Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1995
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 4.71 км²
Горлинское месторождение
Горлинское месторождение расположено в северной части Удмуртской Республики на территории Балезинского района в 10 км от районного центра Балезино и в 124 км к северу от г. Ижевска. Непосредственно на площади месторождения населенные пункты отсутствуют. В 2,5 – 3,5 км месторождения находятся деревни Бол, Устем и Чуялуд.
Ближайшими разрабатываемыми нефтяными месторождениями являются Турецкое, Поломское, Кезское, Карсовайское и др.
В тектоническом отношении Горлинское месторождение находится в северо-западной части Верхнекамской впадины, за пределами Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП).
Структура подготовлена под глубокое бурение сейсморазведочными работами МОГТ в 1988 г, в поисково-разведочное бурение введена в 1992 году. Месторождение открыто в 1995 г. поисковой скв.1155, при испытании которой в эксплуатационной колонне был получен промышленный приток нефти из отложений башкирского яруса.
Горлинское месторождение изучено геологическими и геофизическими методами, как на этапе геологоразведочных работ, так и в период промышленной эксплуатации. Сведения об изученности месторождения получены в результате следующих работ:
- сейсморазведочные работы МОГТ-2D (1978-79, 1982-84, 1984-88 гг.);
- сейсморазведочные работы НВСП (2002-2003, 2008 гг.);
- электроразведочные работы ВРЭ-ВП (2003 г.);
- глубокое поисково-разведочное бурение (1992-1996 гг.);
- эксплуатационное бурение (2002-2003, 2005, 2008- 2009 гг.).
Впервые запасы нефти утверждены протоколом ЦКЗ Роскомнедра № 112 от 10.04.1996 года. В дальнейшем, по состоянию изученности, запасы оперативно пересчитывались в 1998 году (протокол № 106-98 ЦКЗ МПР РФ от 09.04.1998 г.) и в 2003 году (протокол № 299 ЦКЗ МПР РФ от 09.07.2003г.).
Горлинское месторождение расположено в северной части Удмуртской Республики на территории Балезинского района в 10 км от районного центра Балезино и в 124 км к северу от г. Ижевска. Непосредственно на площади месторождения населенные пункты отсутствуют. В 2,5 – 3,5 км месторождения находятся деревни Бол, Устем и Чуялуд (Рис 1).
Ближайшая железнодорожная станция Балезино находится на железнодорожной линии Ижевск – Яр.
Рис. 1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики
В 15 км восточнее месторождения проходит автомобильная дорога Глазов – Ижевск. На площади месторождения развита довольно густая сеть проселочных дорог. Ближайший нефтепровод от Чутырско – Киенкопского месторождения проходит в 20 км восточнее.
В орогидрографическом отношении месторождение находится в низменной полосе, которая по реке Чепце пересекает всю республику и непосредственно относится к нижней части долины реки Унтемка. Рельеф месторождения представляет собой всхолмленную территорию с отметками 164 – 205 м над уровнем моря.
Стратиграфия
Глубокими скважинами в пределах Горлинского месторождения вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Максимальная вскрытая бурением толщина разреза 2170 м (скв. 1155).
Расчленение и описание разреза проведено в соответствии с унифицированной стратиграфической шкалой соответствующей «Стратиграфическим подразделениям венда-триаса Русской платформы и Волго-Уральской нефтегазоносной провинции», принятой к использованию в соответствии с последними решениями МСК, а также стратиграфической шкалой отложений пермской системы (принято на расширенном заседании Бюро МСК 08.04. 2005 г.)
Ниже приводится краткая характеристика отложений месторождения, к которым приурочена нефтеносность.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (C2b) залегает на размытой поверхности серпуховских отложений и представлен органогенно - обломочными известняками. Плотные известняки служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно - обломочных известняков.
В разрезе башкирского яруса выделяются нефтенасыщенные пласты А4-0, А4-1, А4-2.
К кровле башкирского яруса приурочен отражающий горизонт ОГ IIб
Толщина башкирского яруса в скв. 1155 - 67 м.
Московский ярус (C2m)представлен отложениями верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонтсложен переслаиванием карбонатных и терригенных пород. Карбонатные породы представлены преимущественно известняками и доломитами серыми, детритовыми, часто глинистыми, плотными, крепкими.
Терригенная часть разреза, в основном, представлена алевролитами и аргиллитами, серыми, зеленовато-серыми, участками известковистыми, песчанистыми, слюдистыми. Известняки светло- и темно-серые, органогенные и хемогенные, плотные и пористые.
Нижняя граница горизонта проходит по кровле «чистых» башкирских известняков, верхняя – по подошве проницаемого карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. Толщина отложений верейского горизонта в скв. 1155 -52 м. К кровле верейского горизонта приурочен отражающий горизонт ОГ IIв.
Каширский горизонтпредставлен известняками серыми, микрозернистыми, крепкими, плотными, иногда пористыми, на отдельных участках доломитизированными и сульфатизированными, с обломками раковин брахиопод и члеников криноидей. Доломиты имеют подчиненное значение. Толщина отложений в скв. 1155 -79 м.
Подольский горизонтпредставлен светло-серыми и серыми известняками и доломитами разнокисталлическими, крепкими, плотными, иногда пористыми, с включениями обломочной фауны. Доломиты с включениями гипса и ангидрита, с брахиоподами и кораллами. Толщина отложений в скв. 1155 -46 м.
Мячковский горизонтсложен известняками и доломитами. Толщина отложений в скв. 1155 -82 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (C3)
Верхний отдел представлен нерасчлененным касимовским (C3k) и гжельским (C3g) ярусами. Отложения представлены доломитами и известняками. Доломиты серые, микрозернистые, тонкозернистые, трещиновато-кавернозные, с включениями гипса и ангидрита. Известняки светло-серые, микрозернистые, с детритом, доломитизированные и сульфатизированные, участками с кавернами и порами. Толщина отложений в скв. 1155-148м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (P)
Отложения пермской системы представлены приуральским, биармийский и татарским отделами. Приуральский (нижний) отдел включает в себя ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский, уфимский ярусы; Биармийский (средний) отдел включает казанский и уржумский ярусы; Татарский (верхний) отдел состоит из северодвинского и вятского яруса.
ПРИУРАЛЬСКИЙ ОТДЕЛ (P1)
Ассельский ярус (P1a)сложен доломитами и известняками светло-серыми с буроватым оттенком, пористыми, с мелкими включениями голубого кремня. Толщина яруса в скв. 1155 - 131 м.
Сакмарский ярус (P1s)представлен отложениями тастубского и стерлитамакского горизонтов.
Тастубский горизонтпредставлен доломитами серыми, с буроватым оттенком, тонкокристаллическими, прослоями окремнелыми, реже органогенными, часто ангидритизированными и загипсованными, в верхней части трещиноватыми, в основании – доломиты органогенные.
Стерлитамакский горизонтпредставляют известняки желтовато-серые, органогенные, тонкокристаллические, реже, оолитовые и мелоподобные, с частыми стилитовыми швами и редкими включениями гипса, с обильной фауной мелких брахиопод.
Толщина отложений сакмарского яруса в скв. 1155 составляет 118-130 м. К кровле сакмарского яруса приурочен отражающий горизонт ОГ I.
Артинский+кунгурский ярусы (P1ar+P1k).К отложениям артинского яруса условно относится сульфатная пачка лагунных отложений, представленных ангидритом и гипсом, с примазками и прослоями глин. Кунгурский ярус сложен доломитами с включениями гипса ангидрита, с прослоями аргиллитов; на большей части площади подвержен размыву. Суммарная толщина отложений в скв. 71 м.
Уфимский ярус (P1u)представлен шешминским горизонтом, сложенным зеленовато-серыми, красно-коричневыми, известковистыми, глинистыми, мелко и среднезернистыми песчаниками, буровато-коричневыми, известковистыми и глинистыми алевролитами и коричневато-красными глинами, с прослоями известняка и буровато-серого мергеля.
БИАРМИЙСКИЙ ОТДЕЛ (Р2)+ТАТАРСКИЙ ОТДЕЛ (Р3)
Нерасчлененная, в значительной части размытая, толща биармийского и татарского отделов перми представлена казанским, уржумским, северодвинским и вятским ярусами, сложена довольно однообразной толщей терригенных пород: песчаники и алевролиты красно-бурые, мелкозернистые, с прослоями глинистых известняков; глины красно-бурые, песчанистые, неравномерно загипсованные. Толщина отложений в скв. 1155 составляет 617 м.
ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q)
Отложения имеют почти повсеместное распространение, сложены элювиально-делювиальными суглинками и желтовато-коричневыми супесями, местами с включениями щебня. В поймах рек отмечаются элювиальные отложения речных террас, представленные суглинками, супесями и песками с включениями гальки. Толщина изменяется от 15 м (в долинах рек) до 0 м (на участках водораздела).
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении Горлинское месторождение расположено в северо-западной части Верхнекамской впадины, за пределами Камско-Кинельской системы прогибов (Рис. 2.).
Рис. 2. Фрагмент схемы «Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИГС в 2001 г.
Согласно тектоническому райнированию по фундаменту, рассматриваемая площадь расположена на западном склоне Камской впадины Калтасинского авлакогена. Глубина залегания поверхности фундамента увеличивается в восточном направлении, в сторону осевой части впадины. Глубина залегания фундамента составляет 2,1-2,2 км. Разбитый тектоническими разломами фундамент покрыт толщей рифейских и вендских отложений.
По палеозойским отложениям площадь расположена в Верхнекамской впадине, по структурным планам перми и карбона отмечается общее соответствие.
Южно-Горлинская структура, к которой приурочено Горлинское месторождение состоит из двух поднятий, западное (район скв. 1156) и восточное (район скв. 1210).
НЕФТЕНОСНОСТЬ
По результатам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на Горлинском месторождении установлена промышленная нефтеносность в пластах А4-0, А4-1, А4-2 башкирского яруса среднего карбона.
После оперативного подсчета запасов углеводородов в ЦКЗ МПР России (протокол №299 от 17.07.2003г) на месторождении дополнительно выполнены следующие работы:
- сейсморазведочные работы НВСП в скв. 1200 (2008 гг.);
- эксплуатационное бурение (2005-2009гг.), пробурены скв. 1200, 1201, 1207 (Граф. 9, 10, 12).
В настоящей работе в качестве основы для структурных построений подсчетных планов использованы опорные поверхности по ОГ IIб (кровля башкирского яруса), выполненная по углубленной комплексной переинтерпретации материалов сейсморазведочных работ МОГТ-2D, результатов НВСП в скважинах 1155, 1156, 1209, 1210», с учетом бурения всех поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин [14].
По новым структурным построениям уточнилась конфигурация выявленных залежей, произошло расширение площади нефтеносности залежи в районе скв. 1210 на восток. Залежь в районе скв. 1156 незначительно поменяла конфигурацию.
Продуктивные пласты башкирского яруса имеют одинаковые геолого-физические характеристики, перемычка между геологическими пластами варьирует от 0.2 до 1.2 м, на основании этого в настоящей работе пласты А4-1, А4-2 объединены в единый подсчетный объект (пласт А4-1+2).
По результатам всех проведенных работ на месторождении получены новые данные о геологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов.
По геологическому строению месторождение относится к объектам сложного строения, связанного с его высокой расчлененностью. Большая часть разреза представлена прослоями с нефтенасыщенной толщиной менее или равной 0,6м.
Всего на Горлинском месторождении выявлено две залежи нефти в отложениях башкирского яруса среднего карбона.
Обоснование условных уровней подсчета (ВНК, УПУ) произведено по данным ГИС с учетом результатов испытания поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин.
Нефтяные залежи пласта А4-1+2 башкирского яруса
Продуктивная толща представлена органогенно-обломочными известняками.
Как и в работе 2003г., нефтенасыщенная толщина верхнего пласта А4-0, который имеет ограниченное распространение (скв. 1155, 1200, 1201, 1205, 1207), суммирована с пластом А4-1+2.
Нефтяная залежь пласта А4-1+2 в районе скв. 1210
Продуктивный пласт вскрыт всеми скважинами, пробуренными на поднятии (скв. 1155, 1200, 1201, 1205, 1207, 1209, 1210).
Пласт состоит из пяти-восьми проницаемых пропластков толщиной от 0,4 до 1,4 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от от 2,0*м до 4,2 м* (*- с учётом нефтенасыщенной толщины пласта А4-0) .
Водонефтяной контакт (ВНК) установлен в пласте по данным ГИС на абс. отм. -1214,9 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скв. 1200 и кровле водонасыщенного коллектора в скв. 1210. В скв. 1200 при испытании пласта в процессе бурения из интервала с абсолютными отметками -1208,1-1215,8 получен приток нефти расчетным дебитом 173 м3/сут., при испытании пласта А4-1 иА4-2 в эксплуатационнойколонне, в интервале абсолютных отметок -1205,2-1213,9м получен приток безводной нефти общим дебитом 1,6м3/сут. В скв. 1210 при испытании пласта в процессе бурения из интервала с абсолютными отметками -1206,1-1214,3 м получен приток нефти расчетным дебитом 33,9 м3/сут.
Пласт эксплуатируется в скв. 1155, 1200, 1205, 1209, 1210 с начальным дебитом нефти от 2,0 до 9,8 т/сут при обводнении от 0,1 до 0,4%.
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,0* до 4.2*м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,2м.
Тип залежи – массивный слоистый. Размеры составляют 1,4×1,9-2,0 км, высота 8,9 м (Граф. 4, папка).
Нефтяная залежь пласта А4-1+2 в районе скв. 1156
Пласт состоит из пяти проницаемых пропластков толщиной от 0,8 до 1,8 м, Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 1,2 м.
Условный подсчетный уровень (УПУ) установлен на абс. отм. -1211,4 м по подошве последнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 1156, где при испытании пласта в эксплуатационной колонне из интервала с абсолютными отметками 1209,0-1211,4 м получен приток безводной нефти дебитом 11,0 м3/сут (ΔР-7.2 МПа). Приток пластовой воды 0,85 м3/сут в скв. 1156, получен при испытании интервала с абсолютными отметками -1215,5-1217,3 м.
В пределах контура нефтеносности средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,4 м.
Тип залежи – массивный слоистый. Размеры составляют 2,2×1,4 км, высота 10,4 м (Граф. 4, папка).
Показатели линейных характеристик выявленных залежей нефти башкирских отложений представлены в таблице 1.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти Горлинского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Договор № 17/19 от 29.04.2019 г. Волокитина Е.В., Ряхова Т.А., Дворниченко Л.И., и др. 2019
Следующее Месторождение: Вукошурское