева О.Л.

Зав. кафедрой: профессор, доктор геол.-минер. наук, заслуженный геолог РФ Карасёва Т.В.

Пермь 2015



Оглавление

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геологическая характеристика строения месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

2.4 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов

3.1 Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов по керну

3.2 Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов по ГИС

4. Характеристика коллекторских свойств бобриковских отложений

4.1 Определение проницаемости по керну

4.2 Определение проницаемости по ГИС

4.3 Определение проницаемости по ГДИ

5. Характеристика коллекторских свойств фаменско-турнейских отложений

5.1 Определение проницаемости по керну

5.2 Определение проницаемости по ГИС

5.3 Определение проницаемости по ГДИ

Заключение

Список литературы



Введение

Для технически и экономически целесообразной разработки того или иного эксплуатационного объекта требуется детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения нефти или газа.

Методы изучения эксплуатационных объектов, основанные на лабораторных исследованиях образцов пород продуктивного пласта, а также жидкостей и газов, в нем содержащихся, называются лабораторными, или прямыми. Эти методы имеют большое практическое значение, хотя возможности их ограничены.

Помимо прямых применяется широкий комплекс косвенных методов, позволяющих давать количественную оценку интересующих нас свойств пласта, на основании изучения других связанных с ними свойств. Наиболее важные из косвенных методов -- промыслово-геофизические и гидродинамические.

При геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину на электрическом кабеле, изучаются: электрические свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радиокаротаж), акустические, механические и т.п. По этим данным определяют такие свойства пластов, как толщина пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.

С помощью геофизических методов можно изучать свойства пластов только в зоне, удаленной от стенок скважины на несколько сантиметров. Но так как объем исследуемой зоны составляет лишь незначительную долю от объема всего пласта, получаемая информация не может достаточно точно характеризовать свойства пласта в целом или те свойства, которые могут резко изменяться по площади его распространения (например, проницаемость).

В этом смысле существенное преимущество перед лабораторными и геофизическими методами изучения пластов имеют гидродинамические методы исследований. Сущность этих методов заключается в определении некоторых важных гидродинамических характеристик пластов и скважин по данным измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте.

Цель- изучение коллекторских свойств бобриковских и фаменско-турнейских отложений Шершневского месторождения при помощи гидродинамических исследований.

Задачи:

1. Сбор материала по геологии, нефтегазоносности Шершневского месторождения.

2. Сбор и анализ данных по фильтрационно-емскостным свойствам бобриковских и фаменско-турнейских отложениям полученным разными методами.

3. Построение структурных карт по кровлям продуктивных горизонтов и карт эффективных нефтенасыщенных толщин.

4. Построение карт распределения пористости и проницаемости для продуктивных горизонтов, графиков зависимости.

5. Анализ и сопоставление основных характеристик фильтрационных свойств по ГИС, ГДИ и по керну.



1. Общие сведения о месторождении

Шершневское месторождение расположено в Усольском районе Пермского края, в 15 км юго-западнее г. Березники и в 145 км на север от г. Перми (рис.1.1). Площадь месторождения составляет 50 км^2.

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены ГКЗ РФ, являются: Уньвинское (17 км юго-восточнее), Юрчукское (28 км севернее), Сибирское (20 км восточнее), им. Архангельского (4 км юго-восточнее).

Основными путями сообщения являются электрифицированная железная дорога Пермь-Соликамск, река Кама, асфальтированное шоссе Пермь-Полазна-Березники-Соликамск. Ближайшие к району работ железнодорожные станции: Березники - 15 км, Яйва - 25 км, Шиши - 15 км. В г. Березники находится речной порт.

По орогидрографическим условиям территория месторождения представляет собой всхолмленную увалистую равнину, расчлененную речными долинами, полностью залесенную и заболоченную в поймах рек. Северо-западная часть площади, примыкающая к Камскому водохранилищу, полностью заболочена. Абсолютные отметки земной поверхности колеблются в пределах от плюс 110м, в поймах рек, до плюс 190м, на водоразделах.

Климат района умеренно-континентальный. Средняя годовая температура составляет +1,2⁰С. Среднемесячная: в июле +18⁰С (max до 36⁰С), в январе - 18⁰С (min -47⁰C).

Среднее количество осадков 500-600 мм, основное их количество (75%) выпадает с апреля по октябрь.

Преобладающие ветры - западные и юго-западные.

Основным населенным пунктом является г.Березники. Ближайшие населенные пункты с. Володин Камень, с. Белая Пашня, с. Малое Романово.

Основную часть населения составляют русские.

Ведущие отрасли народного хозяйства в данной местности являются калийная и химическая промышленности, металлургия с центром в г.Березники; деревообработка и целлюлозно-бумажная - в г.Соликамске, предприятия нефтяной промышленности сосредоточены в г.Березники и пос.Полазна. Сельское хозяйство имеет подчиненное значение.

На 1.01.2002 г. на месторождении добыто 17 тыс.т нефти

Граница горного отвода проходит по 500-метровой охранной зоне солей. Запасы нефти, находящиеся за пределами горного отвода числятся в нераспределенном фонде.

Рис.1.1 Обзорная тектоническая схема района



2. Геологическая характеристика строения месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез Шершнёвского месторождения вскрыт поисковыми скважинами от четвертичных до эйфельских отложений среднего девона на глубину 2590м (скв. 79) и представлен образованиями девонской, каменноугольной и пермской систем верхнего палеозоя, на которых залегают маломощные осадки четвертичного периода (графическое приложение 1).

По соленосной и надсолевой части вскрытого разреза, наряду с результатами ГИС глубоких скважин, использованы данные солеразведочных скважин.

Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Шершнёвского месторождения приведена по данным «Геологического отчёта о результатах поискового бурения на Белопашнинской площади» [5].

Девонская система- D

Средний отдел - D₂

Отложения среднего девона в объеме эйфельского и живетского ярусов вскрыты только скв. 79 в северо-западной сводовой части Шершнёвского месторождения.

Эйфельский ярус - D₂ e

Литологически отложения яруса представлены песчаниками светло-серыми, микрозернистыми, кварцевыми, крепкими, плотными, частью слабо трещиноватыми, алевритистыми. Вскрытая толщина 25 м

Живетский ярус - D₂ gv

Cложен в нижней части песчаниками, в средней и верхней частях разреза - алевролитами и аргиллитами. Песчаники светло-серые, серые, микрозернистые, кварцевые, плотные, средней крепости. Алевролиты темно-серые, тонкозернистые, плотные, средней крепости, песчанистые. Аргиллиты зеленовато-черные, плотные, слоистые, хрупкие. Толщина 5,3 м

Верхний отдел- D₃

Отложения верхнего отдела девонской системы, представленные франским и фаменским ярусами, полностью пройдены только скв. 79, в остальных скважинах вскрыта верхняя часть отложений фаменского яруса.

Франский ярус - D3f

Ярус выделяется в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.

Нижний подъярус - D3f1

Нижнефранские образования представлены отложениями пашийского и тиманского горизонтов. Они сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники от темно-серых до светло-серых разновидностей, тонко- и микрозернистые, кварцевые, плотные, частью слабопористые, крепкие, абразивные. Алевролиты темно-серые, тонкозернистые, плотные, крепкие, песчанистые. Аргиллиты зеленовато-черные, плотные, хрупкие. Толщина 7,2 м.

Средний подъярус - D₃f₂

Среднефранские отложения подразделяются на саргаевский и доманиковый горизонты.

Отложения саргаевского горизонта представлены в нижней части переслаиванием известняка коричневого, темно-серого, тонкокристаллического, плотного, крепкого, глинистого в различной степени, органогенного и аргиллита черного, темно-серого, неяснослоистого, средней крепости, неравномерно известковистого. В верхней части аргиллиты зеленовато-серые, реже черные, плотные, хрупкие и известняки коричневые, коричневато-серые, тонко- и мелкокристаллические, плотные, частью пористые, крепкие. Толщина 7,0 м

Отложения доманикового горизонта представлены известняками светло-серыми, коричневатыми, тонко- и мелкокристаллическими, плотными, слабопористыми и в небольшой степени аргиллитами зеленовато-серыми, плотными, хрупкими и известковистыми. Толщина 7,0 м

Верхний подъярус - D₃f₃

Подъярус включает в себя мендымский и нерасчлененные воронежский, евлановский, ливенский горизонты.

Мендымский горизонт сложен известняками светло-серыми, коричневато-серыми от тонко- до крупнокристаллических, массивными, плотными, крепкими, с единичными кавернами, в незначительной степени с примазками зеленовато-серого аргиллита, с включениями голубовато-серого ангидрита. Толщина 114, 7 м

Воронежский, евлановский, ливенский нерасчлененные горизонты представлены известняками светло-серыми, темно-серыми, светло-коричневыми, тонкокристаллическими, массивными, крепкими, плотными, прослоями мелкокавернозными, слабо трещиноватыми, кальцитизированными, с редкими примазками черного глинистого материала. Толщина 255,9 м.

Фаменский ярус- D₃ fm

Сложен известняками неравномерно доломитизированными, доломитами с многочисленными кавернами и трещинами, заполненными кальцитом и ангидритом. Отложения представлены двумя типами разрезов: впадинный и рифовый. Полностью пройденная толщина турнейско-фаменских отложений в скв. 79 составляет 182,9 м, в остальных скважинах вскрытая толщина составляет от 21 до 145м. К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).

Каменноугольная система- C

Нижний отдел- C₁

Турнейский ярус- C₁ t

На Шершнёвском месторождении, как и на всей Белопашнинской разведочной площади турнейский ярус уверенно выделить нельзя. Он сложен известняками коричневато-серыми, мелкокристаллическими, участками кавернозными, крепкими, в разной степени глинистыми, битуминозными. Толщина турнейских отложений не превышает 2-17 м, или они полностью отсутствуют. К проницаемым разностям турнейско-фаменских отложений приурочена залежь нефти (пласт Т-Фм).

Визейский ярус- C₁ v

Нижний подъярус- C₁ v₁

Кожимский надгоризонт- C₁ kh

Радаевский горизонт- C₁ rd

Породы радаевского возраста несогласно залегают на турнейских отложениях, а в зонах размыва отсутствуют. Повышенные значения толщин тяготеют к склонам структуры облекания рифового массива и к пониженным ее участкам. Горизонт представлен неравномерным переслаиванием известковистых, битуминозных, углистых аргиллитов, кварцевых алевролитов и песчаников. К проницаемым разностям радаевского горизонта приурочена залежь нефти (пласт Мл). Толщина в скважинах, где радаевские отложения не были размыты, изменяется в пределах 3-14 м.

Бобриковский горизонт- C₁ bb

На раннебобриковское время приходится максимальная за всю историю визейского осадконакопления регрессия. За счёт размыва радаевских отложений расширяются речные долины, а выполняющие их аллювиальные песчаники образуют мощные (10 - 15 м) пачки и отличаются наиболее грубозернистым составом и латеральной выдержанностью.

Породы бобриковского возраста представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами, с подчиненными прослоями каменного угля и каолинитовых глин. В отложениях бобриковского горизонта выделены зоны увеличенных толщин коллекторов до 16м. Расположение этих зон в плане свидетельствует о существовавших в это время речных потоков, что в современном плане отразилось в виде рукавообразных форм увеличенных толщин северо-западного направления. Аллювиальные песчаники, выполняющие речные долины образуют мощные пачки и отличаются латеральной выдержанностью. К проницаемым разностям бобриковских терригенных отложений приурочена залежь нефти (пласт Бб). Толщина бобриковских отложений 12-20 м.

Верхний подъярус - С₁v₃

Окский надгоризонт- C₁ ok

Тульский горизонт- C₁ t_l

По литологическому составу подразделяется на 2 пачки снизу вверх: терригенную и карбонатную.

Тульские терригенные отложения представлены, в основном, переслаивающимися аргиллитами и алевролитами. Песчаные пласты относительно изолированы от окружающих их глинисто-алевритовых отложений и часто являются литологически замкнутыми ловушками. К проницаемым разностям тульских терригенных отложений приурочена залежь нефти (пласт Тл). Толщина терригенной пачки 11-14м.

Карбонатная часть тульского горизонта представлена неравномерным переслаиванием известняков и доломитов. Известняки неравномерно глинистые и доломитизированные, плотные, с прослойками темно-серой глины. Доломиты серые и коричневато-серые, разнозернистые, неравномерно глинистые. Толщина карбонатной толщи 18-22м.

Алексинский горизонт - C₁ al

Представлен известняками коричневато-серыми, тонкозернистыми, доломитизированными и доломитами коричневато-серыми, неравномерно известковистыми. Толщина составляет 11-17 м.

Михайловский + Веневский горизонты - C₁ mh+С₁vn

Горизонты сложены известняками, доломитами и аргиллитами. Известняки темно-серые, неравномерно глинистые. Доломиты коричневато-серые, глинистые, битуминозные, участками сульфатизированные. Аргиллиты темно-серые, плотные, крепкие, известковистые, алевритистые. Толщина изменяется от 68,9 м до 79,4 м.

Серпуховский ярус - C₁ s

Сложен известняками и доломитами. Известняки темно-серые, коричневатые, неравномерно доломитизированные, окремнелые, трещиноватые с включениями кальцита или глинистого материала. Доломиты серые, разнозернистые, местами известковистые. Толщина яруса изменяется от 109 м до 125 м.

Средний отдел - C₂

Башкирский ярус- C₂ b

Нижняя граница яруса проводится в основании известняково-раковинного песчаника, свидетельствующего о перерыве в осадконакоплении между башкирскими и серпуховскими отложениями. Известняки органогенно-детритовые, участками доломитизированные, местами окремнелые. Толщина яруса изменяется от 58 м до 73 м.

Московский ярус- C₂ m

Нижний подъярус- C₂ m₁

Верейский горизонт- C₂ vr

Верейский горизонт повсеместно представлен чередованием известняков и аргиллитов с маломощными прослоями доломитов, алевролитов, мергелей. Толщина верейского горизонта составляет 64-67 м.

Каширский горизонт- C₂ ks

Горизонт сложен известняками и доломитами, чередующимися между собой. В нижней части разреза маломощные прослои аргиллитов. Толщина горизонта изменяется от 38 м до 57 м.

Верхний подъярус- C₂ m₂

Подольский горизонт- C₂ pd

Горизонт сложен известняками и доломитами толщиной 56-66м.

Мячковский горизонт- C₂ mc

Горизонт представлен чередованием известняков и доломитов толщиной 75-89м.

Верхний отдел- C₃

Отдел сложен доломитами серыми, мелкозернистыми, в различной степени известковистыми, кристаллическими, участками кавернозными. Толщина отложений 54-73м.

Пермская система - P

Нижний отдел - P₁

Ассельский + Сакмарский ярусы - P₁ a+s

Ярусы рассматриваются совместно, т.к. границу между ними выделить возможно только условно. Сложены известняками кристаллическими, крепкими, участками окремнелыми, глинистыми, битуминозными, прослоями органогенно-детритовыми. Толщина ярусов изменяется от 265 м до 293 м.

Артинский ярус - P₁ ar

По литологическому составу ярус подразделяется на 2 пачки: нижнюю - карбонатную и верхнюю - терригенную.

Карбонатная пачка сложена известняками светло-серыми, участками окремнелыми, органогенно-обломочными с многочисленной фауной. Толщина пачки изменяется от 162 м до 247 м.

Терригенная пачка сложена полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами, мергелями с линзовидными включениями и тонкими прослоями известняков, доломитов. Толщина пачки изменяется от 5,5 м до 56 м.

Кунгурский ярус - P₁ k

Филипповский горизонт - P₁ fl

Горизонт представлен двумя пачками: нижней - ангидритовой и верхней - глинисто-карбонатной. Нижняя пачка сложена ангидритами, разделёнными карбонатными породами, верхняя - чередующимися мергелями, известняками, доломитами и аргиллитами. Мощность горизонта изменяется от 76 м до 105 м.

Иренский горизонт - P1 ir

В составе иренского горизонта выделяются глинисто-ангидритовая (подсолевая) и соляная толщи.

Глинисто-ангидритовая толща стратиграфически соответствует нижней части иренского горизонта. Толща представлена переслаиванием глины доломитовой с пластами ангидрита, доломита, а также переходных разностей этих пород, иногда с редкими подчиненными маломощными прослоями песчаников.

Соляная толща стратиграфически соотносится с верхней частью иренского горизонта и подразделяется, в свою очередь (снизу вверх): на подстилающую каменную соль, сильвинитовую, сильвинито-карналлитовую зоны и покровную каменную соль. Подстилающая каменная соль слоистая. Сильвинитовая зона представляет собой чередование пластов красного сильвинита и каменной соли. Сильвинито-карналлитовая зона представлена чередованием пластов карналлитовой породы, смешанных солей и каменной соли. Покровная каменная соль сложена серой каменной солью с прослоем глины в средней ее части.

Общая толщина иренского горизонта 432-631 м.

Верхний отдел - P₂

Уфимский ярус - P₂ u

Соликамский горизонт - P₂ sl

В состав соликамского горизонта входят соляно-мергельная и терригенно-карбонатная толщи.

В нижней части соляно-мергельной толщи имеется переходная пачка, где возможны газодинамические проявления под влиянием соляной тектоники. В составе переходной пачки от одного до трех пластов каменной соли, переслоенных пластами глинисто-мергельных пород. Терригенно-карбонатная толща в нижней части представлена глинистыми известняками и мергелями, с прослоями аргиллитов и известковистых глин, верхняя часть - чередованием плитчатых глинистых известняков и мергелей с песчаниками и алевролитами.

Шешминский горизонт - P₂ ss

Пестроцветная толща

Толща представлена песчаниками и алевролитами бурыми, зеленовато-серыми, чередующимися с аргиллитами и глинами, участками загипсованными, иногда с маломощными пропластками мергеля и известняка.

Общая толщина отложений уфимского яруса составляет 80-200 м.

Четвертичная система - Q

Четвертичные отложения с большим стратиграфическим перерывом перекрывают отложения палеозоя. Они представлены песками, глинами, галечниками, супесями различного происхождения, толщина которых достигает 52 м.

2.2 Тектоника

Шершнёвское месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенному на южном окончании Березниковского палеовыступа в южной половине Соликамской депрессии (рис.2.2.1). Соликамская впадина представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру с размерами 230х(60-80) км, сформировавшуюся в раннепермскую эпоху за счет накопления флишоидно-молассовых отложений артинского яруса - «терригенного клина» . Вся территории Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек позднедевонского возраста.

На основании площадных сейсморазведочных работ установлено, что поверхность кристаллического фундамента наклонена на восток, залегая на абсолютных отметках от -4200-4250 м на западе до -4300-4350 м на востоке площади с градиентом уклона 25 м/км (угол наклона порядка 1^о) [10].

Морфология додевонских отложений изучена слабо из-за больших трудностей прослеживания их сейсморазведкой. На соседнем Уньвинском месторождении отложения вендского комплекса залегают на размытой поверхности фундамента на абсолютных отметках -2600-2700м и моноклинально погружаются на восток.

Верхнедевонско-турнейский комплекс пород образован в условиях резко дифференцированного осадконакопления в период формирования Камско-Кинельской системы прогибов. В позднедевонскую эпоху территория современной Соликамской впадины представляла собой крупный архипелаг среди глубоководного шельфа, образованный рифовыми массивами островного типа различной величины или их группами. К структурам облекания позднедевонских рифовых массивов приурочено подавляющее большинство нефтяных месторождений Соликамской депрессии, в том числе и Шершнёвское. Формирование позднедевонских (мендымских) рифов началось на краю мелководного шельфа.

Формирование рифового массива происходило в несколько этапов. Это выразилось в чередовании периодов осадконакопления эпизодами частичного разрушения рифа при понижении уровня моря. Регрессивным этапам на поверхности рифов соответствуют процессы эрозии, карстования, образования маломощных прослоев глин либо глинистых известняков. К концу позднефранского времени постройка представляла собой атоллоподобное образование, в пределах которого в виде неправильного кольца распространялись фации биогермных, гребневых известняков. Северная часть органогенной постройки имела связь с морем и подвергалась интенсивному воздействию волн и течений, происходило разрушение гребня и формирование приливно-отливных каналов.

Относительное падение уровня моря в турнейский век привело к резкому замедлению или даже приостановке осадконакопления в районах развития позднедевонских органогенных построек. Кроме того, карбонаты, которые накапливались в небольшом количестве на поверхности рифа, разрушались под воздействием денудационных и карстовых процессов. В современном разрезе на рассматриваемой территории турнейские отложения представлены либо в неполном объеме, либо полностью отсутствуют .

Таким образом, геологические процессы сформировали сложный расчлененный рельеф поверхности турне-фаменских карбонатов. Толщины косьвинских и радаевских отложений зависят от палеорельефа турнейско-фаменской поверхности, неполный объем косьвинского горизонта объясняется эрозионными и денудационными процессами.

Радаевское время характеризуется прибрежно-континентальными обстановками седиментогенеза с накоплением песчано-алевролито-аргилли-товых отложений. В бобриковское время седиментация песчаного материала происходила в обстановках русловых фаций. Об этом свидетельствуют генетические особенности отложений: неотсортированность обломочного материала, увеличение зернистости к подошвенной части пласта, форма песчаных тел.

Палеогеографическая обстановка раннетульского времени в общих чертах сохраняется. Компенсация неровностей эрозионного турнейского рельефа произошла к концу тульского времени.

Строение Шершнёвской структуры прослежено по результатам сейсмических исследований и по картам, построенным с учётом всех пробуренных скважин.

Рис. 2.2.1 Выкопировка из тектонической карты Пермского края

По кровле тиманских терригенных отложений (ОГ III) породы моноклинально погружаются на восток от абсолютных отметок минус 2390 м до минус 2440 м.

По поверхности турнейско-фаменских карбонатных отложений (ОГ II^П) Шершнёвская структура выделяется как крупное, куполовидное поднятие размерами 5,2 км х 5,1 км, амплитудой 118 м (табл. 2.2.1).Западное крыло складки наиболее крутое (угол наклона порядка 6^о). По данным сейсмики и бурения выделяется 2 вершины: в районе скв. 79 и 301-208. Вершина в районе скв. 79 имеет форму подковы и более высокое гипсометрическое положение. Размеры её 3,2 км х 2,0 км, амплитуда составляет 18 м. Вершина в районе скв. 301-208 имеет размеры 0,6х0,2км и амплитуду 8м.

Активизация тектонической деятельности в конце турнейского и начале визейского века привела к подъему всей территории и смене карбонатного осадконакопления терригенным. Сводовая часть органогенной постройки подвергалась интенсивным циклическим эрозионно-карстовым процессам. Происходило выравнивание палеорельефа внутририфовыми и межрифовыми отложениями, особенно в южной части, в центральной и северной, где происходило образование приливно-отливных эрозионно-карстовых каналов и заполнение их обломочными известняками.

Таблица 2.2.1 - Характеристика структур по маркирующим горизонтам

Возраст отложений	Наивысшее положение в своде абс. отм., м	Замыкающая изогипса, м	Размеры по замыкающей изогипсе
			Длина км	Ширина км	Амплитуда м
Тиманский	-	-	-	-	-
Турнейско-фаменский	-1832	-1950	5,2	5,1	118
Тульский терригенный	-1799	-1880	4,8	4,8	81
Башкирский	-1516	-1580	5,2	4,8	64
Артинский	-767	-780	6,1	4,1	13

В радаевское и бобриковское время на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. В ходе детального геологического изучения Шершневской структуры методом 3D было установлено, что накопление песчаных осадков визейских терригенных отложений происходило в условиях аллювиально-дельтовых фаций. Увеличенное содержание песчаников характерно для восточной половины поднятия, где преобладают пониженные отметки турнейско-фаменского палеорельефа.

По кровле отложений башкирского яруса (ОГ I^П) формы и размеры структур практически сохраняются, но отмечается выполаживание форм. Так, Шершневская структура по оконтуривающей изогипсе -1580 м имеет размеры 5,2х4,8 км, амплитуду 64 м.

По кровле карбонатных отложений артинского яруса (ОГ А^к) Шершневское поднятие имеет вид замкнутой положительной структуры, осложненной 6 органогенными постройками нижней перми, которые выделяются по данным сейсморазведки. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы минус 780м 6,1х4,1км, амплитуда 13м.

Таким образом, в основу формирования месторождения положены следующие особенности:

· Шершнёвское поднятие расположено в пределах структурно-фациальных границ Камско-Кинельской системы впадин.

· Основанием Шершнёвской структуры является крупный органогенный позднедевонский массив, который осложнил южную часть Березниковского позднедевонского палеоплато

· В генетическом отношении поднятие относится к тектоно-седиментационным, так как сформировалось как структура облекания верхнедевонско-турнейского рифа.

· Поднятие не прослеживается под органогенно-карбонатными отложениями, то есть относится к бескорневому, или наложенному, морфологическому типу.

· Предвизейский размыв уничтожил большую часть турнейских отложений. Формирование и распространение пластов-коллекторов определялось палеоструктурными особенностями и гидродинамикой водной среды. Разрушительная речная деятельность наиболее интенсивно проявилась в бобриковское время.

Вверх по разрезу от франских отложений поднятие сохраняется, выполаживаясь, о чем свидетельствует уменьшение амплитуды и углов падения.

2.3 Нефтегазоносность

Шершневское нефтяное месторождение расположено в Березниковском нефтегазоносном районе, в центральной части Соликамской впадины и приурочено к структуре облекания позднедевонского рифогенного массива, расположенного во внутренней зоне ККСП.

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Шершневском месторождении промышленно нефтеносны: нижне-средневизейский терригенный (пласты Тл, Бб, Мл) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт Т-Фм).

Ниже приводится описание продуктивных пластов и нефтепроявлений, отмеченных в разрезе по каждому нефтегазоносному комплексу.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Промышленная нефтеносность комплекса установлена в артинских отложениях на Бельском месторождении, а также в сакмарских отложениях Гагаринского, Гежского и Озерного месторождений.

Нефтепроявления встречены практически на всех месторождениях Соликамской депрессии и приурочены, в основном, к отложениям артинского и сакмарского ярусов.

На Шершневском месторождении нефтенасыщенный керн из артинских отложений поднят из скв. 225 и 228 - это известняки и доломиты с различной степенью нефтенасыщения. Из сакмарского яруса подняты нефтенасыщенные известняки из скв. 63 и 225. Опробованием отложения описываемого комплекса не изучены.

Московский терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс

Промышленная нефтегазоносность отложений данного комплекса установлена только на Уньвинском месторождении (пласты В₃В₄).

В пределах комплекса отмечены слабые нефтепроявления в каширских отложениях Гежского, Уньвинского и Чердынского месторождений.

В верейских отложениях нефтепроявления от слабых до обильных встречены практически на всех месторождениях Соликамской впадины, в том числе и на Шершневском месторождении (скв.57, 63, 64, 66, 67,68).

При опробовании пластоиспытателем в процессе бурения получено: скв. 57 - раствор с пленкой нефти 0,28 м³; скв. 66 - 0,55 м³смеси раствора и фильтрата с каплями нефти, скв. 63, 64, 65, 67, 68 - притока не получено.

Таким образом, результатами опробования в процессе бурения промышленной нефтеносности в данном комплексе не установлено.

Окско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Промышленная нефтеносность и нефтепроявления в пределах данного комплекса установлена в башкирских отложениях практически на всех месторождениях Соликамской депрессии, в том числе и на близлежащих Уьвинском и Сибирском.

На Шершневском месторождении при бурении скважин 57, 64, 66, 67, 69, 71, 403 был поднят керн, представленный известняком с различной степенью нефтенасыщения.

При опробовании пластоиспытателем в процессе бурения получено: скв.63, 64, 69 - пластовая вода; скв.65, 67, 68, 80 - смесь раствора, фильтрата и пластовой воды; скв.66 - 0,23 м3 нефти окисленной и 0,69 м3 смеси из пластовой воды, бурового раствора и фильтрата; скв.400 и 403 - смесь фильтрата и нефти 0,46м3 и 0,54 м3. Таким образом, результатами опробования в процессе бурения промышленной нефтеносности в башкирских отложениях не установлено.

В отложениях серпуховского яруса и окского надгоризонта нефтепроявления отмечены на Бельском, Верх-Сыпанском, Водораздельном, Кисловском месторождениях. На Гежском, Жилинском, Озерном и Сибирском месторождениях к этим отложениям приурочены залежи с промышленными запасами нефти.

На Шершневском месторождении нефтенасыщенный керн из окско-серпуховских отложений отсутствует, опробование не проводились, промышленной нефтеносности в данных отложениях не выявлено.

Нижне-средневизейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Визейский терригенный комплекс включает отложения нижней части тульского горизонта и кожимского надгоризонта. Для комплекса характерна ритмичность отложения осадков, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитами и аргиллитами и полосовое распространение песчаных тел увеличенной толщины, связанное с особенностями осадконакопления. По данным бурения на Шершнёвском месторождении выделены зоны увеличенных толщин коллекторов бобриковского возраста.

На близлежащих месторождениях: им. Архангельского, Уьвинском, Сибирском, Юрчукском и Чашкинском месторождениях к этим отложениям приурочены залежи нефти с промышленными запасами.

На Шершневском месторождение промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях тульского (пласт Тл), бобриковского (пласт Бб) и радаевского (пласт Мл) горизонтов и в карбонатных отложениях турнейско-фаменского яруса (пласт Т-Фм).

Тульский горизонт

Породы тульского горизонта делятся на две части: верхнюю - терригенно-карбонатную и нижнюю - терригенную (пласт Тл). Из тульских карбонатных отложений отобрано 2,2м нефтенасыщенного керна из скв. 57 и 69 - это известняки битуминозные, нефтенасыщенные и с запахом нефтяного газа. В процессе бурения поисковых скважин 63, 64, 65, 67, 69, 70, 71, 78, 79 опробование этой части разреза проводилось совместно с пластами Тл и Бб. Перфорацией карбонатная часть тульского горизонта не изучена, на соседних месторождениях промышленная нефтеносность не установлена.

Тульские терригенные отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. При построении структурных карт по тульским отложениям за основу принималась карта по отражающему горизонту II^к, отождествляемому с кровлей тульского терригенного горизонта.

В самой нижней части тульского горизонта по данным ГИС выделяется маломощный и литологически ограниченный пласт, условно названный Тл2 (Графические приложения 5,7). Опробование его не проводилось, на балансе он не числится и пересчёте не учитывался.

Пласт Тл

Пласт Тл залегает в кровле терригенной части тульского горизонта и имеет повсеместное распространение на территории месторождения (графические приложения 2-7). Продуктивный пласт сложен песчаниками кварцевыми, слабо сцементированными. Покрышкой залежи служат вышележащие аргиллиты темноокрашенные, углистые и известковистые.

Нефтеносность отложений пласта Тл подтверждается нефтенасыщенным керном, поднятым из скв. 57, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 79, 216 - это алевролиты и песчаники с различной степенью нефтенасыщения.

В 3 скважинах проницаемый пласт замещен плотными породами. Толщина пласта в пределах контура нефтеносности колеблется от 5,5 до 16,9 м, составляя в среднем 9,5 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах 0,4-9,9 м, достигая наибольших значений в юго-восточной части площади, а в среднем составляя 3,6 м. Коэффициент песчанистости 0,372, коэффициент расчлененности 2,66 (табл.2.3.1).



Таблица 2.3.1 - Коэффициенты вытеснения продуктивных отложений Шершневского месторождения

Пласт	Нефтенасыщенность начальная, д.ед.	Проницаемость по нефти, мкм2	Коэффициент вытеснения, д. ед.	Нефтенасыщенность остаточная, д.ед.
Тл	0,870	0,092	0,641	0,312
Бб	0,900	0,602	0,671	0,296
Мл	0,880	0,035	0,626	0,329
Т-Фм	0,730	0,022	0,615	0,281
терр - Квт = 0.0159Ln Кпр + 0.6792

Водонефтяной контакт принят условно на отметке минус 1880 м по нижней отметке получения нефти в колонне скв.69.

Промышленная нефтеносность залежи доказана работой скважин. Эксплуатация пласта началась в 2001г. На 01.01.2013г. добывающий фонд состоит из 9 скважин (в том числе в 4 скважинах совместно с пл. Бб). Начальные дебиты составляли 6,2-63,4т/сут.

Размеры залежи, в пределах условно принятого ВНК минус 1880м - 4,8х4,8 км, этаж нефтеносности 81м, тип залежи - пластовая сводовая литологически экранированная (табл.2.3.1).

Рис. 2.3.1 Структурная карта по кровле тульского пласта Тл

Рис. 2.3.2 Карта эффективной нефтенасыщенной толщины тульского пласта Тл

Бобриковский горизонт

Отложения бобриковского горизонта представлены алевролитами, аргиллитами и песчаниками и характеризуются сильной литологической изменчивостью по площади.

По данным бурения выделены зоны увеличенных толщин коллекторов бобриковского возраста. Расположение этих зон в плане свидетельствует о существовавших в это время речных потоков, что в современном плане отразилось в виде рукавообразных форм увеличенных толщин северо- западного направления. Аллювиальные песчаники, выполняющие речные долины образуют мощные пачки и отличаются латеральной выдержанностью.

Пласт Бб

Пласт Бб отделяется от вышезалегающего пласта Тл глинистыми породами толщиной 4,5-26,0м. Нефтеносность отложений пласта Бб подтверждается нефтенасыщенным керном, поднятым в скв. 57, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 79, 216, 236, 238 - это песчаники и алевролиты с различной степенью нефтенасыщения.

Толщина пласта в пределах контура нефтеносности колеблется от 6,0 до 22,4 м, составляя в среднем 12,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах 0,5-16,2 м, составляя в среднем 7,4 м (графические приложения 5-7). Коэффициент песчанистости 0,600, коэффициент расчлененности 3,21 (табл.2.3.1). Водонефтяной контакт принят на отметке минус 1898 м по результатам ГИС [48]. Результаты ГИС и опробования эксплуатационных скважин не противоречат отметке ВНК.

Промышленная нефтеносность пласта Бб доказана работой скважин. Эксплуатация пласта началась в 2001г. На 01.01.2013г. добывающий фонд состоит из 29 скважин, кроме того в 5 скважинах совместно с пл. Мл и в 4 скважинах совместно с пл. Тл (Рис. 2.3.3, 2.3.4). Начальные дебиты составляли 9,8-88,0 т/сут.

Рис. 2.3.3 Структурная карта по кровле бобриковского пласта Бб

Рис. 2.3.4 Карта эффктивной нефтенасыщенности толщины бобриковского пласта Бб

Размеры залежи в пределах ВНК минус 1880м 4,9х4,8 км, этаж нефтеносности 83,3м, тип залежи - пластовая сводовая (табл.2.3.1).

Радаевский горизонт

Предвизейский размыв уничтожил большую часть турнейских пород, радаевские отложения залегают на размытой поверхности турнейско-фаменских отложений, нивелируя неровности палеорельефа. Интенсивная речная деятельность в начале бориковского времени привела к частичному и полному размыву радаевских отложений.

Пласт Мл

Пласт Мл отделяется от вышезалегающего пласта Бб глинистыми породами толщиной 1,0-11,0м. Нефтеносность отложений пласта Мл подтверждается нефтенасыщенным керном, поднятым в скв. 57, 63, 65, 66, 68, 69, 70, 71, 216 - это песчаники и алевролиты с различной степенью нефтенасыщения. Пласт неравномерно залегает по площади: в 10 скважинах он отсутствует из-за размыва в бобриковсковское время и в 25 скважинах он замещён плотными породами (графические приложения 5-7). Толщина пласта в пределах контура нефтеносности колеблется от 1,2 до 11,0 м, составляя в среднем 5,7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах 0,5-6,0 м, составляя в среднем 2,2 м. Коэффициент песчанистости 0,392, коэффициент расчлененности 1,95 (табл.2.3.1).

Зоны плотных пород и зоны размыва создают литологические и стратиграфические экраны, разделяя залежь нефти на 3 участка.

Пробуренные новые скважины позволили выявить коллектора в северной части структуры (район скв. 234), где подошва нефтенасыщенного прослоя в скв. 238 соответствует отметке минус 1880,5м, а водонасыщенные прослои в скв. 69 выделяются с отметки минус 1905,1м. На основной части залежи подошва нефтенасыщенного прослоя в скв. 57 соответствует отметке минус 1875,8м, а водонасыщенные прослои в скв. 201 выделяются с отметки минус 1911,5м (Рис. 2.3.5, 2.3.6).

Рис. 2.3.5 Структурная карта по кровле тульского пласта Мл

Рис. 2.3.6 Карта эффективной нефтенасыщенной толщины малиновского пласта Мл

Водонефтяной контакт пласта Мл принят условно на отметке минус 1880 м по подошве нефтенасыщенного прослоя в скв. 238. Данные по скв. 57 на основной части залежи не противоречат этой отметке.

Размеры залежи в пределах условно принятого ВНК минус 1880м 4,4х4,2 км, этаж нефтеносности 50,7м, тип залежи - пластовая сводовая литологически и стратиграфически экранированная (табл.2.3.1).

Пласт Мл является отдельным объектом разработки, что утверждено протоколами ЦКР № 2990 от 17.04.2003г. и № 3816 от 01.09.2006г. Пласты Мл и Бб относятся к разным гидродинамическим системам, что проявляется в разном характере работы добывающих скважин. Пласт Бб характеризуется нарастающим объёмом добычи.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс

В пределах комплекса нефтепроявления в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Озёрном, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях.

Пласт Т-Фм

На Шершнёвском месторождении нефтегазоносность связана с известняками турнейско-фаменского возраста. В результате эксплуатационного разбуривания установлено их сложное внутреннее строение, но из-за отсутствия четкой границы и неполного вскрытия отложений в половине скважин они рассматриваются совместно, как единый пласт Т-Фм.

Нефтеносность отложений подтверждается нефтенасыщенным керном, поднятым из скв. 57, 63, 64, 65, 66, 67, 68, 69, 70, 71, 79, 216, 236 - это известняки с различной степенью нефтенасыщения.

Водонефтяной контакт пласта Т-Фм принят на отметке минус 1910м по нижней отметке получения безводной нефти в скв.67.

В скв. 422 с подошвы прострела минус 1910,1 получена нефть дебитом 64,8т/сут (совместно с пл. Тл). В остальных скважинах перфорация проведена на более высоких отметках.

В 41 пробуренной скважине пласт Т-Фм вскрыт не полностью. Наибольшее развитие коллектора отмечено в юго-западной части структуры, в восточном направлении доля коллектора постепенно снижается. При построении карты нефтенасыщенных толщин за основу принимались скважины с полным вскрытием разреза до отметки ВНК (Рис. 2.3.7,2.3.8).

Рис. 2.3.7 Структурная карта по кровле турнейско-фаменского пласта Т-Фм

Рис. 2.3.8 Карта эффективной нефтенасыщенной толщины турнейско-фаменского пласта Т-Фм

Скважины с неполным вскрытием и скважины с горизонтальными стволами характеризуют только верхнюю часть разреза, и выявленная в них нефтенасыщенная толщина не может приниматься за фиксированную величину. В таких случаях кроме доли коллектора учитывалась и фактически вскрытая нефтенасыщенная толщина.

Тип залежи - пластово-массивная, её размеры 4,7х4,5км, высота 68,7м. Толщина пласта в пределах контура нефтеносности колеблется от 18,6 до 71,5 м, составляя в среднем 48,5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется по скважинам от 2,5 до 14,0 м, закономерно уменьшаясь к контуру нефтеносности и в среднем составляет 9,3 м. Доля коллектора составляет 0,195, коэффициент расчлененности равен 9,61 (табл.2.3.3, 2.3.4).

Добыча нефти из пласта Т-Фм ведется с 2001 года. Начальные дебиты составляли 4,9-67,4т/сут.

Кыновско-эйфельский терригенный нефтегазоносный комплекс

Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам отмечены на Озёрном, Кисловском, Гагаринском, Уньвинском, Пихтовском и Бельском месторождениях.

На Шершневском месторождении терригенные отложения девона вскрыты только одной скважиной 79, при опробовании их в колонне получены притоки пластовой воды.

2.4 Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна

Гидрогеологические условия и характеристика режима водонапорного бассейна. В соответствии с региональными схемами гидрогеологического районирования Пермского края, Шершнёвское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-Русского артезианского бассейна, в центральной части Предуральского артезианского бассейна второго порядка [10]. В соответствии с «Методическими основами гидрогеологического районирования» изучаемая территория относится к Камско-Чусовой группе бассейнов Северо-Предуральского бассейна пластовых и блоково-пластовых напорных вод Предуральского сложного бассейна пластовых (блоково-пластовых) безнапорных и напорных вод.

По условиям формирования подземного стока изучаемый район четко подразделяется на три гидрогеологических этажа [11]: в надсолевой части разреза - этаж местного стока (I) и этаж регионального стока (II); в подсолевой части разреза - этаж местного глубокого стока (III). По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью первые два этажа соответствуют зонам активного и затрудненного водообмена с земной поверхностью. Третий гидрогеологический этаж, включающий газонефтеводоносные комплексы (ГНВК) палеозоя, соответствует зоне весьма затрудненного водообмена. От верхних этажей он отделен сульфатно-галогенно-глинистыми отложениями иренского горизонта [11].

Физико - химическая характеристика подземных вод продуктивных отложений Шершневского месторождения, согласно РД 153-39-007-96, приводится по единичным представительным пробам.

Верхний гидродинамический этаж, объединяющий зоны активного и замедленного водообмена с земной поверхностью на месторождении представлен водоносным локально-слабоводоносным четвертичным аллювиальным горизонтом, слабоводоносным локально-слабоводоносным шешминским терригенным комплексом и водоносной соликамской терригенно-карбонатной свитой.

Водоносный локально-слабоводоносный четвертичный аллювиальный горизонт распространен по долинам крупных рек - Камы и Яйвы. Основными водовмещающими породами являются крупнозернистые пески и гравийно-галечниковые отложения нижней части аллювия. Подземные воды аллювия относятся к типу грунтовых и характеризуются отсутствием напора, глубина их залегания изменяется от 0 до 13 м. Естественные выходы подземных вод, как правило, рассредоточены вдоль русла реки Яйвы. Горизонт характеризуется неравномерной водообильностью, но наиболее характерные дебиты родников 0,1-0,4 л/с. По химическому составу воды горизонта пресные, преимущественно, гидрокарбонатно-кальциевые. Питание подземных вод горизонта осуществляется в основном за счет атмосферных осадков, незначительную роль играет подток из коренных отложений, подстилающих аллювий и со стороны речных долин. В период проведения гидрогеологической съемки [17] в пределах рассматриваемого участка были зафиксированы несколько родников с минерализацией 0,151-0,177 г/дм3 и с дебитами 0,05-0,1 л/с.

Слабоводоносный локально-водоносный шешминский терригенный комплекс сложен пестроцветной толщей, представленной невыдержанными по площади и по разрезу красноцветными отложениями. Глубина залегания шешминских отложений и мощность их увеличивается в сторону водораздельных пространств и уменьшается по мере приближения к долине р.Яйва. Наиболее водоносными породами являются песчаники, значительно слабее - алевролиты и известняки, и совсем слабо - аргиллиты, прослои которых на отдельных участках играют роль локальных водоупоров.

Водообильность шешминских отложений неравномерна. Водоносность пород заметно возрастает в долинах рек и на прилегающих к ним участках. Дебиты родников на территории месторождения колеблются в пределах 0,6-5,5 л/с, дебиты скважин - 1,19-12,0 л/с.

По химсоставу воды - гидрокарбонатно-кальциевые, реже - гидрокарбонатно-кальциево-натриевые и гидрокарбонатно-натриевые. Значение общей минерализации в скважинах изменяется в пределах 0,2-0,5 г/дм3, в родниках - 0,2-0,3г/дм3. В приустьевой части долины р.Яйва, где возможен подток глубинных высокоминерализованных вод, минерализация вод шешминского горизонта может возрастать, при этом воды приобретают сульфатно- кальциевый или хлоридно-натриевый характер.

Водоносная соликамская терригенно-карбонатная свита сложена известняково-мергелистой толщей (плитняковый горизонт) и глинисто-мергелистой толщей. В верхней части соликамской водоносной свиты выделены сульфидно-хлоридные и хлоридно-сульфидные воды с минерализацией 1,7 - 2,6 г/дм³, в нижней части - воды с хлоридно-натриевым составом с минерализацией около 14 г/дм³.

К кровле соляной залежи приурочен рассольный контактный горизонт, имеющий карстовую природу и не повсеместное распространение. Горизонт напорный. Уровни воды в скважинах составляют 20-30 м, а высота напора достигает 120-150 м. Формирование рассолов происходит за счет растворения солей маломинерализованными водами, поступающими из вышележащих горизонтов. Минерализация вод достигает 320 г/дм³. По составу это хлоридно-натриевые воды с температурой 4-6 С. Солевой фон составляют Ca, KCl, MgCl₂, CaSO₄.

Гидрогеологическая стратификация вскрытой подсолевой части разреза проведена на основе литолого-стратиграфического принципа и включает следующие гидростратиграфические элементы:

верхнекаменноугольно-нижнепермский водоносный комплекс;

московский ГНВК;

...