3. Нефтегазоносность

Таныпское месторождение находится в районе расположения таких разрабатываемых нефтяных месторождений как Тулвинское, расположенное в 10 км к югу от Таныпского; Аспинское в 8-10 км на северо-восток; Самойловское и Капканское в 3-4 км к западу. Для этого района характерно наличие залежей нефти в отложениях нижнего и среднего карбона.

Промышленная нефтеносность Таныпского месторождения на дату подсчета запасов нефти, была установлена в продуктивных пластах : КВ₁, В₃В₄ каширско-верейских отложений, Бш башкирского яруса, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б тульского горизонта, Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и Т турнейского яруса на Северо-Таныпском и Таныпском поднятиях.

Нефтепроявления непромышленного характера были отмечены в отложениях венда, живетского и франского ярусов.

Новые скважины вскрыли разрез месторождения преимущественно до отложений турнейского яруса и подтвердили ранее выявленную промышленную нефтеносность, не внеся значительных уточнений в ее качественную характеристику.

Кроме того, открыты небольшие самостоятельные залежи нефти в пластах Тл-2а тульского и Бб-1 бобриковского горизонтов на новом Петуховском поднятии.

Ниже дается характеристика залежей нефти продуктивных пластов Тл-1а, Тл-1б, Тл-2а, Бб-1, Бб-2 , Мл, Т сверху вниз.

Пласт Тл-1а залегает на глубине 1343 м, приурочен к кровле карбонатно-терригенной пачки тульского горизонта и представлен песчаниками и алевролитами.

Пласт достаточно хорошо выдержан по площади месторождения. Редкие локальные зоны замещения коллектора пласта наблюдаются на Северо-Таныпском поднятии в районе скв. 330; 316-329; 317-325, на Таныпском поднятии в районе скв. 41, 31-59; 68-55-72.

Коллектор пласта Тл-1а сложен 1-3 проницаемыми пропластками толщиной 0,2-2,4 м. Общая толщина пласта достигает 5,8 м, а эффективная всего лишь 2,4 м. Коэффициент песчанистости пласта равен 0,629, расчлененности – 1.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 17,6х 3,8 км.

Высота ее равна 57,8 км. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется по залежи от 0,4 м до 2,4 м. В большинстве же скважин нефтенасыщенная толщина пласта Тл-1а колеблется в пределах 1-1,5 м.

Промышленная нефтеносность пласта Тл-1а подтверждена получением притоков нефти из интервалов перфорации в скважинах 53 и 363 (1 скв.). По нижней дыре перфорации в скв. 363 на абсолютной отметке минус 1185 м была ранее принята и утверждена ГКЗ СССР граница запасов нефти категории С₁.

Пласт Тл-1б залегает на 3-8 м ниже пласта Тл-1а на глубине 1353-1411 м, и сложен песчаниками, алевролитами и известняками.

Пласт более, чем Тл-1а, литологически неоднороден по площади и разрезу месторождения. Коллектор пласта Тл-1б замещен плотными породами на большей части основного Таныпского поднятия, меридиональная зона замещения коллектора пересекает южный участок Таныпского поднятия. Пласт сложен 1-5 проницаемыми прослоями толщиной 0,2-1,6 м. Общая толщина пласта не превышает 9,2 м, а эффективная 3 м.

Залежь нефти пласта Тл-1б пластовая литологически экранированная. Зонами замещения залежь разделена на три самостоятельных:

1. северо-Таныпскую;

2. Таныпскую (основную);

3. Таныпскую (южный участок).

Размеры основной Таныпской залежи невелики и составляют 4,3х 1,6 км. Высота залежи равна 49,6 м, нефтенасыщенная толщина здесь преимущественно 0,4-0,8 м. Промышленная значимость этой части залежи не была установлена ранее и не подтверждена по состоянию на 1.01.05 г.

Размеры залежи южного участка Таныпского поднятия 3,6х 1,9 км. Высота ее 36,5 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется от 0, 8 до 3 м.

Пласт Тл-1в залегает на глубине 1361 м, на 2-7 м ниже пласта Тл-1б, представлен проницаемыми разностями карбонатных (известняки, доломиты) и терригенных (песчаники, алевролиты) пород невыдержанных как по площади, так и по разрезу месторождения.

Количество проницаемых прослоев в пласте Тл-1в меняется от 1 до 3, при этом коэффициент расчлененности пласта равен 1,08. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 м до 2,4 м. Суммарная эффективная толщина пласта достигает 3 м, а общая его толщина не более 4,4 м.

Коэффициент песчанистости пласта составляет 0,566.

Ранее в пласте Тл-1в выделялась единая для Северо-Таныпского и Таныпского поднятий нефтяная залежь пластового литологически экранированного типа.

Новые скважины не изменили представлений о залежи, детализировав геометрию контура нефтеносности залежи и границы зон замещения в районах бурения новых скважин.

Положение водонефтяного контакта по залежи пласта Тл-1в было утверждено условно единым с пластами Тл-1а и Тл-1б на абсолютной отметке минус 1214 м.

Подтверждено опробованием перфорацией промышленное нефтенасыщение пласта Тл-1в до абсолютной отметки минус 1206,4 м в скв. 111 также на Таныпском поднятии. На этой отметке была утверждена граница запасов нефти категории С₁.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 15,6х 2,5 км. Высота залежи равна 41,4 км. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0 в зонах замещения до 3 м. В большинстве скважин нефтенасыщенная толщина пласта находится в пределах 0,8-1,2 м.

Пласт Тл-2а залегает на глубине 1378 м на Таныпском поднятии, на 1553 м на Петуховском поднятии в районе скв. 601 и на глубине 1478 м в районе скв. 314.

Пласт приурочен к кровельной части терригенной пачки тульского горизонта, представлен 1-4 проницаемыми прослоями песчаника толщиной 0,6-1,6 м на Таныпском поднятии и 0,4-5 м на Петуховском.

Пласт крайне не выдержан по площади месторождения. Наблюдается его полное замещение плотными глинистыми породами на всей площади Северо-Таныпского поднятия и на большей части Таныпского поднятия. Небольшая, ранее выявленная, залежь нефти приурочена к южному участку Таныпского поднятия и две новые залежи выделены в районах двух куполов Петуховского поднятия.

Залежь нефти южного участка Таныпского поднятия пластовая литологически экранированная. Положение ВНК по ней было принято и утверждено ГКЗ СССР условно единым с пластами Тл-2б, Бб-1, Бб-2 на абсолютной отметке минус 1235 м.

Размеры залежи южного участка пласта Тл-2а составляют 3,4 х 2 км. Высота ее равна 43 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется по площади залежи от 0,6 м до 1,6 м.

Пласт Тл-2б залегает на глубине 1389 м, на 2-11 м ниже пласта Тл-2а и представлен проницаемыми прослоями песчаника, чередующегося с плотными глинистыми разностями. Толщина проницаемых прослоев достигает 12,3 м. Пласт не выдержан по площади месторождения и разрезу. В ряде скважин он сливается с нижележащим пластом Бб-1, в других расчлененность его достигает 6, в третьих полностью замещается плотными глинистыми породами.

Наиболее часто пласт отсутствует на Таныпском поднятии. Здесь наблюдаются как локальные зоны замещения в районах скв. 25; 36; 403; 630; 48; 615; 121; 72; 215, так и достаточно обширная зона почти широтного простирания в районе скв. 15 - эффективная толщина пласта достигает 13 м при общей максимальной толщине пласта 15.2 м. К пласту Тл-2б приурочена единая для Северо-Таныпского и Таныпского поднятий залежь. Зона замещения коллектора отделяет южный участок залежи от основной в самостоятельный объект разработки.

Залежь нефти пласта Тл-2б пластовая литологически экранированная. Размеры основной части залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 11,5х 3 км. Высота залежи 49 м, нефтенасыщенная толщина меняется по залежи от 0,6-0,9 м в крыльевых зонах залежи до 12,3-13м в сводовых .

Размеры южного участка залежи составляют 3,9х 1,6 км. Высота залежи на этом участке 33 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах 0,8-4,2 м. Преимущественная нефтенасыщенная толщина пласта на этом участке 1,7-1,6 м.

Пласт Бб-1 залегает на глубине 1385 м на основной площади месторождения и на глубине 1486-1561 м на Петуховском поднятии, приурочен к верхней части бобриковского горизонта. Пласт отделяется от вышележащего пласта Тл-2б 2-8 м прослоем плотных глинистых пород, но в 9%скважин Северо-Таныпского и Таныпского поднятий пласты Тл-2б и Бб сливаются. На основной части Таныпского месторождения количество проницаемых прослоев, слагающих пласт Бб-1, колеблется от 1 до 7, при этом коэффициент расчлененности пласта всего 2,01. Толщина проницаемых прослоев колеблется в широких пределах от 0,4 м до 18,6 м., суммарная эффективная толщина пласта меняется в этих же пределах, а общая от 1 м до 24 м. Коэффициент песчанистости пласта равен 0,795.. Эффективная толщина пласта здесь меняется от 1,6 до 17,4 м, общая от 8,8 м до 22,4 м. Пласт Бб-1 распространен по всей площади месторождения и лишь в редких скважинах на севере Северо-Таныпского поднятия (скв. 316 и 376) и в центральной части Таныпского поднятия (скв. 9083 и 614) наблюдают локальные зоны замещения коллектора глинистыми породами.

В пласте Бб-1 ранее выделялась одна залежь нефти единая для Северо-Таныпского и Таныпского поднятий. Размеры залежи Северо-Таныпского и Таныпского поднятий составляют 15х2,5 км. Высота ее равна 41,2 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0,9 м до 18,5 м. Залежь пластового типа с небольшими литологическими экранами.

Разведочными скважинами, пробуренными в 1996-1998 г. г. в сводах приподнятых участков, выявленных сейсмикой на юго-восточном окончании Таныпского поднятия, открыты две новые залежи.

Одна залежь, незначительных размеров, приурочена к куполу в р-не скв. 604, вторая к куполу в районе скв. 314.

В скв. 314 по ГИС нефтенасыщение отмечается до абсолютной отметки минус 1267,3 м. Пласт опробован перфорацией в скв. 314 абсолютной отметки минус 1262,5 м (н. д. п.). В результате освоения получен приток нефти.

В скв. 316 с абсолютной отметки минус 1263,1 пласт Бб-1 водоносен. В скважине 601 пласт нефтеносен по данным ГИС до абсолютной отметки минус 1260,5 м. В остальных скважинах 190, 192, 193, 307 пласт Бб-1 водоносен. Наивысшая отметка водоносного пласта в скв. 397 на абсолютной отметке минус 1261,2 м.

Таким образом по залежи района скв. 314 рекомендуется принять условное положение ВНК по подошве нефтенасыщенного пропластка на абсолютной отметке минус 1267,3 м. По залежи в районе скв. 601 предлагается принять условное положение ВНК также по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв. 601 на абсолютной отметке минус 1260,5 м. Промышленная значимость залежи р-на скв. 601 на момент составления настоящего отчета не установлена.

Тип залежей пластовый плавающий.

Пласт Бб-2 залегает на глубине 1445 м на Северо-Таныпском поднятии, 1396 м Таныпском и 1002 м на южном участке Таныпского поднятия. Пласт представлен чередованием проницаемых песчаников с плотными глинистыми разностями не выдержанными по площади и разрезу месторождения. Количество проницаемых прослоев, слагающих пласт меняется от 1 до 4, в то же время коэффициент расчлененности пласта Бб-2 меняется по месторождению незначительно: 1,88- Северо-Таныпское поднятие; 1,82 – Таныпское поднятие, основное; 2, 08 – Таныпское поднятие, южный участок. Толщина проницаемых прослоев колеблется от 0,4 м до 11м на Северо-Таныпском поднятии, 8 м на Таныпском и 6,7 м на южном участке Таныпского поднятия. Суммарная эффективная толщина пласта Бб-2 меняется по поднятиям от 0,6 м до 12,4 м; 11,0 м; 7,6 м соответственно. Общая толщина пласта достигает 17,6 м на Северо-Таныпском поднятии, 18,3 м на Таныпском и 12,2 м на южном участке Таныпского поднятия. Коэффициент песчанистости пласта с севера на юг меняется следующим образом: 0,776-0,661-0,678.

Замещение коллектора пласта Бб-2 плотными породами носит локальный характер. Две небольшие зоны замещения отмечены на северном периклинальном окончании Северо-Таныпского поднятия (скв. 329; скв. 330). На Таныпском поднятии «пятна» зон замещения осложняют сводовые части основного и южного куполов. На Петуховском поднятии пласт замещен в скв. 192, расположенной на его юго-восточном окончании.

В пласте Бб-2, ранее и в настоящей работе, выделено четыре залежи нефти: две, небольшие по размерам, в пределах Северо-Таныпского поднятия. Одна залежь в районе скв. 357 и другая скв. 310.

Обе залежи пластового типа. Размеры их в пределах контура нефтеносности равны 1,6х 0,7 км и 0,9х 0,5 км соответственно. Высота залежей: 15,8 м в районе скв. 357 и 5,8 м в районе скв. 310. Нефтенасыщенная толщина пласта достигает 7,9 м в скв. 357 и уменьшается до 4,2 м в скв. 310.

На Таныпском поднятии залежи нефти приурочены к основному и южному куполам. Залежи также пластового типа. Размеры основной залежи составляют 5,6х 1,4 км. Практически все новые добывающие скважины пробурены в пределах основного купола Таныпского поднятия. Все они подтвердили ранее выявленные размеры и конфигурацию основной залежи. Высота этой залежи 33 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0,6 м до 7,8 м. В большинстве скважин колебание нефтенасыщенной толщины менее значительно и составляет 1,4-4 м.

Залежь южного купола Таныпского поднятия имеет размеры 2,5х 0,5 км. Высота ее 12,3 м, максимальная нефтенасыщенная толщина здесь достигает 5,8 м, минимальная – 1 м.

Пласт Мл. приурочен терригенным отложением радаевского горизонта, залегает на глубине 1464 м на Северо-Таныпском поднятии, 1404 м на основном куполе Таныпского поднятия и 1440 м на южном куполе Таныпского поднятия. Коллектор пласта Мл представлен 1-4 проницаемыми пропластками песчаника на Северо-Таныпском поднятии и основном куполе Таныпского поднятия и 1-3 пропластками на южном куполе Таныпского поднятия. Полностью замещен коллектор пласта плотными породами в скважинах 46, 351 на Северо-Таныпском поднятии; в скважинах 16; 412; 21-604-612 на основном куполе и в скважинах 69, 72, 73, 74, 77, 79, 76, 118, 126, 216, 217, 218 южного купола Таныпского поднятия.

Толщина проницаемых прослоев, слагающих пласт Мл колеблется в пределах0,3-7,8 м. Общая толщина пласта на большей части месторождения изменяется в пределах 1,4-13,8 м и только на южном куполе в пределах 0,8 – 9,4 м. Эффективная толщина меняется с севера на юг следующим образом:

От 0,8м до 7,1 м на Северо-Таныпском поднятии; до10 м на основном куполе Таныпского поднятия и до 3,2 м на южном куполе Таныпского поднятия. Коэффициент песчанистости по площади меняется, соответственно: 0,455 – 0, 512 – 0,364.

В пласте Мл было выделено четыре залежи нефти. Новые данные подтвердили их наличие и промышленную значимость, незначительно детализировав форму и размеры.

На Таныпском поднятии наиболее крупная залежь нефти приурочена к основному куполу и незначительная по размерам к южному куполу.

Залежь основного купола пластового типа с локальными литологическими экранами в сводовой части залежи. Положение ВНК по ней было утверждено как и по Северо-Таныпским залежам, условным на абсолютной отметке минус 1255 м. Новые скважины, пробуренные в пределах купола, не могут быть использованы для уточнения положения ВНК, т. к. залежь разрабатывается с 1958 года и пласт на настоящий момент значительно обводнен.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 5,2х 1,9 км. Площадь нефтеносности залежи на юго-западе сократилась в связи с тем, что в предыдущем отчете месторождения скв. 112 было нанесена на структурный план неверно.

Высота основной залежи равна 40,7 м. Нефтенасыщенная толщина меняется по залежи от 0,8 м до 10 м.

Залежь южного купола Таныпского поднятия пластовая литологически экранированная. Зона замещения коллектора пласта плотными породами делит залежь на два самостоятельных участка: в районе скв. 116 и в районе скв. 75. Размеры залежи 1,8 х 0,7 км. Высота ее всего 7,1 м. Нефтенасыщенная толщина пласта здесь уменьшается до 1,4-2,7 м.

Пласт T приурочен к проницаемым известнякам турнейского яруса, чередующимся с плотными карбонатными разностями и залегает на глубине 1475 м на Северо-Таныпском поднятии и 1422 м на Таныпском поднятии. Как, правило, кровля пласта Т совпадает с кровлей турнейского яруса или ниже ее на 1-2 м. Пласт значительно расчленен по разрезу. Количество проницаемых прослоев до принятого ВНК достигает 18 на Северо-Таныпском и 23 на Таныпском поднятиях.

Толщина проницаемых прослоев меняется от 0,6 до 9,6 м. Общая толщина пласт Т до ВНК меняется от 0,6 м на крыльях до 24,8 м в своде на Северо-Таныпском поднятии и от 3,2 м до 44 м на Таныпском поднятии. Эффективная толщина пласта достигает 8,5 м на Северо-Таныпском поднятии и 24 м на Таныпском. Коэффициент «песчанистости» при этом по площади месторождения практически не меняется и составляет 0,550-0,551.

К пласту Т приурочены две залежи нефти со своими ВНК . Одна залежь на Северо-Таныпском поднятии, другая на Таныпском.

Обе залежи пластово-массивного типа. Положение ВНК по залежи Северо-Таныпского поднятия было утверждено условно на абсолютной отметке минус 1274 м. Колебание отметок ВНК по скважинам отмечалось в интервале минус 1272-1278 м. Новых данных для уточнения положения ВНК нет размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 6,7х 2,7 км. Высота залежи равна 25,1 м. Нефтенасыщенная толщина меняется от 0,6 м до 8,5 м.

По залежи Таныпского поднятия положение ВНК было утверждено на абсолютной отметке минус 1267 м. Принятое положение ВНК было подтверждено опробованием в скв. 123, 205, 120, 218. Новые скважины 613. 614, 630, 9210, 9083, пробуренные на Таныпском поднятии, подтвердили ранее принятый ВНК, в остальных скважинах пласт обводнен в процессе разработки.

Форма и размеры залежи не претерпели существенных изменений с момента утверждения запасов в 1979 г. Размеры залежи Таныпского поднятия равны 9х 1,8 км.