Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1960
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 18.79 км²
Ижевское нефтяное месторождение
Ижевское нефтяное месторождение расположено в центральной части Удмуртской Республики на территории Завьяловского района. Месторождение открыто в 1966 году, с 1981 года месторождение введено в промышленную эксплуатацию. Недропользователем является ОАО «Удмуртнефть.
На Ижевское поднятие выданы лицензии ИЖВ 00174 НЭ от 24 октября 1996 года сроком до 31 декабря 2102 года (на девонские пласты) и ИЖВ 00175 НЭ от 24 октября 1996 года сроком до 31 декабря 2121 года (на верейские и тульские пласты). На разработку верейских залежей Северного участка выдана лицензия ИЖВ 00176 НЭ от 24 октября 1996 года сроком до 31 декабря 2097 года.
Ижевское нефтяное месторождение открыто в 1966 году. Месторождение расположено в северо-западной части Сарапульской возвышенности, в междуречье рек Иж и Кама. Промышленные запасы нефти впервые были утверждены в 1974 г. по результатам поисково-разведочного бурения.
В административном отношении Ижевское месторождение находится в Завьяловском районе Удмуртии в 5 км к югу от с. Завьялово и в 20 км юго-восточнее г. Ижевска. В тектоническом отношении Ижевское месторождение приурочено к одноименному Ижевскому поднятию, расположено на Андреевском валу, осложняющем Верхнекамскую впадину, северный участок является частью Ижевского нефтяного месторождения, расположенного в северо-западной части Сарапульской возвышенности. С северо-запада к нему примыкает находящееся в разработке Мещеряковское месторождение, западнее в 15 км находится Восточно-Постольское (Рис. 1.).
Климат умеренно-континентальный с холодной продолжительной зимой и умеренно жарким летом. Среднегодовая температура +2.50С. Самая высокая температура +380С, самая низкая -500С. Годовое количество осадков 480-500 мм. Снежный покров в среднем составляет 60-80 см. Глубина промерзания грунта на возвышенных участках составляет 1.0-1.5 м. Северный участок расположен в бассейне рек Старая Кенка и Чультемка. Крупнейшая река Кама протекает в 25 км восточнее. Населённый пункт, расположенный в контуре месторождения, – д. Мещеряки.
Рисунок 1. – Обзорная схема района работ
КРАТКОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ
Осадочный чехол в пределах месторождения вскрыт на глубину 2154 м (скв. 182) до пород рифейского возраста и представлен отложениями четвертичной, пермской, каменноугольной и девонской систем (Рис. 2). Кристаллический фундамент скважинами не вскрыт.
Рисунок 2. – Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения
Девонская система – D
Отложения девонской системы залегают с большим стратиграфическим несогласием непосредственно на денудационной поверхности нижнерифейского комплекса.
Средний отдел – состоит из эйфельских, воробьевских, ардатовских, муллинских отложений. Толщина отложений 78 м.
Верхний отдел – состоит из франского яруса, в состав нижнефранского подъяруса входит надгоризонт коми, который объединяет в себе пашийский и тиманский горизонты.
Пашийский горизонт – сложен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина горизонта 22 м.
Тиманский горизонт – представлен в нижней части терригенными породами, в верхней карбонатными. Толщина горизонта 20м, из них 3 м относятся к карбонатной пачке.
Среднефранский подъярус – входят саргаевский и доманиковский горизонты.
Саргаевский горизонт – представлен известняками. Толщина горизонта 6 м.
Доманиковский горизонт – характеризуется известняками битуминозными. Толщина горизонта 36 м.
Верхнефранский подъярус – входят мендымский и нерасчлененные: воронежский, евлановский и ливенский горизонты
Мендымский горизонт – представлен известняками с прослоями аргиллитов. Толщина горизонта 38 м.
Воронежский, Евлановский, Ливенский горизонты в пределах Северного участка развит сводовый тип разреза, представленный известняками, с редкими прослоями аргиллита. Толщина отложений 107 м.
Фаменский ярус – представлен известняками с маломощными прослоями аргиллитов пиритизированных. Толщина отложений 140 м.
Каменноугольная система – представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.
Нижний отдел – представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус – подразделяется на ханинский и шуриновский надгоризонты. Ханинский надгоризонт – толщина пачки 42 м. Толщина надгоризонта 184 м. Шуриновский надгоризонт – толщина отложений 24 м.
Визейский ярус – представлен в объёме бобриковского горизонта и окского надгоризонтов.
Бобриковский горизонт представлен переслаиванием терригенных пород. Встречаются прослои углисто-глинистых сланцев, черных, с включениями марказита. Толщина отложений 24 м.
Окский надгоризонт – состоит из тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт – сложен двумя пачками – терригенной и карбонатной. К песчаникам терригенной пачки приурочены нефтенасыщенные пласты С-III и C-IV. Толщина терригенной пачки 20 м, мощность карбонатной пачки 7 м.
Алексинский, Михайловский, Веневский горизонты представлены доломитами с гнёздами гипса и ангидрита, желваками кремня. Толщина отложений 121 м.
Серпуховский ярус – сложен известняками и доломитами. В кровле часто содержатся прослои глин или мергелей. Толщина отложений 95 м.
Средний отдел – представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус – представлен известняками. Толщина яруса 52 м.
Московский ярус – представлен отложениями верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонт – толщина отложений 50 м. Каширский горизонт – толщина отложений 75 м. Подольский горизонт – толщина горизонта 57 м. Мячковский горизонт – толщина 61 м.
Верхний отдел – представлен переслаиванием доломитов и известняков с небольшими прослоями аргиллитов. Толщина отложений 197 м.
Пермская система – представлена нижним и верхним отделом.
Нижний отдел – рассматриваются нерасчлененные ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Толщина отложений 227 м.
Верхний отдел – ввиду отсутствия фактических данных верхний отдел рассматривается без дробного разделения. По аналогии с соседними площадями возможно выделение уфимского, казанского и татарского ярусов. Толщина отложений 217 м.
Четвертичная система – на водоразделах и их склонах представлена делювиальными образованиями красноцветной толщи верхней перми, а в долинах рек – аллювиальными породами: суглинками, глинами, песками, галечниками и торфяниками. Толщина отложений достигает 15 м.
В тектоническом отношении месторождение расположено на северном окончании Андреевского вала, осложняющего юго-западную часть Верхнекамской впадины (Рис. 3).
Рисунок 3 – Тектоническая схема района работ
Ижевское поднятие прослеживается по отложениям нижней перми, среднего и нижнего карбона, а также терригенного девона. Структура имеет ассиметричную форму с более крутым западным крылом по всем горизонтам. Амплитуда структуры с глубиной не меняется. Все эти признаки указывают на тектонический характер образования структуры.
Северо-Ижевский участок в Верхнекамской впадине на северном окончании Ижевского вала, выделенного по отложениям девона. Относительно Камско-Кинельской системы впадин участок расположен в ее внутренней части, в пределах северо-восточной части Ягано-Бурановского рифогенного массива, образовавшегося в франско-верхнефаменское время.
По кровле терригенных отложений тульского горизонта на площади Северо-Ижевского участка выделяется Северо-Ижевское поднятие, имеющее изометричную форму, с наиболее крутым западным и более пологим восточным склонами. По кровле карбонатных отложений башкирского яруса и по вышезалегающим ОГ прослеживается Северо-Ижевское поднятие и выделяется расположенное южнее Сизевское поднятие. Отмечается несовпадение структурных планов девонских и нижнекаменноугольных отложений и совпадение структурных планов пермских, средне- и нижнекаменноугольных отложений с уменьшением амплитуды поднятий вверх по разрезу. Генезис Северо-Ижевского поднятия трактуется как тектоно-седиментационный, а Сизевского поднятия – как седиментационный. По кровле башкирских отложений по изогипсе -940 Сизевское, Северо-Ижевское и, расположенное севернее, Мещеряковское поднятия объединяются в одну, вытянутую в субмеридиональном направлении структуру.
Общие сведения о нефтеносности
Нефтеносными на месторождении являются отложения пласта B-II верейского горизонта среднего карбона и пласта D-0 тиманского (кыновского) горизонта верхнего девона Ижевского поднятия, а также отложения пластов B-II и B-IIIa верейского горизонта среднего карбона и пластов C-III+IV тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона Северного участка.
Ижевское поднятие
Промышленная нефтеносность связана с карбонатными отложениями верейского горизонта среднего карбона (пласт В-II) и терригенными отложениями тиманского горизонта франского яруса верхнего девона (пласт D-0).
Нефтяные залежи на Ижевском поднятии приурочены к пласту D-0 тиманского горизонта верхнего девона и пласту В-II верейского горизонта среднего карбона. Следует отметить, что в некоторых скважинах отмечается нефтенасыщение в пласте В-IIIа верейского горизонта. Однако при опробовании в колонне и раздельной эксплуатации пластов получены лишь незначительные притоки нефти от 0.5 м3/сут до 0.8 м3/сут. Литологически пласт не выдержан как по площади, так и по разрезу. Запасы нефти по пласту В-IIIа, в связи с низкой продуктивностью залежей, при подсчёте запасов в подсчетный объект не выделялись. Запасы не подсчитывались.
Нефтяная залежь пласта В-II верейского горизонта
Залежь нефти в пределах Ижевского поднятия контролируется брахиантиклинальной складкой меридионального простирания тектонического происхождения. Тип залежи – пластовый сводовый. По материалам ГИС с учётом данных опробования скважин уровень ВНК для пласта В-II принят на абс. отм. -892 м. Размеры залежи по длинной оси 7.0 км, по короткой оси – 2.5 км.
Пласт В-II залегает в нижней части верейского горизонта в среднем в 30 м от его кровли. Представлен обычно одним, значительно реже двумя проницаемыми пропластками известняков. Выявленная на стадии геологоразведочных работ нефтеносность пласта подтверждена многочисленными скважинами эксплуатационного фонда по материалам ГИС, а также результатами эксплуатации.
В целом эффективная часть пласта В-II развита повсеместно и характеризуется относительно высокой послойной и зональной неоднородностью, средняя толщина составляет 2.86 м при разбросе 0.99-4.92 м. Коэффициент расчлененности – 2.02, песчанистости – 0.945. По результатам исследований керна проницаемость составляет 0.432 мкм2 (коэффициент вариации 1.108), пористость – 0.187 (коэффициент вариации – 0.209). ФЕС определены по данным ГИС: пористость (140 определений в 77 скважинах) пределы 0.08-0.26 доли ед. (средняя – 0.17) , нефтенасыщенность (76 определений в 40 скважинах) пределы 0.52-0.89 доли. ед. (средняя – 0.78).
Нефтяная залежь пласта D-0 тиманского горизонта
Залежь пласта D-0 контролируется брахиантиклинальной структурой тектонического происхождения. Тип залежи – пластово-сводовый. По данным ГИC и опробования скважин уровень ВНК на девонской залежи принят на абс. отм. -1787 м на западном крыле и -1784.3 м – на восточном. По данным опробования безводный приток нефти получен с абс. отм. -1785.2 м в скважине 2831, в скважине 2809 нефтенасыщенный пропласток залегает на абс. отм. -1787 м.
По длинной оси размеры залежи составляют 7.8 км, по короткой – 3.0 км. Пласт представлен алевритистыми песчаниками, кварцевыми, мелкозернистыми, светло-серого цвета. Залегает пласт в средней части тиманского горизонта, сложенного алеврито-аргиллитовыми породами. В пределах месторождения пласт имеет повсеместное распространение, за исключением скважины 165Р, в которой пласт-коллектор замещён непроницаемыми породами.
Толщина пласта не выдержана по площади и изменяется в широких пределах: от 0.6 м до 9.16 м. Зоны малых толщин приурочены к сводовой части пласта. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 3.48 м.
В большинстве скважин пласт D-0 представлен двумя-тремя проницаемыми прослоями, небольшой толщины (1.5-2.0 м). Коэффициент расчлененности составляет 2.27, песчанистости – 0.919.
Пласт D-0 имеет невысокие коллекторские свойства. Проницаемость по керну для нефтенасыщенной части пласта составляет 0.113 мкм2, пористость 0.181.
ФЕС определены по данным ГИС: пористость (172 определения в 78 скважинах) пределы 0.12-0.23 доли ед. (средняя – 0.18) , нефтенасыщенность (114 определений в 60 скважинах) пределы 0.55-0.86 доли. ед. (средняя – 0.75).
Северный участок
Промышленная нефтеносность Северного участка связана с карбонатными отложениями верейского горизонта среднего карбона (пласты В-II, В-IIIа) и терригенными отложениями тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона (пласты С-III - С-IV).
Нефтеносность пластов В-II, В-IIIа установлена по керну, геохимическим, промыслово-геофизическим данным и подтверждена опробованием скважин в процессе бурения, испытаниями скважин в колонне, эксплуатацией скважин. Промышленная нефтеносность пласта В-IIIа установлена в процессе совместной эксплуатации с пластом В-II (промышленный приток нефти из пласта В-IIIа получен лишь при испытании в колонне скв. 561).
Нефтяные залежи верейского горизонта
Верейские залежи, приуроченные к структурам облекания фран-фаменских рифов на Северном участке Ижевского месторождения и на расположенном севернее Мещеряковском месторождении, являются едиными и условно разделены по принадлежности к месторождениям.
Продуктивная толща верейского горизонта толщиной около 50 м представлена переслаиванием известняков и аргиллитов.
Нефтеносные пласты B-II, B-IIIa залегают в нижней части горизонта. Залежи нефти, приуроченные к пористым известнякам пластов B‑II, B-IIIа, относятся к пластовому сводовому (пласт В-II) и пластовому сводовому, частично литологически ограниченному типу (пласт В-IIIа).
Нефтяная залежь пласта В-II верейского горизонта
Пласт B-II представлен известняками органогенными и органогенно-обломочными с подчиненными прослоями микрозернистых и микросгустковых известняков.
Пласт залегает в нижней части верейского горизонта, отделяется от нижележащего пласта B-IIIа пачкой аргиллитов толщиной около 5 м, распространён по всей площади. Эффективная часть пласта выдержана по площади и менее выдержана по разрезу, представлена одним-двумя проницаемыми пропластками. Нефтеносность пласта подтверждена раздельной и совместной эксплуатацией практически всех скважин.
Нефтяная залежь пласта В-II является единой для Северного участка Ижевского месторождения и Мещеряковского месторождения и ограничена на изучаемой площади уровнем водо-нефтяного контакта, принятого на а. о. -916.0 м, а в северной части – условно проведённой между месторождениями границей, принятой при пересчёте запасов Мещеряковского месторождения в 1996 г. Размеры залежи составляют: 4.0´2.2 км при высоте 70 м. По типу залежь пластовая сводовая.
Эффективная толщина пласта изменяется от 0.8 м до 4.9 м, составляя в среднем 3.41 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.8 м до 4.9 м, составляя в среднем 3.41 м, средневзвешенная толщина по площади – 2.88 м. Коэффициент эффективной толщины – 0.982, коэффициент расчлененности – 1.198.
ФЕС определены по данным ГИС: пористость (298 определений в 115 скважинах) пределы 0.10-0.6 доли ед. (средняя – 0.19), нефтенасыщенность (254 определения в 114 скважинах) пределы 0.52-0.9 доли. ед. (средняя – 0.82 (РФ) и 0.81 (НРФ)).
Нефтяная залежь пласта B-IIIа верейского горизонта
Пласт B-IIIa представлен известняками биоморфными, детритовыми микротонкозернистыми, залегает в нижней части горизонта, отделяется от вышележащего пласта B-II пачкой аргиллитов толщиной около 5 м, распространён по всей площади. Эффективная часть пласта выдержана по разрезу и менее выдержана по площади, представлена одним проницаемым пропластком, за исключением скв. 3051, где отмечены два пропластка. В 12 скважинах (10 % от всех скважин) коллектор пласта замещён плотными породами.
Так же как и пласт B-II, пласт B-IIIa нефтенасыщен во всех скважинах, пробуренных на месторождении, за исключением скв. 184, где он является водонасыщенным. Нефтеносность пласта подтверждена раздельным испытанием в колонне и совместной эксплуатацией с пластом В-II.
Нефтяная залежь пласта В-IIIа по аналогии с пластом В-II является единой для Северного участка Ижевского месторождения и Мещеряковского месторождения и ограничена на изучаемой площади уровнем водонефтяного контакта, принятого на а. о. -923.0 м, а в северной части – условно проведённой границей, о которой упомянуто выше.
Размеры залежи пласта В-IIIа Северного участка составляют: 3.9´2.1 км при высоте 69 м. По типу залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная.
Эффективная часть пласта развита не повсеместно, отмечается пять локальных зон замещения коллекторов на склонах поднятий и одна обширная зона замещения, тяготеющая к району седловины. Эффективная толщина пласта изменяется от 0.4 м до 2.6 м, составляя в среднем 1.2 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 м до 2.6 м, составляя в среднем 1.2 м, средневзвешенная толщина по площади – 1.02 м. Коэффициент эффективной толщины – 0.998, коэффициент расчлененности – 1.010.
ФЕС определены по данным ГИС: пористость (110 определений в 100 скважинах) пределы 0.10-0.21 доли ед. (средняя – 0.13), нефтенасыщенность (91 определение в 87 скважинах) пределы 0.49-0.88 доли. ед. (средняя – 0.70 (РФ) и 0.69 (НРФ)).
Нефтяная залежь визейского горизонта
При пересчёте запасов Ижевского месторождения в 1988 г. в терригенных отложениях тульского горизонта в пределах Северо-Ижевского участка подсчитаны запасы нефти в залежи пластов Тл-3 и Тл-4, соответствующих по современной индексации пластам С-III и С-IV. В разведочной скважине 160 при испытании в колонне из этих пластов получен приток безводной нефти дебитом 2.8 м3/сут. Позднее в контуре залежи пробурена скв. 1К, при испытании которой в колонне из пластов С-III - С-IV получен приток безводной нефти дебитом 4.8 т/сут. По типу залежь пластовая сводовая. ВНК залежи принят на абс. отметке -1144 м. Размеры залежи составляют 0.5х 0.3 км, высота – 9 м.
Нефтенасыщенная толщина пластов изменяется от 2.3 м до 4.2 м, составляя в среднем 3.3м, средневзвешенная толщина по площади –4.2 м. Коэффициент пористости равен 0.13, коэффициент эффективной толщины – 0.357, коэффициент расчлененности – 3.
ФЕС определены по данным ГИС: пористость (24 определения в семи скважинах) пределы 0.12-0.22 доли ед. (средняя – 0.17) , нефтенасыщенность (пять определений в двух скважинах) пределы 0.65-0.76 доли. ед. (средняя – 0.72).
Источник: Материалы оперативного изменения запасов нефти и растворенного газа с целью актуализации категорий запасов Ижевского месторождения. Договор № 1208-2017 от 19.12.2017 г. Зианбердин Р.И., Васильев М.В., Субботина А.В., и др. 2018
Следующее Месторождение: Загорское(Оренбург)