Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Открытие
Год открытия: 1968
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 2.73 км²
Кулигинское месторождение
Кулигинское месторождение расположено в Кезском административном районе Удмуртской Республики в 60 км восточнее г. Глазова (рис. 1).
В геоморфологическом отношении район приурочен к Верхнекамской возвышенности. Местность представляет собой холмистую равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +197 до +320 м.
Гидрографическая сеть района представлена рекой Юс с многочисленными притоками. Около с. Кулиги берет начало река Кама.
Рис.1. Обзрная карта
Климат района континентальный с коротким летом и продолжительной зимой. Среднегодовая температура воздуха составляет +2°С, максимальная температура летом +35°С, минимальная температура зимой минус 45°С. Среднегодовое количество осадков 500-600 мм, глубина промерзания грунта 1,2 м.
В 30 км южнее в широтном направлении проходит железная дорога Киров-Пермь, а в меридиональном направлении – автомобильная дорога Дебессы-Кез-Кулига. Наиболее крупным населенным пунктом является с. Кулига.
Нефтегазоносность
В нефтегазоносном отношении отчетная площадь работ расположена в пределах Кулигинско-Ларионовской зоны нефтегазонакопления Бородулинско-Фокинского нефтегазоносного района Верхнекамской нефтегазоносной области Волго-Уральской провинции. Помимо Кулигинского месторождения к этой зоне приурочен целый ряд нефтяных месторождений: Майковское, Медведевское и другие.
Исходя из литологической характеристики разреза, распределения нефтяных залежей и нефтепроявлений, в разрезе осадочного чехла Кулигинского месторождения промышленная нефтегазоносность установлена в терригенно-карбонатном нефтегазоносном комплексе (НГК) среднего карбона, прямые признаки нефтегазоносности отмечались в процессе бурения по керну в терригенном нефтегазоносном комплексе верхнего венда. В процессе бурения глубоких скважин в карбонатном нефтегазоносном комплексе верхнего девона – нижнего карбона и терригенном нефтегазоносном комплексе нижнего карбона признаков нефтегазоносности не обнаружено.
Терригенно-карбонатный нефтегазоносный комплекс среднего карбона включает в себя отложения башкирского и московского ярусов среднего карбона. Пласты-коллекторы представлены кавернозно-трещиноватыми известняками башкирского яруса (группа пластов А4), а также биоморфными известняками верейского горизонта (группа пластов В) и каширского горизонтов (группа пластов К) московского яруса.
На месторождении пробурено 13 глубоких поисково-разведочных и 25 структурно-параметрических скважин. Четыре глубоких скважины (21, 510, 511 и 512) вскрыли комплекс пород нижнего рифея.
По результатам геологоразведочных работ в 1997 г. произведен подсчет запасов /14/. Согласно утвержденных ЦКЗ МПР запасов месторождение представляет собой два самостоятельных купола, которые являются ловушками нефти и газа: центральный и северо-восточный.
По утвержденной модели 1997 года в отложениях верейского горизонта по пласту В-IIцентральное поднятие образует пластово-сводовую газонефтяную залежь с газовой шапкой и нефтяной оторочкой. Продуктивный пласт представлен биоморфными органогенно-детритовыми известняками и ракушняками. Флюидоупором являются аргиллиты известковистые и плотные разности биоморфных известняков. Газонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1139,4 м, а водонефтяной контакт остается условным и принят на абсолютной отметке минус 1147,5 м. В рамках принятых контуров газонефтеносности высота залежи составляет 11,6 м (при этом газовой шапки – 3,5 м), длина залежи – 8 км, ширина – 3 км.
Северо-восточное поднятие по пласту В-II образует нефтяную пластово-сводовую залежь, водонефтяной контакт принят по скважине 801 на абсолютной отметке минус 1152,8 м. Согласно принятого ВНК высота залежи составляет 7 м, ее длина – 3,35 км, а ширина – 1,9 км.
Нефтяные залежи пластов А 4-0, А 4-1 и А 4-2, приуроченные к известнякам башкирского яруса, рассматривались как единая залежь пласта А 4+0+1+2, при этом нефтенасыщенная толщина пласта А 4-0 учтена в объеме пласта А 4-1. Водонефтяной контакт башкирской залежи в пределах центрального поднятия условно принят на абсолютной отметке минус 1170,5 м (скв. 803) и 1172,9 (скв. 804). Промышленные притоки нефти Qн=2,6 м3/сут получены в скважине 803 в интервале абсолютных отметок минус 1166,7-1170,5 м. Размеры залежи нефти центрального поднятия составляют 11,9´4,0 км, высота – 16,5 м.
Водонефтяной контакт в пределах северо-восточного поднятия принят на абсолютной отметке минус 1175,9 м и проведен по нижним дырам перфорации в скважине 801, из которой получена нефть Qн=1,5 м3/сут. Размеры залежи 6,7´3,7 км, высота – 11 м.
По результатам тематических работ в 2005 году уточнена геологическая модель месторождения, за счет построения структурных карт продуктивных пластов методом пересчета от поверхности стерлитамакского горизонта /12/. Кулигинское месторождение представляется трехкупольным, ловушками залежей нефти и газа являются три поднятия: центральное, западное и северо-восточное.
Центральное и западное поднятия в отложениях верейского горизонта (продуктивный пласт В-II) образуют газовые шапки (с разными уровнями ГНК) с единой нефтяной оторочкой, а северо-восточное поднятие образует нефтяную залежь. При этом нефтяная залежь в районе скважины 801 по условно принятому ВНК на абсолютной отметке минус 1152,8 м большей частью отходит к территории Пермской области.
Водонефтяной контакт нефтяной оторочки центрального и западного поднятий принят единым на абсолютной отметке минус1152,7 м (скв. 21 – по пласту с неясным характером насыщения). Необходимо отметить, что данный вариант обоснования ВНК не согласуется с результатами испытания пластаВ-II в скважинах 514, 800 и 802, в которых с абсолютных отметок минус 1150 м получена вода, а также тем, что по керну скважины 21 признаков нефтенасыщения не отмечалось.
Газонефтяной контакт на центральном поднятии принят условно по подошве газонасыщенного пропластка в скважине 512 на абсолютной отметке минус 1139,4 м. На западном поднятии (район скв. 804) ГНК принят условно на отметке минус 1147,5 м, что подтверждается результатами испытания пласта в колонне скважины 804, где из интервала глубин 1368-1374 м (абс. отм. 1141,9-1147,9 м) получен приток азотного газа дебитом Qг=100 тыс. м3/сут. при депрессии 8,0 МПа.
Водонефтяной контакт северо-восточного поднятия установлен по материалам ГИС в скважине 802 на абсолютной отметке минус 1149 м.
Ловушками залежей нефти продуктивных пластов башкирского яруса являются те же три поднятия: центральное, западное и северо-восточное. Строение залежей уточнилось, так в пределах северо-восточного поднятия ранее единая залежь А 4+0+1+2 разбивается на самостоятельные пласты. В районе скважины 510 продуктивен пласт А4-0, а в районе скважины 801 – залежь пласта А4-1, которая предположительно расположена в пределах Пермской области. Для нефтяных залежей пластов А4-0, А4-1 и А4-2 центрального поднятия ВНК принят единым по подошве нефтенасыщенного пласта А4-2 на абсолютной отметке 1170,5 м условно.
Продуктивные пласты А4-0, А4-1 имеют ограниченное распространение, тогда как пласт А4-2 широко развит. Тип залежей пластово-сводовый и литологически ограниченный. Максимальные размеры приходятся на залежь пласта А4-2, ее размеры составляют 11,9´4,0 км, высота – 16,5 м. Тип залежи пластовый сводовый.
В районе участка пробной эксплуатации продуктивные пласты башкирского яруса характеризуются средней нефтенасыщенной толщиной 3,4 м, коэффициент эффективной толщины составляет 0,43, коэффициент расчлененности – 4,9, коэффициент пористости – 0,12, коэффициент нефтенасыщенности – 0,65 /12/.
Кроме этого, на месторождении перспективными являются пласты В-I и В-III верейского и К-3 каширского горизонта московского яруса, которые по материалам ГИС характеризуются как нефтенасыщенные в пределах центрального поднятия и которые не опробованы.
На данной стадии изученности перспективы нефтегазоносности нефтегазоносных комплексов терригенного верхневендского, карбонатного верхнедевонского – нижнекаменноугольного и терригенного нижнекаменноугольного НГК остаются не выясненными.
Верхневендский НГК вскрыт четырьмя глубокими скважинами. Продуктивные пласты приурочены к базальным песчаникам (пласт VI) и песчаникам, отмечаемым в кровле нижнекаировской свиты (пласт V), а также к песчаникам, залегающим в кровле верхнекаировской свиты (пласт IV). Нефтенасыщение песчаных пластов V и VI по керну отмечается в разрезе скважины 510, а в разрезе скважины 511 нефтенасыщение отмечено только по пласту VI. В результате опробования названных пластов, получены притоки воды дебитом от 4,8 до 15,6-20 м3/сут. (скв. 510, 511).
Карбонатный верхнедевонско – нижнекаменноугольный НГК сложен преимущественно известняками с прослоями доломитов. Основные перспективы комплекса связываются с зонами развития рифогенных фаций. В прелелах Кулигинского месторождения отмечается край карбонатного шельфа, в пределах которого возможны органогенные постройки.
Источник: Отчет о результатах сейсморазведочных работ МОГТ-3Д на Кулигинском нефтяном месторождении Удмуртской Республики в 2007-2008 гг. Алешина О.Б., Угольцев Г.П., Комарницкий В.М., и др. 2008
Следующее Месторождение: Нелбинское