Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1990
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 2.35 км²
Итинское месторождение
Итинское месторождение административно расположено на территории Игринского района Удмуртской республики, в 12.5 км восточнее п. Игра. В нескольких километрах западнее Итинского разрабатываются Чутырско- Киенгопское и Сундурско-Нязинское месторождения. В 10-12 км западнее месторождения проходят железная и шоссейная (с асфальтовым покрытием) дороги Ижевск - Глазов.
Район месторождения относится к возвышенности Средней Удмуртии, являющейся водораздельным пространством между Чепцой, с одной стороны, и Шарканом, Воткой, Ижом, Нылгой, Увой - с другой и простирающейся щирокой полосой с востока на запад из Пермской области (максимальная высота достигает 320 м). Возвышенности Средней Удмуртии на западе имеют пологие склоны и почти плоские вершины; на востоке - в основном выпуклые вершины, иногда покрытые елово- пихтовыми лесами, с крутыми склонами, густо заросшими можжевельником.
Площадь месторождения находится в водораздельной части рек Сеп и Палым, впадающих в р. Ита. В орогидрографическом отношении территория месторождения представляет собой возвышенность с крутыми склонами с перепадом высот от 200 до 258.3 м. Залесенность территории составляет около 60%. Свободные от леса и предприятий земли заняты сельскохозяйственными угодьями и лугами. Почвы дерново-среднеподзолистые.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
На Итинском месторождении вскрыты девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные осадочные отложения. Самая глубокая скважина 1185 вскрыла фаменский ярус верхнего девона.
Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно Унифицированной стратиграфической схеме для Волго-Уральской области 1988 г.
Литолого-стратиграфическая характеристика основана на литологическом описании керна, петрографических и палеонтологических исследованиях, а также на материалах межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными районами.
В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской провинции, и по этой причине приведенные ниже литолого-стратиграфические характеристики ограничиваются разрезами нефтепродуктивных горизонтов.
Средний карбон С2
Представлен московским и башкирским ярусами.
Башкирский ярус. С2Ь
Башкирский ярус вскрыт с частичным отбором керна в скв. 1185, 1186, 1187, 1189, 1194, 1195, 1270, 1271, 1272, 1273, 1274, 1276, 1279, 1282. Верхняя граница яруса литологически четкая, отмечается по смене “чистых” башкирских известняков на верейские с прослоями глин. Башкирский ярус представлен частым переслаиванием органогенно-обломочных и хемогенных известняков. Плотные хемогенные известняки служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно-обломочных известняков. Нефтеносность приурочена к пластам А4-0+1 и А4-2.
Толщина горизонта составляет 51-55 м.
Московский ярус. С2m
Верейский горизонт. C2vr
Верейский горизонт на Итинском месторождении вскрыт с отбором керна в СКВ. 1185, 1186, 1187, 1189, 1194, 1195, 1270, 1271, 1272, 1273, 1274, 1276, 1279, 1282. Породы представлены известняками, аргиллитами, в подчиненном количестве присутствуют алевролиты, песчаники и доломиты.
Известняки светло- и темно-серые, органогенные и хемогенные, плотные и пористые.
Аргиллиты пестроцветные, неравномерно алевритистые и известковистые, плитчатые.
Алевролиты темно-серые и пестроцветные, полевощпатово-кварцевые, мелкозернистые, известковистые, с пологоволнистой слоистостью.
Песчаники зеленовато-серые и коричневато-серые, полевошпатовокварцевые, мелкозернистые, массивные.
Доломиты светло-серые, микро-тонкозернистые, глинистые.
Нефтеносность приурочена к проницаемым пластам В-П, В-1Па, B-III6.
Толщина горизонта составляет 49-51 м.
Тектоника
Месторождение расположено в западной части Верхнекамской впадины за пределами Камско-Кинельской системы прогибов (рис.1).
Согласно структурным построениям по кровле пласта В-П, Итинское поднятие по изогипсе минус 1085 м имеет сложную форму широтного простирания тектонического генезиса.
НЕФТЕНОСНОСТЬ
По результатам поисково-разведочных работ и эксплуатационного разбуривания прямые признаки нефтеносности пород установлены в верейских и башкирских отложениях.
Нефтяные залежи верейского горизонта
В отложениях верейского горизонта нефтеносными являются пласты В-II и В-IIIа, залегающие в нижней половине горизонта. Продуктивные части их сложены биоморфными и органогенно-обломочными известняками.
Пласт В-П практически отличается непостоянством эффективной толщины (3.2-1 м), а в районе скв.1189 - отсутствием коллектора, состоит из одного-двух проницаемых пропластков.
Пласт В-П1а в основном состоит из одного проницаемого прослоя и характеризуется колебаниями эффективной толщины от 1 (в районе скв. 1189 - О м) до 1.6 м.
В разрезе продуктивные пласты В-П и В-П1а разделены пачкой аргиллитовых пород толщиной от 3.2 до 5 м, служащих для нижнего пласта нефтеупорной покрышкой.
Нефтяная залежь пласта В-П
Раздельная оценка промышленной нефтеносности залежи производилась в скв.1189 и 1280. Промышленные притоки нефти получены в скв. 1185, 1186, 1187, 1195, 1270, 1271, 1272, 1273, 1274, 1276, 1280, 1283. Водонефтяной контакт залежи установлен на отметке минус 1082 м на основании следующих данных:
- притоки безводной нефти получены из коллекторов, вскрытых выше уровня минус 1081.5 м (скв. 1187),
- приток пластовой воды без признаков нефти получен в скв. 1282 из интервала, кровля проницаемой части которого находится на отметке минус 1082.4 м.
Нефтяная залежь пласта В-IIIа
Пласт В-Ша в эксплуатационной колонне самостоятельно испытывался в СКВ. 1185, 1186, 1189. Промышленные притоки нефти интенсивностью 12.3-18.0 мз/сут получены в скв. 1185, 1186. Водонефтяной контакт залежи ппинимаетг.я ня отметке минус 1087.5 м с учетом следующих результатов испытания:
- безводные притоки нефти получены из коллекторов, верхняя граница которых находится на отметке минус 1087.1 м (скв. 1226);-
- приток пластовой воды получен в скв. 1282 из интервала с верхней отметкой минус 1088.6 м.
Нефтяные залежи башкирского яруса
Продуктивная толща представлена чередованием пористых органогенных и относительно плотных разностей известняков. Всего в разрезе месторождения выделено два продуктивных пласта, индексируемых как А4-0+1 и А4-2. Они уверенно выделяются и коррелируются на каротажных диаграммах и включают в себя от двух до четырех проницаемых прослоев с колебанием толщин от 0.6 до 1.8 м.
Наибольшим непостоянством литологического состава, вплоть до полного замещения (скв.1195), отличается пласт А4-2. В скв. 1273 в нефтеносный разрез пласта А4-2 включен и пласт А4-3 в связи с его нефтеносностью, доказанной испытанием в эксплуатационной колонне.
Толщины разделяющих пласты-коллекторы плотных разностей известняков в границах месторождения колеблются от 0.6 до 6 м.
Нефтяная залежь пласта А4-0+1
Самостоятельное испытание пласта в эксплуатационной колонне производилось в СКВ. 1187, 1189, 1195, 1279. Промышленные притоки нефти дебитом 1.7-2.4 м^сут получены в скв. 1187, 1195.
Водонефтяной контакт залежи принят на отметке минус 1100 м на основании следующих геолого-геофизических данных:
- притоки нефти без признаков воды получены из коллекторов, нижняя граница которых вскрыта на отметке минус 1099.5 м (скв. 11871):
- притоки пластовой воды получены в скв. 1279, 1195 из коллекторов, залегающих ниже отметки минус 1100.9 м.
Нефтяная залежь пласта А4-2
Промышленная нефтеносность коллекторов пласта доказана опробованием в эксплуатационной колонне в скв. 1185, 1186, 1187, 1272, 1273, 1278, 1283.
Раздельная оценка промышленной нефтеносности залежи проводилась в скв.1186 и 1187.
Водонефтяной контакт залежи принят условно на отметке минус 1107 м на основании следующих данных:
- по ГИС нефтенасыщены коллекторы, нижняя граница которых вскрыта на абсолютной отметке минус 1107 м (скв. 1187 и 1276);
- притоки нефти и воды получены при испытании коллекторов в скв. 1187 с интервала отметок минус 1106-1107 м (получение воды связано с перетоком из нижележащего водоносного пласта А4-3);
- водонасыщенными по ГИС являются коллекторы с абсолютными отметками ниже минус 1107 м
Следует отметить, что эксплуатационное разбуривание осуществлялось со значительными отходами от вертикали (173.2-383.4 м) и поэтому обоснование выделения водонефтяных контактов производилось практически лишь по вертикальным скважинам. Корректировка гипсометрии наклонных скважин не производилась в связи с тем, что ВПК в них не вскрывались.
Источник: Пересчет запасов нефти Итинского месторождения Удмуртской республики. Гарифов Н.Г., Наборщикова Т.В., Предеина А.А., и др. 1995
Следующее Месторождение: Южно-Мессояхское