Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1991
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 3.4 км²
Дубровинское месторождение
Дубровинское месторождение, в в административном отношении расположено на территории Сарапульского района Удмуртской Республики, в 24 км к югу от Сарапула и в 75 км юго-восточнее г. Ижевска (рис.1.).
Рис.1. Обзорная схема Удмуртской Республики
В орографическом отношении площадь работ находится на правом берегу реки Кама в пределах Сарапульской возвышенности. Территория представляет собой сильно расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа меняются от +180 м на водоразделах до +108 м в долинах рек.
Гидрографическая сеть района работ представлена р. Бисарка и р.Керкешка, впадающие в р. Кырыкмас и рядом мелких речек и ручьев.
Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура зимой -140
летом +190 С. Среднегодовое количество осадков составляет 548 мм, основная часть их приходится на осенние и зимние месяцы. Преобладающее направление ветра за декабрь-февраль – юго-западное, за июнь-август – западное.
Основная часть площади месторождения занята под сельскохозяйственными угодьями.
Дорожная сеть района работ развита слабо и представлена грунтовыми дорогами. В 7 км к западу от участка проходит асфальтированное шоссе г.Сарапул – Камбарка с твердым покрытием. Севернее участка проходит железная дорога Казань-Свердловск с ближайшими станциями Сарапул и Камбарка, являющимися также и речными портами. В 10 км восточнее находится нефтепровод, проходящий через Ельниковское и Вятское месторождения.
На площади работ находится населенный пункт Старая Бисарка, юго-западнее площади, менее 1 км - п. Дуброво.
Тектоника
В тектоническом отношении площадь работ находится на юге Верхнекамской впадины (рис.2).
Геологическими исследованиями на площади работ установлены два структурных комплекса: комплекс фундамента и комплекс осадочного чехла. Согласно элементам строения фундамента площадь работ находится в пределах Сарапульской впадины Кезско-Сарапульской погруженной зоны Калтасинского авлакогена, где фундамент погребен под мощной толщей рифейско-вендских отложений и глубоким бурением не вскрыт. Глубина залегания фундамента по данным сейсморазведочных работ оценивается порядка 5 км. На ближайших сопредельных площадях глубоким бурением фундамент вскрыт только в зоне его повышенного залегания в области северо-восточного склона Южно-Татарского свода в скв. 1509, расположенной к юго-западу от площади работ.
Рис.2 Выкопировка со структурно-тектонической схемы Удмуртской Республики
Кристаллический фундамент имеет сложное блоковое строение. В теле фундамента по данным гравимагнитных съёмок и сейсморазведочных работ выявлены глубинные разломы северо-восточного и северо-западного направлений.
Комплекс осадочного чехла делится на следующие структурные этажи, имеющие свои структурно-тектонические особенности:
- рифейский;
- вендский;
- палеозойский.
Рифейский структурный этаж – трансгрессивно и с угловым несогласием перекрывает комплекс кристаллического фундамента. Отложения рифейского комплекса вскрыты скважинами 45, 105, 457 в непосредственной близости от площади работ. Вскрытый скважинами разрез рифейских отложений представлен породами верхней (ашитской) подсвиты калтасинской свиты. Отложения представлены доломитами с подчиненными прослоями аргиллитов. Максимальная вскрытая толщина калтасинской свиты составляет 96,5 м в скв. 457 Ельниковской площади.
Вендский структурный этаж – с угловым несогласием перекрывает рифейский. Породы представлены алевролитами, аргиллитами и песчаниками кыквинской свиты верхнего венда. Вскрытая толщина вендских отложений составляет 12-15 м, по региональным исследованиям.
Палеозойский структурный этаж – трансгрессивно перекрывает отложения вендского структурного этажа. В пределах палеозойского этажа выделяют пять ярусов: эйфельско-турнейский, визейско-серпуховский, башкирско-верхнекаменноугольный, нижнепермский, верхнепермский. Структурные ярусы, в свою очередь, делятся на подъярусы.
На площади работ наибольшей сложностью характеризуется строение франско- фаменско-турнейского подъяруса. Основной особенностью франско-фаменско-турнейского подъяруса является широкое развитие биогермных фаций и морфологически выраженных органогенных построек.
Относительно элементов строения этого подъяруса Дубровинский участок расположен на юго-восточном (Арланском) борту Сарапульского прогиба ККСП. По данным В.М. Проворова площадь работ находится в зоне развития малевско-упинских рифогенных сооружений, развитых на границе с верхнефаменскими рифогенными сооружениями относительно мелководного франско-среднефаменского палеошельфа.
На региональных картах локальной составляющей структурной поверхности верейского и стерлитамакского горизонтов отчетливо видны структурно-тектонические элементы II порядка: Ельниковско-Камбарский (Вятско-Тарасовский) карбонатный массив франско-фаменского возраста – на востоке площади и Кырыкмаско-Каракулинский карбонатный массив – на западе площади.
Локальные структуры на площади работ имеют тектоно-седиментационный генезис.
Нефтеносность
По схеме тектоники и нефтегазогеологического районирования Удмуртской Республики под редакцией В.М. Проворова (рис.1.2) Дубровинский участок относится к Вятско-Тарасовской нефтегазоносной зоне Бородулинско-Фокинского нефтегазоносного района Верхнекамской нефтегазоносной области, где выделяются следующие установленные нефтегазоносные комплексы:
II – верхнедевонско-турнейский карбонатный
III – визейский терригенный
IV – визейско-башкирский карбонатный
V – верейский терригенно-карбонатный
VI – каширско-верхнекаменноугольный карбонатный.
Непосредственно на площади работ находится Дубровинское месторождение нефти, промышленная нефтеносность которого связана с пластами-коллекторами каширского (К/1, К2, К3, К4), верейского (B-0//, B-0, B-I), тульского (C1-II, C1-IV) горизонтов среднего и нижнего карбона.
Оперативный подсчет запасов нефти на Дубровинском месторождении проведен в 1998 г. Данные подсчета запасов послужили основой для характеристики продуктивных пластов-коллекторов.
Нефтяные залежи каширского горизонта. В отложениях каширского горизонта нефтеносными являются пласты К/1, К2, К3, К4.
Нефтяная залежь пласта К/1. Работы по испытанию пласта в эксплуатационной колоне проводились в скв. 1471. Получен приток безводной нефти дебитом 2,1 м3/сут. Залежь ограничивается в периферийных частях литологическим экраном и характеризуется практически отсутствием подошвенной воды. Поэтому по характеру геологического строения залежь относится к структурно-литологическому типу, «запечатанному».
Линейные размеры залежи в пределах контура нефтеносности, совпадающие с границей литологического экрана, 1,9 х 0,75-1,3 км.
Нефтяная залежь пласта К2. Испытание пласта в эксплуатационной колонне производилось в скв. 1471, получен приток безводной нефти дебитом 0,3 м3/сут. Водонефтяной контакт и уровень категории С2 приняты на отметке минус 812,4 м по подошве нефтенасыщенного прослоя в этой скважине.
Залежь пласта относится к типу пластовых сводовых. Высота залежи 5 м, размеры ее составляют 3,7 х 1,0-2,1 км.
Нефтяная залежь пласта К3. Испытание пласта в эксплуатационной колоне производилось в скв.1112, 1471. Получены промышленные притоки безводной нефти. Водонефтяной контакт и уровень категории С1 приняты на отметке минус 833,1 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 1112, при испытании которой с интервала отметок минус 832,1-833,1 м получен приток безводной нефти дебитом 2,4 м3/сут (Нд-481 м).
Залежь пласта относится к типу пластовых сводовых. Высота залежи 3 м, размеры ее составляют 3,4 х 0,75-2,0 км.
Нефтяная залежь пласта К4. Испытание пласта в эксплуатационной колонне производилось в скв.1112, 1471, в процессе бурения – в скв.1470, 1472, 1473. Промышленный приток безводной нефти получен в скв.1471.
Определение ВНК произведено с учетом следующих геолого-геофизических данных:
- приток безводной нефти получен из коллекторов, вскрытых в диапазоне абсолютных отметок минус 838,4 м – минус 842,4 м (скв.1471);
- приток нефти с водой дебитом 14,5 м3/сут получен в процессе бурения в диапазоне абсолютных отметок минус 840,9 м – минус 847,3 м; кровельная часть пласта до отметки минус 842,1 м характеризуется по ГИС и керну как нефтенасыщенная.
На основании изложенных данных ВНК залежи принимается на отметке минус 842,4 м, по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.1471.
Залежь пласта К4 относится в типу пластовых сводовых. Высота залежи 4 м, размеры ее составляют 3,25 х 0,7-1,9 км.
Нефтяные залежи верейского горизонта. Продуктивная толща представлена биоморфными и органогенно-детритовыми известняками. Всего в разрезе горизонта выделено 3 продуктивных пласта, индексируемых как B-0, B-I, B-II. Все они уверено выделяются и коррелируются на каротажных диаграммах и включают в себя один-два проницаемых прослоя с колебанием толщин от 0,6 м до 3,4 м. Местами наблюдается литологическая невыдержанность прослоев по разрезу и площади, обусловленная, в основном, замещением последних плотными породами.
Нефтяная залежь пласта B-0. Испытание пласта в колоне производилось в скв.1112, 1471, 1472.
Безводные притоки нефти получены в скв.1471, 1472 (Qн=9,6 м3/сут), причем в скв.1471 он испытан совместно с пластом B-I. Пласт состоит из одного пропластка, толщина которого колеблется от 0,6 м до 1,6 м.
Обоснование положения ВНК залежи основывается на следующих геолого-геофизических данных:
- притоки безводной нефти получены из коллекторов, вскрытых в диапазоне абсолютных отметок минус 870,4 м (скв.1471) – минус 872,9 м (скв.1742);
- по ГИС и керну нижняя граница нефтенасыщенных коллекторов находится на отметке минус 873,9 м (скв.1112). Получение воды с пленкой нефти в скв.1112, объясняется некачественным испытанием.
На основании изложенного, ВНК залежи принимается на отметке минус 873,9 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв.1112.
Тип залежи – пластовый сводовый. Высота залежи 4 м, размеры ее составляют 2,7 х 0,75-2,0 км.
Нефтяная залежь пласта B-I. Испытание пласта в колоне производилось в скв.1112, 1471, 1472. В этих скважинах получены безводные притоки нефти, причем в скв.1471 он испытан совместно с пластом B-0. Пласт состоит из одного пропластка толщина которого колеблется от 0,6 м до 1,6 м.
При определении положения ВНК залежи использованы следующие геолого-геофизические данные:
- притоки безводной нефти получены из коллекторов, вскрытых в диапазоне абсолютных отметок минус 875,2 м (скв.1471) – минус 877,9 м (скв.1112);
- небольшой приток нефти с водой (4,3 м3/сут) получен (ИП) в скв.67gs, при совместном испытании с пластом B-II, с интервала абсолютных отметок минус 880,5 м – минус 882,1 м. По ГИС характер насыщения этого коллектора не ясен.
На основании приведенных данных ВНК принят на отметке минус 880,5 м по кровле пласта в скв.67gs.
Тип залежи – пластовый сводовый. Линейные размеры залежи в пределах контура нефтеносности составляют 2,75 х 0,75-2,25 км, высота залежи - 5 м (таблица 1.4)
Нефтяная залежь пласта B-II. Испытание пласта в колоне производилось в скв.1112, 1471, 1472, в процессе бурения – в скв.67gs. Промышленные притоки нефти, полученные в этих скважинах, изменяются от 1,4 м3/сут (скв.1471) до 11,6 м3/сут (скв.1472).
При определении ВНК залежи использованы следующие геолого-геофизические данные:
- безводные притоки нефти получены из коллекторов, нижняя граница которых находится на отметке минус 887,1 м;
- приток нефти с водой получен в процессе бурения в скв.67gs, при совместном испытании с пластом B-I, с интервала отметок минус 880,5 м – минус 888,7 м;
- кровельная часть пласта до отметки минус 887,7 м характеризуется по ГИС как нефтенасыщенная.
На основании изложенных данных ВНК залежи принимается на отметке минус 887,7 м, по подошве нефтенасыщенного прослоя в скв.67gs.
Тип залежи – пластовый сводовый. Высота залежи – 6 м, размеры ее составляют 3,45 х 0,8-2,4 км.
Нефтяные залежи тульского горизонта. В пределах месторождения залежи тульского горизонта представлены пластами C1-II, C1-IV.
Нефтяная залежь пласта C1-II. Испытание пласта в колоне производилось в скв.1112, 1471. В скв.1471 пласт С1-II испытан совместно с пластом C1-III, так как пласт C1-III нефтеносен лишь в скв.1471, его нефтенасыщенная толщина присуммирована к пласту C1-II.
Обоснование положения ВНК залежи основывается на следующих геолого-геофизических материалах:
- притоки безводной нефти получены из коллекторов, вскрытых в диапазоне абсолютных отметок -1221,9 м (скв.1112) до -1224,8 м (скв.1471);
- по ГИС пласт нефтенасыщен до абсолютной отметки -1226,7 м (скв.1472);
- по ГИС верхняя граница водонасыщенного интервала определена на отметке -1227,8 м (скв.1470).
На основании выше изложенных данных ВНК залежи принят на отметке -1226,7 м - по подошве нефтенасыщенного пласта (по ГИС) в скв.1472.
Тип залежи – пластовый сводовый. Высота залежи – 5 м, размеры ее составляют 3,4 х 0,8-1,9 км (таблица 1).
Нефтяная залежь пласта C1-IV. Испытание плата в колонне проводилось в скв.1471, получен приток безводной нефти дебитом 1,4 м3/сут (Нд-948,0 м).
Обоснование положения ВНК основано на следующих геолого-геофизических данных:
- приток безводной нефти получен из коллектора, вскрытого в диапазоне абсолютных отметок -1231,4 м до -1232,8 м;
- в остальных скважинах, кроме скв.1472 (интервал -1232,1м до -1236,1м), водонасыщенные прослои (по ГИС) залегают ниже абсолютной отметки -1232,8 м.
Из приведенных данных следует, что уровень ВНК находится на отметке - 1232,1 м –1232,8м, расхождение 0,7 м укладывается в диапазон допустимых при каротаже погрешностей в определении глубин.
Тип залежи – пластовый сводовый. Высота залежи 2 м, размеры ее составляют 3,3 х 0,7-1,6 км (таблица 1).
Таблица 1.
Характеристика залежей нефти Дубровинского месторождения (согласно «подсчету запасов», 1998 г.)
Источник: Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ-3D на Дубровинском нефтяном месторождении Удмуртской Республики. Дворниченко Л.И., Пуртова Т.Н., Абросимова М.М., и др. 2006
Следующее Месторождение: Забегаловское