Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 609.452 км²
Ивановское месторождение
Ивановское месторождение расположено в Куединском районе Пермского края, в 174 км к югу от г. Пермь.
В непосредственной близости от месторождения расположены Москудьинское, Шагиртско-Гожанское, Альняшское и Гондыревское разрабатываемые ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» месторождения нефти.
Рис.1.Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Пермского края
Дорожная сеть в пределах месторождения развита слабо. Передвижение по территории Южно-Москудьинского участка осложнено в связи с отсутствием дорог с твердым покрытием, дороги в основном лесные и грунтовые. Сообщение с районным центром (поселок Куеда) возможно по железной, грунтовой и проселочной, асфальтированной (Москудья-Госконезавод и Кирга-Большой Гондыр) дорогам. В 3 км южнее месторождения проходит линия железной дороги.
В геоморфологическом отношении исследуемая территория представляет собой слабо всхолмленную равнину, изрезанную долинами небольших рек и ручьев. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +230 (240) м в поймах рек до + 290 (300) м на водораздельных участках и вершинах холмов.Значительная часть площади участка недр занята лесными массивами, которые представлены вторичными елово-липовыми, хвойными или елово-осиновыми лесами. Основные древесные породы: береза, осина, липа, ель, сосна, пихта. В границах участка недр отсутствуют особо охраняемые природные территории регионального значения, но выявлено одно место обитания объектов растительного мира (гирчи тминолистной), занесенных в Красную книгу Пермского края. Особо охраняемые территории, объекты культурного наследия, заказники и заповедники – отсутствуют.
Стратиграфия
Скв.501 на Ивановском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.
Геологический разрез месторождения является типичным для центральных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Стратиграфия и литологическое описание вскрытой части разреза отражены в литолого-стратиграфическом разрезе.
Ниже приводится краткая характеристика продуктивных отложений визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы, к которому приурочена нефтеносность месторождения.
Каменноугольная система – C
Нижний отдел – С1
Визейский ярус C1v представлен кожимским и окским надгоризонтами.
Кожимский надгоризонт представлен в объеме радаевского и бобриковского горизонтов, которые сложены песчаниками, переслаивающимися с алевролитами углистыми и аргиллитами, иногда битуминозными.
Толщина отложений кожимского надгоризонта составляет 14 м.
Окский надгоризонт сложен в верхней части карбонатными отложениями алексинского, михайловского и веневского горизонтов, а в нижней части – карбонатно-терригенными отложениями тульского горизонта.
Тульский горизонт литологически представленпреимущественно терригенными породами. В нижней части разреза песчаники переслаиваются с алевролитами и аргиллитами, верхняя часть разреза сложена известняками глинистыми с тонкими прослоями аргиллитов. К кровле тульских терригенных пород приурочен отражающий горизонт IIК.Нефтеносность приурочена к пласту Тл2-б. Толщина отложений тульского горизонта составляет 65 м.
Алексинский, михайловский и веневский горизонтысложены известняками серыми, плотными, органогенными, с включениями ангидрита. Толщина отложений - 66 м.
Серпуховский ярус C1s представлены однородной толщей известняков и доломитов; известняки участками доломитизированные, пористо-кавернозные. Толщина отложений составляет 110 м.
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении Ивановское месторождение расположенопо поверхности фундамента - в пределах южного склона Куединского выступа Калтасинского (Камско-Бельского) авлакогена, формирование которого происходило в раннерифейское время [Неганов В.М., 2010]. Предполагаемая глубина залегания фундамента находится в пределах 8,5-9,5 км(Рис.2.).
Рис.2. Выкопировка из тектонической схемы Пермского края
Осадочный чехол включает рифейский, вендский и палеозойский структурные этажи, которые с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности фундамента и характеризуются различным геологическим строением. Наибольшую мощность осадочного чехла составляют отложения рифейского возраста (6,5-7,5 км), представленные мощными терригенными и карбонатными породами, которые скомпенсировали площадь Калтасинского авлакогена, т. е. снивелировали блоковое строение фундамента. Строение поверхности рифейского комплекса отличается от поведения поверхности фундамента.
Вендскому этапу геологического развития предшествовал длительный период континентального перерыва осадконакопления, поэтому терригенные отложения верхнего венда трангрессивно, с угловым несогласием залегает на разновозрастных образованиях рифея.
Палеозойский структурный этаж включает эмско-нижнефранский, верхнедевонско-турнейский, визейско-верхнекаменноугольный, нижнепермский и нижнепермско-триасовый структурные ярусы и представлен породами от среднего девона до казанского яруса средней перми. В раннепалеозойское время в результате общего подъема и интенсивного размыва породы ордовика, силура, нижнего и частично среднего девона оказались полностью снивелированными, вследствие чего отложения среднего девона со стратиграфическим несогласием залегают на породах верхневендского комплекса.
Площадь исследования по верхнему палеозою расположена в юго-восточной части Верхнекамской впадины [Хачатрян Р.О., 1973; Неганов В.М., 2010] и представляла в эмско-нижнефранском структурном ярусе структурную террасу, ограниченную с востока Куединским валом, а с юга – условно административной границей Пермского края. Структурная терраса осложнена Москудьинским структурным выступом с размерами 18,5 км*6,0 км, амплитудой 23 м, в состав которого входят Узярская, Москудьинская, Китрюмская и Савинская структуры. Высота структурной террасы по терригенным отложениям тиманского горизонта верхнего девона (отражающий горизонт III) составляла около 50 м. Поверхность терригенных отложений южнее Москудьинского структурного выступа слабо дислоцирована, слои залегают почти горизонтально. На этом практически ровном фоне было выявлено лишь несколько малоамплитудных небольших поднятий.
В результате обобщения всех геолого-геофизических материалов Москудьинский структурный выступ был отнесен к западной части Башкирского свода [Михайлов Д.Г., 2011 г.].
Региональный план в верхнедевонско-турнейском структурном ярусе подчинен более сложным и разнообразным зависимостям, чем по терригенному девону. Если формирование структурных форм в эмско-тиманском структурном ярусе было повсеместно подчинено тектоническому фактору, а в образовании структур верхнедевонско-турнейского карбонатного комплекса наряду с тектоническим фактором значительную роль в структурообразовании играли седиментационные процессы.
Значительная структурная перестройка произошла в результате некомпенсированного осадконакопления, связанного с образованием Камско-Кинельской системы впадин внутри верхнедевонско-турнейского структурного яруса. Рассматриваемая площадь расположена на площади Москудьинского палеоплато [Неганов В.М., 2010], которое образовалось в результате рифообразующих процессов в относительно мелководной морской обстановке. История формирования морского палеошельфа состоит из двух циклов развития: позднедевонского трансгрессивного и турнейского регрессивного. В позднедевонский цикл формировалась морфологически выраженная относительно глубоководная Шалымская впадина, расположенная к северу от лицензионного участка в зоне глубокого шельфа. Юго-восточный борт впадины окаймлялись барьерными рифогенно-карбонатными массивами, разобщенными эрозионно-тектоническими проливами, через которые проникал терригенный материал. В турнейский регрессивный цикл происходило заполнение впадины, которое происходило за счет:
- образования турнейских бортовых и внутренних рифогенно-карбонатных построек;
- продуктов разрушения верхнедевонских массивов и привноса терригенного материала с суши.
Сейсморазведкой установлено и подтверждено глубоким бурением, что на рассматриваемой территории развиты два вида генетических поднятий – седиментационные рифогенной природы и тектоно-седиментационные, образованные при наличии по терригенным отложениям верхнего девона положительных структурных форм.
Москудьинское палеоплато, восточной границей которого является Куединский вал, а северным бортом - Шалымская впадина Камско-Кинельской системы. В этих пределах длина плато доходит в субширотном направлении до 45 км. По поверхности фундамента палеоплато соответствует Куединский выступ фундамента, а по кровле тиманских терригенных отложений верхнего девона в современном структурном плане - Москудьинская структурная терраса Верхнекамской впадины. Палеоплато осложнено наиболее крупным Москудьинским рифовым массивом, имеющий размеры 5,5×5,0 км, а также отдельными рифовыми сооружениями более мелких размеров.
По кровле фаменской поверхности и вышезалегающим поверхностям Москудьинская структурная терраса, выделенная по терригенному девону, приобретает вид одноименного структурного выступа. Амплитуда выступа усиливается за счет рифогенных образований, приобретает четкую субтреугольную форму практически в тех же формах и размерах, что и по терригенному девону, но амплитуда выступа составляет 500-510 м относительно Шалымской впадины Камско-Кинельской системы. Восточная его часть узкой и очень пологой мульдой отделяется от западного крыла Куединского вала. Структуры, осложняющие структурный выступ, являются структурами облекания рифовых сооружений позднедевонского возраста.
В результате обобщения всех геологоразведочных работ Москудьинский структурный выступ в 2011 г. был отнесен к северо-западному склону Башкирского свода [Михайлов Д.Г., 2011 г.]. В этом случае, площадь лицензионного участка расположена в пределах южного склона Москудьинского структурного выступа и структурной террасы.
В визейско-верхнекаменноугольном структурном ярусе происходит выполаживание структурных форм и образование сложно построенных ловушек. В косьвинско-радаевское время в условиях прибрежной равнины, в которую превращается рассматриваемая территория, шло накопление песчано-алеврито-глинистых осадков и образование аккумулятивных и эрозионно-аккумулятивных форм, так как обломочный материал подвергался переобработке и перераспределению. В бобриковско-тульское время продолжали существовать прибрежно-морская обстановка, что позволило создать благоприятные условия для образования аккумулятивных, эрозионно-аккумулятивных и структурно-литологических ловушек. С конца тульского времени усиливается трансгрессия моря и в морском мелководном бассейне формируются известняковые осадки. Обстановка осадконакопления вплоть до верхнего карбона продолжает быть унаследованной, кроме верейской трансгрессии эпиконтинентального моря, которая привела к накоплению терригенно-карбонатных отложений. Для позднекаменноугольной эпохи характерно обмеление и засолонение моря, в карбонатных породах преобладают доломиты с включениями гипса и ангидрита. В структурном плане по кровле башкирского яруса среднего карбона (отражающий горизонт IП) более полого фиксируются очертания Москудьинского выступа, поднятия, выявленные по ниже залегающим отражающим горизонтам, выполаживаются.
Нижнепермско-раннетриасовый период развития территории характеризуется наиболее активными проявлениями заключительно фазы герцинского тектогенеза. Режим морского преимущественно мелководного бассейна в раннепермскую эпоху был унаследован от позднего девона. В ассельско-артинское время в морском мелководье формировались карбонатные отложения, в кунгурский век происходит формирование сульфатно-карбонатных пород в условиях прибрежно-морских и лагунных обстановок. В структурном плане кровли кунгурского яруса (отражающий горизонт К) который отображает рельеф нижнепермских отложений, хорошо прослеживается Москудьинский структурный выступ, однако локальные поднятия выделяются со смещением сводовых частей и изменением конфигурации, амплитуды их не превышают 4 м.
Восточно-Савинская структура, к которой приурочено Ивановское месторождение относится к тектоно-седиментационному типу структурообразования вследствие облекания органогенной постройки позднедевонского возраста. Элементы поднятия сохраняют форму и размеры по основным отражающим горизонтам каменноугольной системы, выполаживаясь от более древних отложений к молодым. По кровле кунгурского яруса Восточно-Савинская структура объединяется с Савинской. Поверхность девонских терригенных отложений ОГ-III (D3tmт) представлена в виде структурного выступа. Восточно-Савинское поднятие по этим отложениям отсутствует.
По кровле терригенных отложений тульского горизонта (ОГ-IIк) Восточно-Савинская структура представлена вытянутой в северном направлении куполом, с формой, близкой изометричной. Размеры структуры по последний замкнутой изогипсе -1260 м составляют 1,9х1,0-1,6 км, амплитуда 32 м.
Нефтеносность
Ивановское месторождение приурочено к Восточно-Савинскому поднятию тектоно-седиментационного происхождения.
В государственном балансе по Восточно-Савинскому поднятию Москудьинского месторождения числятся запасы по категории В2 по пластам Тл2-а, Тл2-б тульского и Бббобриковского горизонтов нижнего карбона. Нефтеносность пластов по данным бурения на поднятии на дату постановки на учет в госбаланс не установлена, единственная скв.124, пробуренная на крыле структуры, вскрыла водонасыщенную часть пластов. Запасы по Восточно-Савинскому поднятию были подсчитаны по аналогии с другими поднятиями Москудьинского месторождения и подтверждения данными бурения не имеют.
В 2017 г. в сводовой части поднятия пробурена поисковая скв.501Р. По данным ГИС и испытания в колонне установлена промышленная нефтеносность пласта Тл2-б. Пласты Тл2-а и Бб по данным ГИС водонасыщенные, при испытании пласта Тл2-а в эксплуатационной колонне получен приток воды. Таким образом, запасы категории В2 пластов Тл2-а и Бб подлежат списанию, как неподтвердившиеся.
Залежь пласта Тл2-б, приуроченная к Восточно-Савинскому поднятию, отделяется от Москудьинского месторождения прогибом и не имеет общего контура с данным месторождением. Все это послужило основой для выделения Восточно-Савинского поднятия в отдельное (не связанное с Москудьинским месторождением) самостоятельное месторождение – Ивановское.
Линейные характеристики залежи нефти Ивановского месторождения
Водонефтяной контакт залежи принят условно (УПУ) на абсолютной отметке -1260,7 м – по середине расстояния между подошвой нефтенасыщенного по данным ГИС и испытанию коллектора в скв.501 (-1246,2 м) и кровлей водонасыщенного коллектора в скв.124 (-1275,1 м).При испытании пласта в скв.501 из интервала перфорации с отметками -1243,7-1246,2 м получен промышленный приток безводной нефти дебитом12,5 м3/сут при Нд=958 м.
В скв.501 нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2,0 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина - 1,6 м.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Ивановского месторождения Пермского края. Договор № 17/17 от 19.06.2017 г. Юсупова Р.З., Ряхова Т.А., Волокитина Е.В., и др. 2017
Следующее Месторождение: Ларионовское