Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1959
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 4.13 км²
Покровское месторождение
Покровское месторождение расположено в юго-западной части Удмуртской Республики на территории Граховского района, на самой границе с Татарстаном, в 115-117 км юго-западнее г.Ижевска и 12,5 км юго-восточнее от районного центра с.Грахово (рис.1).
Покровское поднятие выявлено в 1953 г. структурно-поисковым бурением (пробурено 18 структурных скважин) и подготовлено сейсморазведкой МОГТ в 1987 г.
Рис.1. Обзорная карта
Поисковое бурение проводилось поэтапно с 1954 г. по 1995 г. и завершилось бурением 7 -ми глубоких поисково-разведочных скважин.
Месторождение открыто в 1959 г.Первооткрывательницей месторождения является скв. 22, вскрывшая в тиманских (кыновских) отложениях верхнего девона нефтенасыщенные песчаники (пласт D-0).
Впервые начальные запасы нефти по пласту D-0 были подсчитаны на базе данных бурения и испытания первых поисково-разведочных скважин (скв.22, 23, 29, 30) и на 01.01.62 г. поставлены на учет в Государственный баланс запасов полезных ископаемых.
Месторождение введено в промышленную разработку в 2000 г. Эксплуатационное разбуривание месторождения начато в 2001 г.
Стратиграфия и тектоника
Глубокими скважинами на Покровском месторождении вскрыты протерозойские отложения (кристаллический фундамент) и осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
В тектоническом плане Покровское месторождение расположено на восточном склоне северной вершины Татарского свода (рис.2) и приурочено к Танайско-Покровском валу, который отделяется от Граховского вала прогибом. Самая высокая отметка кристаллического фундамента вскрыта скв.29 и составляет минус 1543,0 м.
Рис.2. тектоническая схема
По кровле ОГ-III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта верхнего девона) Покровское поднятие представляет собой брахиантиклинальную структуру субширотного простирания, осложненную небольшими локальными поднятиями, которые оконтуриваются изогипсами минус 1485 м. Юго-западная и северо-восточная периклинали поднятия не замыкаются изогипсами. Поднятие имеет крутой южный и восточный склоны и плавно погружается в северо-западном направлении. В целом, представляется, что Покровское поднятие оконтуривается изогипсой минус 1495 м. Размеры структуры в пределах лицензионного контура составляют – 5.13 х 1.3-4.2 км, амплитуда – 13-15 м, углы падения 2º 38’ × 0º 22’.
Нефтеносность
По результатам поисково-разведочных работ на Покровском месторождении установлена промышленная нефтеносность терригенных отложений тиманского (кыновского) горизонта (пласт D-0) верхнего девона. Промышленная нефтеносность пласта подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв.22, 23, 29, 1128, 1130, 1131, 1131а и результатами эксплуатации.
В качестве основы для структурных построений по кровле продуктивного пласта D-0 тиманского (кыновского) горизонта принята уточненная структурная карта по ОГ-III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта верхнего девона), построенная по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 2D и данных эксплуатационного бурения.
Покровское месторождение по данным сейсморазведочных работ и глубокого бурения, состоит из ряда небольших поднятий. Промышленная нефтеносность связана с поднятиями в р-не скв.1128 и скв.1131. В р-не скв.49 признаки нефтеносности установлены только по данным ГИС и керна.
Нефтяные залежи относятся к типу пластово-сводовых. Залежь в р-не скв.1128 является водоплавающей: в 50% всех пробуренных скважин в пласте вскрыт водонефтяной контакт. В остальных скважинах водонасыщенные коллектора, приуроченные к нижней части пласта отделяются от нефтенасыщенных коллекторов непроницаемыми прослоями.
По результатам эксплуатационного бурения на месторождении получены дополнительные данные о геологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов, уровнях ВНК, что позволило уточнить подсчетные параметры залежей.
Гипсометрия залегания пластов в наклонных эксплуатационных скв.31, 32, 33, 35, 37, 38, 41, 45, 47, 48, в которых вскрыт водонефтяной контакт, а также скв.42, в которой вскрыта кровля водонасыщенного пласта, корректировалась на величину поправки, определенной по принятому значению ВНК вертикальных скважин.
Нефтяные залежи пласта D-0 тиманского (кыновского) горизонта
В пределах месторождения пласт развит повсеместно. Продуктивный пласт состоит из 1-4 проницаемых прослоев, толщина нефтенасыщенных прослоев изменяется от 0,6 м до 4,8 м.
Промышленная нефтеносность пласта приурочена к двум поднятиям: в р-не скв.1128 и скв.1131. В р-не скв.49по результатам эксплуатационного буренияустановлены признаки нефтеносности по данным ГИС и керна.
Район скв.1128. Нефтеносность пласта подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне скв.22, 29, 1128, 1130 (табл.прил.4) и результатами эксплуатации скв.22, 29, 31, 32, 34, 35, 36, 37, 38, 41, 45, 1128, 1130 (табл.прил.5). Водонефтяной контакт залежи установлен в пласте по данным ГИС и результатам испытания в поисковых скв.1128, 1130. В скв.1128 при испытании пласта в интервале с абсолютными отметками минус 1489,6-1491,6 м получен приток безводной нефти дебитом 3,4 м3/сут при ΔР=10,4 МПа, а при испытании интервала с абсолютными отметками минус 1489,6-1492,2 м получен приток нефти дебитом 1,9 м3/сут и воды дебитом 3,3 м3/сут при Нд=241 м. Приток воды объясняется перетоком из нижележащего водонасыщенного пропластка, вскрытого на абсолютной отметке -1492,2 м. В скв.30 по данным ГИС водонасыщенный пропласток также вскрыт на абсолютной отметке -1492,2 м.
Начальные значения: Рпл-18,14 МПа, t- 39°С, γ- 0,875 г/см3, µ -10,57 мПа·с.
Приведенные значения начального пластового давления (Рпл), пластовой температуры (t) , плотности (γ) и динамической вязкости нефти (µ) по данной залежи и по нижеприведенной соответствуют средним значениям замеров в поисково-разведочных скважинах в процессе испытания в эксплуатационной колонне и отобранным глубинным пробам (табл.прил. 4, 9).
Тип залежи – пластовый сводовый, водоплавающий.
Район скв.1131. Нефтеносность пласта подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне скв.23, 1131, 1131а и результатами эксплуатации скв.23, 47, 48, 1131а. Водонефтяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке -1492,2 -1492,9 м по аналогии с районом скв.1128 и по подошве нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.23.В скв.23 при испытании пласта в интервале с абсолютными отметками -1491,9-1493,3 м получен приток нефти дебитом 2,5 м3/сут и воды дебитом 12,8 м3/сут при Нд=462,9 м. Небольшой перепад отметок ВНК в + 0,7 м на этих глубинах позволяет считать его горизонтальным.Притоки безводной нефти получены при испытании в эксплуатационной колонне в скв.1131, 1131а дебитами 5,1 м3/сут при ΔР=10,0 МПа и 6,7 м3/сут при Нд=625 м соответственно.
Начальные значения: Рпл -17,33 МПа, t- 34°С, µ -10,99 мПа·с.
Тип залежи – пластовый сводовый.
Район скв.49. Признаки нефтеносности пласта установлены по данным ГИС и результатам исследования керна. При опробовании пласта в процессе бурения получен фильтрат бурового раствора.
Водонефтяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке -1492,2 м - по аналогии с районом скв.1128. Промышленная нефтеносность залежи на данном поднятии не подтверждена.
Тип залежи – пластовый сводовый.
Источник:Подсчет запасов нефти Покровского месторождения Удмуртской Республики. Договор N 29/67-В/01. Романенко Л.М., Юсупова Р.З., Антонова Н.Ф., и др. 2005
Следующее Месторождение: Карташевское