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.

Характеристика залежей

Пласт См

В кровле сакмарского яруса выделяется сакмарский пласт, сложенный известняками детритово-мшанковыми, детритово-сгустковыми. Залежь является пластовой, сводовой, водонефтяной, размерами 1,2х1,5 км. Общая толщина пласта изменяется от 13 до 30 м, в его составе выделяются 2-11 проницаемых прослоев толщиной 0,6-6,8 м. Расчлененность пласта высокая и в среднем составляет 5,5. Границы нефтеносности приняты условно на отметке -736 м, по данным испытания скважины №48, из которой получена чистая нефть при соответствующей отметке нижних дыр перфорации. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважина №47 в сводовой части, составляет 6,8 м, в скважине №46 ее значение равно 3,2 м.

Башкирский ярус

Отложения башкирского яруса на Озерном месторождении представлены типичными для морских фаций породами и сложены плотными и проницаемыми известняками, реже доломитами. В проницаемой части башкирского яруса на основании сводно-стратиграфического разреза и схемы корреляции выделяются три продуктивных пласта Бш₁, Бш₂ и Бш₃

Пласт Бш₁

Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 9,5 м. В его составе выделяются 1-4 проницаемых пропластка толщиной 0,4-2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется в пределах 1,6-4,8 м. Наибольшие ее значения отмечены в западной части залежи (скважин №№47 и 44), среднее значение составляет 2,8 м. Залежь имеет пластовый, сводовый характер. Водонефтяной контакт установлен по данным опробования скважин и ГИС на отметке -1279 м.

Пласт Бш₂

Между пластами Бш₁и Бш₂ находится непроницаемый карбонатно-глинистый раздел толщиной 1,5-3,5 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах 16,4-33,6 м. По ГИС в пласте выделяется 6-11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-4,0 м. Пласт характеризуется коэффициентом расчлененности 8,2 и коэффициентом песчанистости 0,34. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется от 0,6 (скважине №42 - восточная часть структуры) до 10,7 м (скважина №47 - западная часть). В среднем в пределах площади нефтеносности ее значение равно 4,4 м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт установлен на отметке -1282 м.

Пласт Бш₃

Отделяется от вышележащего пласта плотными карбонатными породами толщиной 1,5-5 м. По данным ГИС в пласте выделяется 3-12 проницаемых пропластков толщиной 0,4-5,6 м. Содержит небольшую пластовую, сводовую залежь в районе скважины №47. Выделено 4 нефтенасыщенных пропластка суммарной толщиной 4,4 м, среднее значение по пласту 1,9 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 6,1, песчанистости - 0,35. Водонефтяной контакт (отметка -1285 м) принят на основании испытания скважины №47 в колонне.

Пласт ФмРифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеет сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый, возможно порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0,6 (скважине №35) до 28,2 м (скважине №40), составляя в среднем 11,7 м. В целом пласт характеризуется высокой неоднородностью с низким коэффициентом отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей 0,155 и высоким коэффициентом расчлененности - 15. Пласт Фм содержит массивную залежь. ВНК принят на отметке -1699 м, что подтверждается результатами опробования скважин и ГИС.

Характеристики толщин продуктивных пластов и неоднородности приведены в таблицах 1.1 и 1.2

Характеристика толщин продуктивных пластов

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов