Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1989
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 6.24 км²
Нефедовское месторождение
Нефедовское месторождение нефти расположено в северо-западной части Удмуртской Республики на территории Красногорского района, в 110-120 км к северо-западу от г.Ижевска. В непосредственной близости от месторождения расположены разрабатываемые Красногорское, Потаповское, Зотовское месторождения
Наиболее крупными населенными пунктами в районе месторождения является село Красногорское и железнодорожная станция Игра, находящаяся на ж.д. Ижевск-Яр.
В 10-12 км восточнее проходит автомобильная дорога Глазов-Ижевск.
В пределах месторождения довольно густо развита сеть проселочных дорог, пригодных для проезда автотранспорта в любое время года, кроме весенне-осенней распутицы.
Ближайший нефтепровод от Чутырско-Киенгопского месторождения, расположен в 35 км к юго-востоку от месторождения; магистральный газопровод, идущий в направлении с востока на запад - в 33 км севернее. Нефть с кустов вывозится автомобильным транспортом на УПН Красногорского месторождения.
Рис.1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья
Населенные пункты на территории месторождения – деревни Прохорово, Шиши, Нефедово. В пределах 2 км от месторождения находятся деревни Ефремово и Бурово.
Около 10 % площади месторождения занято лесами, в основном хвойными. Свободные от леса участки заняты сельскохозяйственными угодьями.
В орогидрографическом отношении площадь месторождения расположена в пределах Красногорской возвышенности. Абсолютные отметки рельефа меняются от +275 на водоразделах до +175 в долинах рек. По территории месторождения протекают реки Кеп и Кепчик, а также несколько безымянных ручьев; восточнее деревни Потапово и на севере деревни Нефедово имеются родники. Ширина водоохраной зоны реки Кеп– 100 м, для остальных речек и ручьев– 50 м.
В тектоническом отношении Нефедовское месторождение приурочено к одноименному поднятию, осложняющему Красногорский вал, который располагается в зоне сочленения Татарского свода и Верхнекамской впадины.
Нефедовское поднятие выявлено в 1972 г. и подготовлено к глубокому бурению в 1974 г. по результатам детализационного структурного бурения. Всего пробурено 32 структурно-параметрические скважины.
Поисково-разведочное бурение проводилось в три этапа: в 1970 - 1976 гг., 1979 -1980 гг., 1987-1988 гг. и завершилось бурением шести глубоких поисково-разведочных скважин и двух глубоких структурных (ГС) скважин.
Промышленная нефтеносность по результатам геолого-разведочных работ установлена в отложениях верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Глубокими скважинами на Нефедовском месторождении вскрыты осадочные образования каменноугольного, пермского и четвертичного возраста. Максимальная вскрытая бурением толщина разреза составляет 1430 м (скв. 98).
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. Корреляция продуктивной части разреза проведена с учетом результатов интерпретации данных ПГИС, эксплуатационного бурения и результатов испытания скважин. При этом учтены материалы макроскопического описания керна поисково-разведочных скважин.
Индексация пластов приводится согласно принятой в Удмуртской Республике.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (C1)
На Нефедовском месторождении вскрыты не в полном объеме отложения серпуховского яруса.
Серпуховский ярус (C1s) представлен светло-серыми, почти белыми известняками, органогенными, плотными, пористыми и доломитами светло-серыми, коричневато-серыми, тонко-мелкозернистыми, известковистыми. Вскрытая толщина отложений серпуховского яруса – 42 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (C2b) залегает на размытой поверхности серпуховских отложений и представлен известняками от темно-серых до светло-серых с розоватым оттенком, разнокристаллическими, детритовыми, с остатками фауны, нередко встречаются гидроокислы железа, зерна глауконита, псевдоморфозы пирита. Для верхней части яруса характерны глинистые известняки темно-серые с коричневатым или зеленоватым оттенком, с редкими прослоями аргиллита темно-коричневого, тонкослоистого. В верхней части яруса отмечено присутствие конгломерато-брекчии, состоящей из обломков известняков коричневато-серых и зеленовато-серых, глинистых, микрозернистых и детритовых. Форма обломков угловатая, слабоокатанная и полуокатанная, размером до 1,0-2,5 мм.
В разрезе башкирского яруса выделяются пласты–коллекторы: А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6. Нефтенасыщенными являются пласты А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4.
Толщина башкирского яруса – 57 м.
Московский ярус (C2m) представлен отложениями верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонтсложен переслаиванием карбонатных и терригенных пород. Карбонатные породы представлены преимущественно известняками и доломитами серыми, детритовыми, часто глинистыми, плотными, крепкими.
Терригенная часть разреза, в основном, представлена алевролитами и аргиллитами, серыми, зеленовато-серыми, участками известковистыми, песчанистыми, слюдистыми. Известняки светло- и темно-серые, органогенные и хемогенные, плотные и пористые.
Нижняя граница горизонта проходит по кровле “чистых” башкирских известняков, верхняя – по подошве проницаемого карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. В разрезе верейского горизонта рассматриваемого месторождения выделяются пласты-коллекторы В-0', В-0, В-I, В-II и В-III. Доказанная промышленная нефтеносность приурочена к пластам В-II, В-IIIа. Сложены эти пласты пористыми органогенно-обломочными известняками.
Толщина отложений верейского горизонта – 47-50 м.
Каширский горизонт представлен известняками серыми, микрозернистыми, крепкими, плотными, иногда пористыми, на отдельных участках доломитизированными и сульфатизированными, с обломками раковин брахиопод и члеников криноидей. Доломиты имеют подчиненное значение. Толщина отложений колеблется от 69 до 80 м.
Подольский горизонт представлен светло-серыми и серыми известняками и доломитами разнокисталлическими, крепкими, плотными, иногда пористыми, с включениями обломочной фауны. Доломиты с включениями гипса и ангидрита, с брахиоподами и кораллами. Толщина отложений составляет 39-52 м.
Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами, керн не отбирался. Толщина отложений 71-75 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (C3)
Верхний отдел представленкасимовским (C3k) игжельским (C3g) ярусами Отложения представлены доломитами и известняками. Доломиты серые, микрозернистые, тонкозернистые, трещиновато-кавернозные, с включениями гипса и ангидрита. Известняки светло-серые, микрозернистые, с детритом, доломитизированные и сульфатизированные, участками с кавернами и порами. Толщина отложений составляет 172-179 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (P)
Отложения пермской системы представлены нижним, средним и верхним отделами. Нижний (Приуральский) отдел включает в себя ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский, уфимский ярусы; средний (Биармийский) отдел включает казанский и уржумский ярусы; верхний (Татарский) отдел состоит из северодвинского и вятского яруса.
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (P1)
Ассельский ярус (P1a) сложен доломитами и известняками светло-серыми с буроватым оттенком, пористыми, с мелкими включениями голубого кремня. Толщина яруса достигает 135-149 м.
Сакмарский ярус (P1s) представлен отложениями тастубского и стерлитамакского горизонтов.
Тастубский горизонт представлен доломитами серыми, с буроватым оттенком, тонкокристаллическими, прослоями окремнелыми, реже органогенными, часто ангидритизированными и загипсованными, в верхней части трещиноватыми, в основании – доломиты органогенные.
Стерлитамакский горизонт представляют известняки желтовато-серые, органогенные, тонкокристаллические, реже, оолитовые и мелоподобные, с частыми стилитовыми швами и редкими включениями гипса, с обильной фауной мелких брахиопод. Толщина отложений сакмарского яруса составляет 118-130 м.
Артинский+кунгурский ярусы (P1ar+P1k). К отложениям артинского яруса условно относится сульфатная пачка лагунных отложений, представленных ангидритом и гипсом, с примазками и прослоями глин. Кунгурский ярус сложен доломитами с включениями гипса ангидрита, с прослоями аргиллитов; на большей части площади подвержен размыву. Суммарная толщина отложений, предположительно, 19-31 м.
Уфимский ярус (P1u) представлен шешминским горизонтом, сложенным зеленовато-серыми, красно-коричневыми, известковистыми, глинистыми, мелко и среднезернистыми песчаниками, буровато-коричневыми, известковистыми и глинистыми алевролитами и коричневато-красными глинами, с прослоями известняка и буровато-серого мергеля.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (Р2)+ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (Р3)
Нерасчлененная, в значительной части размытая, толща среднего и верхнего отдела перми сложена довольно однообразной толщей терригенных пород: песчаники и алевролиты красно-бурые, мелкозернистые, с прослоями глинистых известняков; глины красно-бурые, песчанистые, неравномерно загипсованные. Толщина отложений, включая породы уфимского яруса, составляет 580-650 м.
ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q)
Отложения имеют почти повсеместное распространение, сложены элювиально-делювиальными суглинками и желтовато-коричневыми супесями, местами с включениями щебня. В поймах рек отмечаются элювиальные отложения речных террас, представленные суглинками, супесями и песками с включениями гальки. Толщина изменяется от 27 м (в долинах рек) до 0 м (на участках водораздела).
Краткая характеристика продуктивных пластов
Для характеристики строения разреза продуктивных отложений составлены схемы корреляции.
Нефтеносность связана с карбонатными отложениями верейского горизонта и башкирского яруса.
Продуктивные пласты верейского горизонта
Пласт B-0прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,4 до 0,7 м, состоит из одного проницаемого прослоя толщиной от 0,4 до 0,7 м. По данным ГИС в скв.470 пласт нефтенасыщенный, в скв. 13, 15, 356 и 356БС характер пласта однозначно не определен; в 17 скважинах отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 0,7 м (скв.470).
Пласт B-I прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 1,1 до 3,7 м, состоит из двух проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 1,0 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 0,8-1,9 м.По данным ГИС в 8 скважинах пласт нефтенасыщенный, в скв. 16 имеет неясный характер насыщения; в скв.356? 356 характер насыщения однозначно не определен. В скв.7ГС, 9ГС, 17, 18, 20, 24, 25, 339, 468 и 469 – отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от1,1 до 1,9 м.
Пласт B-II прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,8 до 3,7 м, состоит из одного-двух проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 3,1 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 0,8-3,1 м. По данным ГИС в 17 скважинах пласт нефтенасыщенный, в скв. 339 пласт водонасыщенный; в скв. 20, 468 и 469 пласт с неясным характером насыщения, в скв.9ГС отмечается замещение коллекторана непроницаемые разности пород.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до 3,1 м.
Пласт B-IIIапрослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,6 до 2,1 м, состоит из одного-двух проницаемых прослоев толщиной от0,4 до 1,4 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 0,6-1,4 м.По данным ГИС в 13 скважинах пласт нефтенасыщенный,в скв. 20, 339, 469 пласт водонасыщенный;в скв. 9ГС пласт с неясным характером насыщения, в скв.356БС и 468 характер насыщения неопределенный. В скв.12, 22, 25 – отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 1,4 м.
Пласт B-IIIб прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,5 до 1,9 м, состоит из 1-2 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 1,3 м. По данным ГИС в скв.11 и 15 пласт нефтенасыщенный, в девяти скважинах пласт водонасыщенный, в скв. 9ГС, 13 и 24 пласт с неясным характером насыщения, в скв. 16, 18, 21, 356 и 356БС характер насыщения пласта неопределенный. В скв. 7 ГС, 17 и 468 отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 (скв.11) до 0,9 (скв.15) м.
Продуктивные пласты башкирского яруса
Пласт А4-0прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,5 до 3,1 м, состоит из одного-двух проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 1,2 м. В скв. 16 и 9ГС отмечается замещение коллектора непроницаемыми разностями пород.Эффективная суммарная толщина прослоев 0,5-1,5 м.По данным ГИС в 16 скважинах пласт нефтенасыщенный,в скв. 339 пласт водонасыщенный;в скв. 469 пласт с неясным характером насыщения, в скв.9ГС и 16 – отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород. В скв.356БС и 468 пласт имеет неопределенный характер насыщения.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 1,5 м.
Пласт А4-1прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,5 до 2,8 м, состоит из одного-двух (в скв.21 - из трех) проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 1,6 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 0,5-1,8 м.В 11 скважинах пласт нефтенасыщенный, в скв.25 один из пропластков имеет неопределенный характер насыщения, в скв. 339 пласт водонасыщенный;в скв. 9ГС и 98 пласт с неясным характером насыщения,в скв. 7ГС, 12, 18, 20 и 24 – отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.В скв. 468 и 469 пропластки имеют неясный и неопределенный характер насыщения.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,5 до 1,8 м.
Пласт А4-2прослеживается по всей площади месторождения.Общая толщина пласта колеблется от 0,6 до 6,7 м, состоит из одного-трех (в скв.18 из пяти) проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,0 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 0,6-3,6 м.В 17 скважинах пласт нефтенасыщенный, в скв.98 один из пропластков имеет неясный характер насыщения, в скв. 9ГС пласт имеет неясный характер насыщения, в скв. 339 и 469 пласт водонасыщенный;в скв. 468 пропластки имеют неясный и неопределенный характер насыщения.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 до 3,6 м.
Пласт А4-3прослеживается по всей площади месторождения.Общая толщина пласта колеблется от 1,7 до 3,5 м, состоит из 1-3 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,2 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 1,0-2,7 м. По данным ГИС в 14 скважинах пласт нефтенасыщенный,в скв. 25 – нефтеводонасыщенный, в скв. 12, 339, 468 и 469 пласт водонасыщенный, в скв. 9ГС характер насыщения неясен;в скв. 11 отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород,в скв. 20 пласт не вскрыт.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от1,0 до 2,2 м.
Пласт А4-4прослеживается по всей площади месторождения. Общая толщина пласта колеблется от 0,6 до 3,3 м, состоит из 1-2 проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 1,9 м. Эффективная суммарная толщина прослоев 0,6-1,9 м.По данным ГИС в скв.356 и 356БС пласт нефтенасыщенный, в восемнадцати скважинах пласт водонасыщенный, в скв. 16 характер насыщения неясен, в скв. 20 пласт не вскрыт.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,0 до 1,1 м
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении Нефедовское месторождение расположено в зоне сочленения Татарского свода и Верхнекамской впадины (Рис.2.), в пределах Красногорского вала. Вал имеет северо-западное, близкое к субширотному, простирание. Протяженность вала около 40 км, ширина – 3-6 км. Нефедовское поднятие наряду с другими структурами (Потаповское, Зотовское и др.) осложняет Красногорский вал, имеет тектоно-седиментационное происхождение.
Рис. 2. Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.
НЕФТЕНОСНОСТЬ
По результатам поисково-разведочного и эксплуатационного бурения на Нефедовском месторождении установлена промышленная нефтеносность в карбонатных отложениях верейского горизонта (пласты В-I, В-II, В-IIIа), башкирского яруса (пласты А4-0, А4-1, А4-2, А4-3 и А4-4) среднего карбона. Кроме того, в единичных скважинах по данным ГИС и совместной эксплуатации установлена нефтеносность пластов В-0 (скв.470) и В-IIIб (скв.11, 15) верейского горизонта. В настоящем подсчете, также как и при оперативном подсчете запасов (2004 г.), пласты В-0 и В-IIIб как самостоятельные объекты подсчета запасов не рассматривались, их нефтенасыщенная толщина в перечисленных скважинах учтена при построении карт эффективных нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов В-I и В-IIIа, соответственно.
Всего на месторождении выявлено 12 залежей нефти, из них пять залежей в отложениях верейского горизонта и семь залежей в отложениях башкирского яруса, приуроченные к районам скв.98 и 356.
После оперативного подсчета запасов (2004 г.) в пределах месторождения пробурено пять эксплуатационных скважин (18, 21, 22, 24, 25) в районе скв.98 и боковой ствол 356БС в районе скв.356.
В 2010 г. по результатам освоения и эксплуатации скв.356БС выполнен перевод запасов из категории С2 в промышленную категорию С1 по залежам пластов А4-0+1, А4-2, А4-3 башкирского яруса в районе скв.356. Запасы остальных залежей не пересматривались.
При оперативных подсчетах запасов (2004, 2010 гг.) основой для построения геологической модели и подсчетных планов продуктивных пластов верейского горизонта и башкирского яруса служила структурная карта по отражающему горизонту IIб (кровля карбонатных отложений башкирского яруса), построенная по результатам сейсморазведочных материалов МОГТ 3Д, проведенных в 2003-2004 гг. [35ф].
После выполнения сейсморазведочных работ МОГТ 3Д на северном поднятии (район скв.98) были проведены сейсмические исследования ПМ НВСП в скв.98, 16, 24, на южном поднятии (район скв.356) ПМ НВСП в скв.356 [44ф, 45ф, 46ф, 48ф].
В данном подсчете в качестве основы для структурных построений по кровле продуктивных пластов верейского горизонта и башкирского яруса приняты, соответственно, структурная карта по ОГ IIв (кровля терригенно-карбонатных отложений верейского горизонта) и по ОГ IIб (кровля карбонатных отложений башкирского яруса), построенные по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3Д (2003-2004 гг.) и уточненные по данным бурения новых скважин и проведенных сейсмических исследований ПМ НВСП в скв.98, 16, 24, 356 (Раздел 3.1, Граф. 5, папка 1).
По новым структурным построениям по ОГ IIв и ОГ IIб уточнились конфигурация, геометрия выявленных залежей; по данным бурения новых скважин уточнились границы замещения коллектора продуктивных пластов, осложняющих залежи нефти.
Особенности месторождения состоят в его многокупольности, тонкослоистости продуктивного разреза, многопластовости, в наличии зон замещения коллекторов непроницаемыми разностями пород, что указывает на его сложное строение.
По результатам всех проведенных работ на месторождении получены новые данные о геологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов. Обоснование условных уровней подсчета (ВНК, УВНК) произведено по данным ГИС с учетом результатов опробования и эксплуатации поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.
По ряду скважин произведена корректировка абсолютных отметок залегания пластов в эксплуатационных скважинах, имеющих большое удлинение, с целью увязки положения нефтеносных пластов по ГИС, с обоснованными уровнями нефтеносности.
Для построения геологических моделей залежей использовались геолого-геофизические данные по 22 скважинам (в том числе шесть поисково-разведочных, две глубокие структурные, 13 эксплуатационных и один боковой ствол).
Показатели линейных характеристик выявленных залежей нефти верейских и башкирских отложений представлены в таблице 1.
Таблица 5.1
Характеристика нефтяных залежей
Источник: Подсчёт запасов и ТЭО КИН Нефедовского нефтяного месторождения Удмуртской республики по состоянию на 01.06.2011 г. Лицензия ИЖВ 00387 НЭ. Договор № 04/05-13. Погребняк Я.И., Воробьев А.Н., Коряковцев М.А., и др. 2013
Следующее Месторождение: Некрасовское (Оренбург)