Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1996
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 3.24 км²
Камбарское месторождение
Камбарское месторождение нефти расположено на территории Камбарского района Удмуртской Республики, в 27 км юго-восточнее г. Сарапула и в непосредственной близости от г. Камбарка (Рис.1).
Территория месторождения находится в лесах I группы, часть площади месторождения расположено в пределах Камбарского пруда и его водоохранной зоны; в непосредственной близости находится крупный населенный пункт – г. Камбарка.
В тектоническом отношении месторождение расположено в южной части Верхнекамской впадины в зоне ее сочленения с Бирской седловиной, разделяющей Татарский и Башкирский своды и приурочено к Камбарской структуре, генетически являющеейся структурой франско-фаменских рифогенных тел, развитых на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов; относится к тектоно-седиментационному типу.
Рис.1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики
Первооткрывательницей Камбарского месторождения является поисковая скв.883, заложенная в присводовой части поднятия. Всего с целью поисков и разведки пробурено четыре поисково-разведочные скважины, две из которых (899, 588) оказались за контуром нефтеносности и пределами границ лицензионной деятельности.
Промышленно-нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского горизонта (пласт Cks-VII) московского яруса среднего карбона и терригенные отложения тульского горизонта (пласты С-II, С-III) визейского яруса нижнего карбона, при испытании которых были получены притоки нефти.
Камбарское месторождение нефти находится на территории Камбарского района Удмуртской Республики, в 27 км юго-восточнее г. Сарапула и в непосредственной близости от г. Камбарка.
Ближайшие разрабатываемые нефтяные месторождения – Ельниковское, Никольское, Северо-Никольское, Хмелевское.
В орографическом отношении площадь располагается в среднем течении р. Камы. Представляет собой полого-холмистую поверхность, значительно расчлененную эрозионной сетью. Отмечается общее снижение рельефа с севера на юг от 160-170 м до 75-80 м. Минимальные абсолютные отметки – в долине р. Кама (65,0 м); максимальные – на водораздельной поверхности рр. Камбарка, Шолья (174,3 м). Относительное превышение водоразделов над гидрографической сетью колеблется от 40 до 100 м.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Глубокими скважинами на Камбарском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Максимальная вскрытая бурением толщина разреза составляет 1705 м в скв. 883 (франский ярус).
Характеристика разреза основана на результатах обобщения геолого-геофизических материалов по скважинам, пробуренным в пределах площади месторождения. В качестве опорного разреза использованы материалы скв. 883.
Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с «Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», 2002, 2005 гг. При этом использовались материалы межскважинной и межплощадной корреляциимаркирующих границпо данным ГИС, описание керна по скв. 575, 883, 895, 899, 4303, а также микроскопическое описание по скв.4303 (Прил.19, кн.2), выполненное в «СибНИИНП». Привлекались материалы межскважинной и межплощадной корреляции маркирующих границ по данным ГИС по соседним Никольскому, Северо-Никольскому месторождениям.
В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП.
Индексация пластов в данной работе приводится согласно общепринятой в пределах Удмуртской Республики.
Ниже приводится краткая характеристика вскрытой части осадочного чехла Камбарского месторождения.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА D
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (D3)
Представлен отложениями франского и фаменского ярусов.
Франский ярус (D3f) представлен отложениями нерасчлененных горизонтов: воронежского, евлановского, ливенского.
Отложения сложены известняками серыми, коричневато-серыми, органогенными, тонкозернистыми с органогенным детритом, плотными с прослоями доломитов коричневато-серых, тонко-мелкозернистых, неравномерно известковистых, плотных. Вскрытая толщина отложений – 105,2 м (скв. 883).
Фаменский ярус (D3fm) делится на нерасчленённые нижний, средний подъярусы и заволжский горизонт верхнего подъяруса.
Отложения фаменского яруса сложены известняками светло-серыми, коричневато-серыми, органогенными, разнозернистыми, плотными и пористыми, с прослоями доломитов серых, разнозернистых, плотных, реже, кавернозно-пористых. Толщина фаменских отложений достигает 194 м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
Каменноугольная система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C1)
Нижний отдел представлентурнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус (С1t) представлен карбонатными породами нарасчлененного нижнего и верхнего подъяруса, которые включают в себя малевский, упинский, черепетскийгоризонты, представленные известняками серыми, коричневато-серыми, органогенными, микро-тонкозернистыми, глинистыми, кавернозно-пористыми.
Отложения кизеловского горизонта подвержены предвизейскому размыву. Толщина турнейских отложений достигает до 32 м.
Визейский ярус (C1v) представлен кожимским и окским надгоризонтами.
Кожимский надгоризонт представлен в объеме радаевского и бобриковского горизонтов, которые представляют переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников, в кровле отмечаются прослои углей. Алевролиты и песчаники серые кварцевые, мелкозернистые, разнозернистые, однородные и слоистые, неравномерно глинистые, углистые. Аргиллиты тёмно-серые, чёрные, углистые, неравномерно алевритистые. Песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые. Толщина отложений – 49-55 м.
Отложения косьвинского горизонта полностью отсутствуют, вследствие регионального предвизейского размыва.
Окский надгоризонт сложен в нижней части отложениями тульского горизонта, в верхней части отложениями алексинского и неразделённых михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт литологически разделяется на нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную пачки. Терригенная пачка представлена песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, массивные, а также с линзовидной и пологоволнистой слоистостью, обусловленной изменением гранулометрического состава, нефтенасыщенные. Алевролиты темно-серые, разнозернистые, с линзовидной слоистостью, текстурами взмучивания, ходами илоедов. Аргиллиты темно-серые, плитчатые, с включениями обугленного растительного детрита и пирита. В разрезе тульского горизонта выделяются пласты: С-I, C-II, C-III, C-IV. Нефтеносность приурочена к пластам C-II, C-III. Пласты сложены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами песчанистыми, массивными. Породы, составляющие разделы между продуктивными пластами представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами. Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми. Общая толщина тульских отложений – 19-38 м.
Алексинский, михайловский и веневский горизонты сложены известняками и доломитами. Известняки коричневато-серые, тёмно-серые, органогенные, микро-тонкозернистые, неравномерно доломитизированные, окремнелые, плотные, прослоями пористые. Доломиты серые, коричневато-серые, микро-тонкозернистые, разнозернистые, прослоями окремнелые, сульфатизированные, с включениями ангидритов, плотные, прослоями кавернозно-пористые. Толщина отложений изменяется от 154 м до 198 м.
Серпуховский ярус (С1s) сложен известняками и доломитами. Известняки светло-серые, серые, органогенные реже микро-тонкозернистые с органогенным детритом, плотные и пористые, в кровле слоя пористо-кавернозные, пористые. Доломиты светло-серые, серые, микро-тонкозернистые, прослоями мелкозернистые, неравномерно известковистые, плотные и пористо-кавернозные, с включениями ангидрита. Толщина отложений изменяется от 100 м до 124 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (C2b) представлен известняками коричневато-серыми, органогенными, прослоями глинистыми, плотными и пористыми. Толщина отложений башкирского яруса составляет 48-63 м.
Московский ярус (C2m) включает в себя верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт сложен переслаиваниемизвестняков и аргиллитов с прослоями доломитов в нижней части, алевролитов и песчаников в верхней части разреза. Известняки серые, тёмно-серые, органогенные, тонкозернистые, слабопористые, плотные и микро-тонкозернистые, глинистые, доломитизированные. Доломиты серые, тёмно-серые, тонкозернистые, неравномерно известковистые, прослойками глинистые. Алевролиты, песчаники тёмно-серые, прослоями пёстроокрашенные, полевошпатово-кварцевые, кварцевые, разнозернистые, неравномерно известковистые, как однородные так и слоистые. Толщина отложений 50-64 м.
Каширский горизонтпредставлен известняками и доломитами. Известняки светло-серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизированные, плотные и пористые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, микро-тонкозернистые, с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые, с включениями ангидрита. Нефтеносность приурочена к пласту Cks-VII, сложенному органогенными известняками и микрозернистыми доломитами. Вмещающие пласт породы состоят из микро-тонкозернистых доломитов и перекристаллизованных известняков. Пласт залегает в основании каширского горизонта и характеризуется как каширский репер. Толщина каширского горизонта составляет 79-102 м.
Подольский горизонт представлен частым переслаиванием известняков и доломитов. Известняки серые, коричневато-серые, тёмно-серые, органогенные, реже микро-тонкозернистые, неравномерно доломитизированные, плотные, прослоями пористые. Доломиты коричневато-серые, тёмно-серые, разнозернистые, неравномерно известковистые, плотные и пористые. Отмечаются включения ангидрита, гипса и кремня. Толщина отложений составляет 27-41 м.
Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами, аналогичными с подольскими отложениями. Толщина горизонта изменяется от 78 м до 108 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (C3)
Представлен касимовским и гжельским ярусами. Отложения сложены доломитами коричневато-серыми, тёмно-серыми, разнозернистыми, неравномерно известковистыми, прослоями с органогенной структурой, с включениями и тонкими прослойками ангидрита. Отмечаются частые прослои известняков серых, органогенных, микро-тонкозернистых, с органогенным детритом, часто доломитизированных. Толщина отложений верхнего отдела каменноугольной системы составляет 156-246 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (Р)
Отложения пермской системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний (приуральский) отдел включает в себя ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы; средний (биармийский) отдел включает казанский и уржумский ярусы; верхний (татарский) отдел состоит из северодвинского и вятского яруса.
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (P1)
Нижний отдел представлен ассельским (P1as), сакмарским (P1sk), артинским (P1ar)+кунгурским (P1kg) и уфимским ярусами (P1uf). Отложения представлены доломитами тонко-мелкозернистыми, прослоями с реликтовой органогенной структурой, с прослоями, пластами ангидритов и известняками разнозернистыми, органогенными. Толщина отложений нижней перми – 179-275 м.
СРЕДНИЙ (Р2), ВЕРХНИЙ (Р3) ОТДЕЛЫ
Средний отдел представлен казанским (Р2kz) и уржумским (P2ur) ярусами. Верхний отдел представлен северодвинским (P3sd) и вятским (P3vt) ярусами.Отложения среднего и верхнего отделов сложены переслаиванием пестроцветных аргиллитов, алевролитов, песчаников, с прослоями конгломератов, мергелей, глинистых известняков. Толщина отложений среднего и верхнего отдела пермской системы составляет 380-489 м.
ЧЕРВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА Q
Четвертичные отложения представлены песками, суглинками и глинами. Толщина отложений до 15 м.
Краткая характеристика продуктивных пластов
Промышленная нефтеносность месторождения связана с карбонатнымиотложениями каширского горизонта (пласт Cks-VII) московского яруса среднего карбона итерригенными отложениями тульского горизонта (пласты С-II, C-III) визейского яруса нижнего карбона.
Продуктивный пласт каширского горизонта среднего карбона
Пласт Cks-VII. Литологически пласт представлен органогенными известняками и микрозернистыми доломитами.
Общая толщина пласта изменяется от 4,5 (скв.4305) до 5,4 м (в скв.883,4303). Проницаемая часть пласта состоит изтрехпрослоев толщинойот 0,5 (скв. 4305) до 2,5 м(скв.883).Эффективная толщина пластапо площади изменяетсяот 3,1 (скв. 4305) до 4,6 м (скв. 883).
Пласт по ГИС нефтенасыщенв трех скважинах(883, 4303, 4305).Толщина нефтенасыщеннойчасти пласта изменяется от 3,1 (скв. 4305) до 4,6 м (скв. 883).В трех скважинах пластводонасыщен (575, 895, 899).
Продуктивные пласты тульского горизонта нижнего карбона
ПластC-II.Литологически пласт представлен песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов, коллектор пласта, преимущественно, пористыми песчаниками.
Общая толщина пласта изменяется от 4,2(скв. 4305) до 4,8 м(скв. 883).Проницаемая часть пласта состоит из двух прослоев толщинойот 0,6(скв. 883)до 1,6 м(скв. 883).Пласт по ГИС нефтенасыщен в скв. 883, 4305, в скв. 4303 представлен непроницаемыми породами, в остальных скважинах – водонасыщен.Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 2,2 (скв. 883) до 2,7 м (скв. 4305).Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от1,5 (скв. 4305) до 2,2 м (скв. 883).
ПластC-III.Литологически пласт представлен песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов, коллектор пласта, преимущественно, пористыми песчаниками.
Общая толщина пласта изменяется от 2,8(скв. 4303) до 6,9 м(скв. 883).Проницаемая часть пласта состоит из одного-двух прослоев толщинойот 1,1(скв. 883)до 5,4 м(скв. 883).Пласт по ГИС нефтенасыщен в скв. 883, 4303, в остальных скважинах – водонасыщеный (скв.575, 895, 899, 4305).Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 2,8 (скв. 4303) до 6,5 м (скв. 883).Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от2,8 (скв. 4303) до 4,4 м (скв. 883).
Основные особенности тектонического строения
Камбарское месторождение находится в южной части Верхнекамской впадины, в зоне ее сочленения с Бирской седловиной, разделяющей Татарский и Башкирский своды (Рис.2.). Месторождение приурочено к Камбарской структуре, относящейся к рифогенным поднятиям фаменско-франского заложения, развитым на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов.
Рис.2. Фрагмент схемы «Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС, 2001 г
Камбарская структура представляет собой по отложениям среднего и нижнего карбона брахиантиклиналь северо-западного простирания седиментационного генезиса. По пласту С-II тульского горизонта структура имеет размеры 2,9 х 0,4-1,6 км (по замкнутой изогипсе минус 1205 м), амплитуду более 5 м (сводовая часть структуры бурением не охвачена). По вышележащим отложениям структура слегка выполаживается. В терригенных отложениях девона структуре соответствует моноклинальный склон.
Сведения, характеризующие тип залежей и их линейные размеры, приведены в таблице 1.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Камбарское месторождение контролируетсяодноименным поднятием тектоно-седиментационного генезиса.
Промышленно-нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского горизонта (пласт Cks-VII) среднего карбона и терригенные отложения тульского горизонта (пласты С-II, С-III) нижнего карбона, при испытании которых были получены промышленные притоки нефти.
При оперативном подсчете 1997 г. основой для построения геологической модели и подсчетных планов продуктивных пластов служила структурная карта по ОГ II (кровля терригенных отложений тульского горизонта нижнего карбон), построенная по результатам сейсморазведочных материалов МОГТ 2Д (с.п. 8/95-96) ОАО «Удмуртская геофизическая экспедиция». Следует отметить, что южная часть Камбарского поднятия сейсморазведочными исследованиями не охвачена, по этой причине контур залежей среднего и нижнего карбона на юге проведен только по данным бурения скв.575.
В 2002 г. проведены научно-исследовательские работы по обобщению и анализу результатов поисково-оценочных работ на нефть и газ в юго-восточной части Удмуртской Республики, которые охватили и Камбарское месторождение. В рамках работ выполнен комплексный анализ сейсморазведочных исследований и результатов глубокого бурения, проведенных на Камбарском участке (МОГТ 2Д, с.п.8/95-96) и на прилегающих территориях: на Закамской площади (МОГТ 2Д, с.п.3/92-94), на Ершовском и Алексеевском участках (МОГТ 2Д, с.п.43/00), на Никольском участке (МОГТ 3Д, с.п.85/00). В связи с тем, что на Камбарском месторождении после сейсморазведочных исследований МОГТ 2Д (1995-1996 гг.) бурение глубоких скважин не проводилось, структурные построения, выполненные по результатам работ с.п. 8/95-96 по основным отражающим горизонтам осадочного чехла не уточнились.
В 2009-2010 гг. пробурены две эксплуатационные скважины со вскрытием отложений визейского яруса.
Результаты проведенного эксплуатационного бурения практически подтвердили структурную модель залежи Сks-VII каширского горизонта, представленную в оперативном подсчете 1997 г. [43ф, 47ф]. По продуктивным пластам тульского горизонта нижнего карбона произошли незначительные изменения:
– по пласту С-II по данным бурения скв.4303 выявлена зона замещения коллектора, осложняющая залежь нефти;
– по пласту С-III по данным бурения скв.4305, которая вскрыла водонасыщенную часть пласта, уточнился контур нефтеносности в восточной части залежи.
Учитывая, что после оперативного подсчета запасов (1997 г.) на территории месторождения дополнительные сейсморазведочные исследования не проводились, а результаты бурения двух эксплуатационных скважин практически подтвердили ранее принятое представление о строении месторождения, в настоящем подсчете запасов использованы утвержденные (1997 г.) структурные модели залежей, скорректированные с учетом результатов вновь пробуренных скважин.
По результатам эксплуатационного бурения получены дополнительные данные о геологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов. Обоснование водонефтяных контактов (ВНК) и условных уровней подсчета (УВНК) произведено по данным ГИС с учетом результатов опробования поисково-разведочных скважин. Для построения геологических моделей залежейиспользовались геолого-геофизические данные по шести скважинам.
Следует отметить, что после выполнения подсчета (1997 г.) маркшейдерской службой ОАО «Белкамнефть» в 2012 г. уточнялась плановая и высотная привязка поисково-разведочных скважин.В настоящем отчете абсолютные отметки залегания продуктивных пластов по поисково-разведочным скважинам приняты с учетом уточненных альтитуд. Сопоставление альтитуд поисково-разведочных скважин, принятых в подсчете (1997 г.) и уточненных в 2012 г. приведено в таблице 2.
Таблица 2
Изменение альтитуд поисково-разведочных скважин
Источник: Подсчет запасов и ТЭО КИН Камбарского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Романенко Л.М., Юсупова Р.З., Бачинская С.В., и др. 2012
Следующее Месторождение: Умирское