Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2011
Источник информации: РГФ_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 0.91 км²
Староягинское нефтяное месторождение
Староягинское нефтяное месторождение расположено на территории Шарканского района Удмуртской Республики, в 60 км северо-восточнее г. Ижевска, в пределах Вукошурского лицензионного участка недр (Рис.1).
Ближайшими разрабатываемыми нефтяными месторождениями являются Центральное, Чутырско-Киенгопское, Быгинское, а также Вукошурское и Кыквинское месторождения, расположенные в пределах Вукошурского лицензионного участка.
Рис. 1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики
В тектоническом отношении Вукошурский участок недр расположен в Центральной части Верхнекамской впадины
Староягинская структура, к которой приурочено одноименное месторождение, выявлена в 1999 г. по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 2Д с.п. 8/97-98.В глубокое бурение поднятие введено в 2000 г. поисковой скв.670, где при испытании в колонне был получен промышленный приток нефти дебитом 8,2 м3/сут из заволжских карбонатных отложений (пласт D3zv) верхнего девона. Скважина была законсервирована. По результатам поискового бурения начальные запасы нефти пласта не подсчитывались.
Староягинское месторождение открыто в 2011 г., запасы нефти по залежи пласта D3zv заволжского надгоризонта впервые поставлены на учет в государственный баланс полезных ископаемых по результатам поисковых работ прошлых лет: бурение скв.670 (2000 г.) и сейсморазведочных работ МОГТ 2Д (2008 г.) (протокол ФАН Роснедра № 18/622-пр от 25.10.2011 г.).
Вукошурский лицензионный участок недр (куда входят Вукошурское, Кыквинское и Староягинское месторождения) находится в центральной части Удмуртской Республики в пределах Шарканского и Игринского административных районов.
В непосредственной близости от участка находятся разрабатываемые нефтяные месторождения: Центральное, Чутырско-Киенгопское и Быгинское.
Ближайший нефтепровод, идущий через Чутырско-Киенгопское и Мишкинское месторождения, проходит в 15 км южнее от Староягинского месторождения.
В орогидрографическом отношении территория участка расположена на Тыловайской возвышенности и представляет собой холмистую, с кустовыми грядами, сильно пересеченную местность, частично изрезанную оврагами, многочисленными ручьями и речками. Поймы речек достаточно часто заболочены. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +150 м (долины рек) до +300 м на водоразделах. Речная сеть представлена мелкими речками и ручьями, принадлежащими бассейну реки Шаркан.
Стратиграфия
Геологический разрез месторождения вскрыт в скв. 670 на глубину 1780 м и пред-ставлен отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрас-тов. Породы кристаллического фундамента не вскрыты.
Стратиграфическое расчленение разреза произведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) от 2002 г. и 2005 г. (по пермской системе). В работе использовались результаты региональной корреляции маркирующих горизонтов по данным ГИС, выполненной в КТЭ ОАО «Удмуртгеология». В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП.
Ниже приводится краткое литолого-стратиграфическое описание вскрытых отло-жений.
ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА PZ
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА D
Вскрытая часть девонских отложений представлена фаменским ярусом верхнего отдела.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ D3
Фаменский ярус D3fm делится на нерасчленённые нижний, средний подъярусы и за-волжский надгоризонт верхнего подъяруса.
Разрез нижнего и среднего подъяруса сложен известняками темно-серыми и серыми неравномерно глинистыми тонко и мелкозернистыми с прослоями органогенных извест-няков и аргиллитов.
Заволжский надгоризонт D3zv cложен известняками серыми, органогенными, плотными, неравномерно пористыми с тонкими прослойками аргиллитов. К отложениям заволжского надгоризонта приурочен продуктивный карбонатный пласт D3zv.
Вскрытая толщина фаменского яруса составляет 154 м.
КАМЕННОКГОЛЬНАЯ СИСТЕМА С
НИЖНИЙ ОТДЕЛ С1
Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус C1t развит не в полном объеме и не повсеместно, представлен кар-бонатными породами малевско-упинского и черепетского возраста.
Отложения малевского и упинского горизонтов представлены известняками серыми, светло-серыми, с коричневатым оттенком, мелко- и скрытокристаллическими, органогенно-обломочными, местами доломитизированными, плотными, кавернозно-пористыми, со стилолитовыми швами, заполненными глинистым материалом. В подошве горизонта прослеживается пачка аргиллитов темно-серых, тонкослоистых, плитчатых. Толщина малевско-упинских отложений – от 6 до 18 м.
Отложения черепетского горизонта характеризуются более глинистым составом, представлены чередованием прослоев известняков, глинистых известняков и аргиллитов. Известняки серые, мелко- и тонкокристаллические, органогенные, местами окремнелые, плотные. Аргиллиты темно-серые, черные, известковистые, прослоями алевритистые, хрупкие, плитчатые. Толщина горизонта изменяется от 10 до 19 м.
Визейский ярус C1v представлен кожимским и окским надгоризонтами.
Кожимский надгоризонт представлен в объеме бобриковского горизонта.
Отложения бобриковского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями каменных углей. Песчаники серые, светло-серые, кварцевые, мелко- и крупнозернистые, массивные. Алевролиты темно-серые, серые, кварцевые, разнозернистые, в разной степени глинистые, плитчатые. Аргиллиты темно-серые, участками алевритистые, плитчатые, с обугленными растительными остатками. Толщина бобриковского горизонта изменяется от 20 до 28 м.
Окский надгоризонт представлен в объеме тульского, алексинского, михайловского и веневского горизонтов.
Отложения тульского горизонта сложены двумя пачками: нижняя – песчаники, алевролиты, аргиллиты, верхняя – доломиты и известняки. Песчаники светло-серые, серые, кварцевые, мелкозернистые, однородные, иногда с текстурами, нарушенными корневыми остатками растений. Алевролиты темно-серые, серые, кварцевые, крупнозернистые и разнозернистые, песчанистые, в разной степени глинистые. Аргиллиты темно-серые, участками алевритистые, плитчатые, с обугленными растительными остатками. Доломиты темно-серые, почти черные, разнозернистые (тонко-мелко-среднезернистые), плотные. Известняки серые, темно-серые, органогенные, доломитизированные, плотные. Толщина тульского горизонта составляет 18-26 м.
Нерасчлененные отложения алексинского, михайловского и веневского горизонтов представлены известняками и доломитами. Доломиты коричневато-серые, скрыто- и мелкокристаллические, плотные, участками пористо-кавернозные, отмечаются включения ангидрита, гипса. Известняки серые, органогенные, плотные, с трещинами, выполненными черным глинистым материалом. Общая толщина отложений составляет 76-114 м.
Серпуховский ярус C1s представлен доломитами и известняками, аналогичными с окским надгоризонтом. Толщина серпуховского яруса составляет 71-106 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ C2
Средний отдел включает в себя башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус C2b сложен известняками с прослоями доломитов и гравелитов. Известняки светло-серые, серые и коричневато-серые, от скрыто- до крупнокристалличе-ских, органогенные, пористые и плотные, с включениями кремня; отмечаются трещины, стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. По микроструктуре среди из-вестняков выделяются фораминиферово-водорослевые, органогенно-детритовые, детри-тово-водорослевые и детритово-фораминиферовые разности. Доломиты серые, микро-, тонкозернистые, известковистые, плотные.Толщина башкирского яруса составляет 63–74 м.
Московский ярус C2m включает верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонт сложен известняками и аргиллитами, с прослоями доломитов и алевролитов. Известняки светло-серые и темно-серые, органогенные, со стилолитовыми швами, местами доломитизированные, пористо-кавернозные. По микроструктуре среди известняков выделяются органогенно-детритовые, детритово-фораминиферовые, фораминиферовые, водорослевые, а также раковинные известняковые песчаники. Доломиты светло-серые, тонко-микрозернистые, глинистые. Аргиллиты пестроокрашенные: темно-серые до черных, зеленовато-серые, желтовато-серые, неравномерно известковистые и алевритистые, плитчатые. Толщина верейского горизонта составляет 46–50 м.
Каширский и подольский горизонты представлены переслаиванием известняков, доломитов и аргиллитов. Известняки светло-серые, серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизированные, глинистые, пористые и плотные. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, неравномерно известковистые, с включениями голубовато-серого ангидрита. По микроструктуре среди доломитов выделяются микро- и тонкозерни-стые с реликтовой органогенной структурой. Аргиллиты темно-серые до черных, нерав-номерно известковистые и алевритистые, тонкоплитчатые, слоистые, слабослюдистые. Толщина каширского горизонта составляет 79-85 м, подольского – 40-45 м.
Мячковский горизонт сложен известняками и доломитами. Известняки темно-серые, иногда с коричневатым оттенком, прослоями светло-серые, органогенные, нерав-номерно доломитизированные, пористые и плотные. Доломиты коричневато-серые, свет-ло-серые, микро-, тонко- и мелкозернистые, обычно с реликтами органогенных остатков, неравномерно известковистые, пористые, кавернозные и плотные. Толщина мячковского горизонта составляет 65-70 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ C3
Верхний отдел включает в себя касимовский C3k и гжельский C3g ярусы. Представлен известняками и доломитами. Известняки серые и коричневато-серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизированные, пористые и плотные. По микроструктуре среди известняков выделяются органогенно-детритовые, фораминиферовые, водорослевые и микрозернистые разности. Доломиты серые, темно-серые, тонко- и мелкозернистые, в различной степени известковистые, нередко с остаточной органогенной структурой, пористые и плотные. Толщина верхнего отдела составляет 149-155 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА P
НИЖНИЙ P1 + СРЕДНИЙ P2 + ВЕРХНИЙ P3 ОТДЕЛЫ
Расчленение отложений пермской системы по отделам не выполнено.
Нижний отдел включает в себя ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский и уфимский ярусы.
Отложения ассельского P1as яруса сложены доломитами, в меньшем количестве известняками, с прослоями ангидритов. Доломиты серые и темно-серые, микро- и тонкозернистые с органогенно-реликтовой структурой, известковистые. Известняки светло-серые, органогенные, неравномерно доломитизированные. Толщина ассельского яруса изменяется от 108 до 121 м.
Отложения сакмарского P1sk яруса представлены известняками с прослоями доломитов и ангидритов. Известняки серые и светло-серые, с коричневатым и зеленоватым оттенками, органогенные и хемогенные, прослоями доломитизированные, с включениями ангидрита, гипса и кремня. Доломиты серые и темно-серые, мелкозернистые, с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые. Толщина сакмарского яруса составляет 112-128 м.
Отложения артинского P1ar и кунгурского P1kg ярусов сложены ангидритами с прослоями доломитов и аргиллитов. Ангидриты голубые, голубовато-серые и серые, мелкочешуйчатые. Доломиты серые и светло-серые, микрозернистые, органогенные, неравномерно известковистые. Толщина артинского яруса изменяется от 43 до 50 м.
Отложения уфимского P1uf яруса в нижней части (соликамский горизонт) представлены известняками, ангидритами с прослоями аргиллитов, в верхней (шешминский горизонт) – переслаиванием аргиллитов и алевролитов, с подчиненными прослоями песчаников. Характерной особенностью терригенных шешминских отложений является их загипсованность.
Средний отдел включает в себя казанский P2kz и уржумский P2ur ярусы. Верхний отдел представлен северодвинским P3sd и вятским P3vt ярусами. Сложены красноцветными терригенными образованиями, представленными переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
Общая толщина среднего, верхнего отделов и уфимского яруса колеблется от 480 до 670 м.
ЧЕТВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА Q
Отложения пермской системы повсеместно перекрываются чехлом четвертичных осадков, представленных элювиальными, делювиальными и аллювиальными генетическими комплексами. Первые представлены продуктами разрушения пермских пород: суглинками, супесями и песками красно-бурыми и коричневыми. Аллювиальные отложения слагают долины рек и речек и представлены илами, суглинками и песками. Толщина четвертичных отложений изменяется от 0 до 30 м.
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении Вукошурский участок недр расположен в Централь-ной части Верхнекамской впадины в пределах бортовой части Камско-Кинельской систе-мы некомпенсированных прогибов (Рис.2.).
С юга площадь работ граничит с Киенгопским валом тектоно-седиментационного происхождения, образованным барьерными рифогенно-карбонатными массивами.
Кристаллический фундамент в пределах Вукошурского участка недр скважинами
не вскрыт. Представления о его строении и глубинах залегания основываются на материалах интерпретации геофизических данных. Последние указывают на то, что кристаллический фундамент имеет здесь блоковое строение и залегает на глубинах 5-6 км, образуя глубокую впадину, снивелированную мощной толщей осадочных образований рифейского комплекса.
Рис.2. Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование Уд-муртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.
Палеорельеф вендско-рифейских в основном, определяется действием региональ-ных тектонических движений. Отрицательные формы рельефа рифейской поверхности компенсировались накоплением увеличенных толщин терригенного материала в вендское
время. Палеорельеф протерозойских отложений имеет максимальную унаследованность от строения кристаллического фундамента.
В палеозойском структурном этаже особо выделяются франско-фаменско-турнейский, визейский и башкирско-верейский структурно-тектонические ярусы.
Особенности структурно-тектонической обстановки этих периодов являются важными с точки зрения перспектив нефтеносности.
Согласно схемы строения верхнедевонско-турнейского палеошельфа район работ относится к внешней части палеошельфа (бортовая часть ККСП), определяющим признаком которой является развитие карбонатных отложений значительных толщин (порядка 10-590 м). Область увеличения толщин карбонатных образований тянется полосой вдоль северного борта ККСП. Увеличение толщин связано с развитием органогенных построек барьерного типа, которые отображаются по анализу волновой картины в интервале между отражающими горизонтами IIп-III и собственно по анализу карт изохор ∆TII-III, ∆TIIп-III и карт изопахит ∆HIIп-III, ∆HII-III.
Визейский структурно-тектонический ярус на данной площади характеризуется развитием эрозионно-аккумулятивных процессов. Мощные речные потоки с северо-запада (со стороны Коми-Пермяцкой суши) размывали турнейские и верхнюю часть фаменских отложений. Созданный эрозией рельеф заполнился терригенным материалом визейского возраста. Эрозионные размывы (врезы) фиксируются по особенностям записи волнового поля и по данным бурения скважин (скв.659 Вукошурского участка, скв.550 Центрального месторождения) и подтверждены данными бурения скв.663, 665.. Эрозионные процессы, развитые на Вукошурском участке являются единой разветвленной сетью, связанной с Центральным месторождением, осложняют поверхность турнейских отложений и определяют особенности осадконакопления песчаных тел-коллекторов визейских отложений.
Верейско-башкирский структурно-тектонический ярус характеризуется облеканием всех предшествующих палеоструктурных форм.
Староягинское поднятие по ОГ IIп (кровля карбонатных малевско-упинских отложений турнейского яруса) и по кровле карбонатных отложений заволжского надгоризонта представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания.
По кровле отложений заволжского надгоризонта, к которым приурочена залежь нефти, размеры поднятия по замкнутой сейсмоизогипсе -1440 м составляют 1,4 х 1,2 км, амплитуда - 12 м.
Староягинское поднятие по своему происхождению является тектоно-седимен-тационным.
СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Староягинская структурапредставляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания тектоно-седиментационного происхождения.
Промышленная нефтеносность установлена в отложениях заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона (пласт D3zv) и подтверждена испытанием в эксплуатационной колонне скв. 670, где получен приток безводной нефти.
Основой для построения подсчетного плана продуктивного пласта заволжского надгоризонта послужила структурная карта по кровле карбонатных отложений заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона, построенная по результатам сейсморазведочных работМОГТ 3Д (2017 г.).
Всего на месторождении в отложениях заволжского надгоризонта верхнего девона выявлена одна залежь нефти, приуроченная к пласту D3zv.
Характеристика продуктивного пласта и залежи представлена в таблице 1.
Таблица 1
Линейная характеристика продуктивного пласта и залежи
Нефтяная залежь пласта D3zv массивного типа, вскрыта единственной скв.670. Размер – 0,87 х 0,56 км, высота – 6,8 м .
Пласт сложен известняками органогенно-детритовыми, с поровым строением полостного пространства.
Пласт состоит из пяти проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,6 до 4,0 м; эффективная толщина пласта составляет 8,0 м, нефтенасыщенная толщина – 2,1 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,5 м.
После утверждения запасов (2011 г.) на месторождении проведены сейсморазве-дочные исследования МОГТ 3Д (2017 г.) в результате которых произошло существенное уточнение структурного строения залежи, что привело к сокращению площади залежи на юге и востоке.
Результаты эксплуатации позволили уточнить условный подсчетный уровень (УПУ) залежи: пласт перфорирован в интервале с а.о. -1429,7-1431,7 м и эксплуатируется с 01.04.2011 г. Начальный дебит нефти составлял 0,9 т/сут, обводненность – 19,3%: текущий дебит нефти – 1,6 т/сут, обводненность – 28,3% (Прил.4). Таким образом, динамика обводненности, позволяет сделать вывод о том, что УПУ должен быть значительно ниже, чем утвержденный (-1431,8 м – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.670). На основании вышеизложенного, в настоящем подсчете уточнен УПУ залежи.
Условный подсчетный уровень (УПУ) принят на а.о. -1432,5 м – по самой высокой отметке кровли водонасыщенного пропластка в скв.670. При испытании пласта в эксплуатационной колонне скв. 670 из интервала с а.о. -1429,7-1431,7 м получен приток безводной нефти дебитом 8,2 м3/сут при dР=10,25 МПа.
Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти и растворенного газа Староягинского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Договор № 43-В/01-19 15.04.2019 г. Юсупова Р.З., Романенко Л.М., Антонова Н.Ф., и др. 2019
Следующее Месторождение: Новотатищевское