Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1971
Источник информации: ПП_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 17.97 км²
Верхне-Грубешорское нефтяное месторождение
Верхне-Грубешорское нефтяное месторождение находится на территории Усинского района Республики Коми в 150 км к северу от г. Усинска и 115 км к юго-востоку от г. Нарьян-Мар.
Лицензия СЫК 14694 НЭ от 15.06.2009 выдана ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» на срок до 31.12.2086. Месторождение расположено в районе со слаборазвитой инфраструктурой.
Ближайшие разрабатываемые месторождения: Пашшорское, Южнo-Шaпкинcкoe, Лaявoжcкoe и Boзeйcкoe.
Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Промышленно нефтеносными на месторождении являются терригенные отложения яранского (D3jar яранские, I пачка, D3jar яранские, II пачка) и джъерского (D3dzr джъерские) горизонтов нижнефранского подъяруса верхнего девона и карбонатные отложения верхнефранского подъяруса верхнего девона (D3f сирачойские).
Всего на месторождении выявлены четыре залежи нефти в трех пластах.
Пласт D3jar яранские, II пачка
В отложениях пласта выявлена одна массивная, тектонически экранированная нефтяная залежь размером 3,7×1,5 км, высотой 66 м. Керном пласт не охарактеризован. Пористость определена по ГИС (23 определения в четырех скважинах). Проницаемость определена по ГИС (23 определения в четырех скважинах), ГДИ (шесть определений в двух скважинах). Начальная нефтенасыщенность определена по ГИС (23 определения в четырех скважинах). Для проектирования пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС, проницаемость – по ГДИ. Коэффициент вытеснения и ОФП на собственном керне не изучались и приняты по аналогии с пачкой I яранского горизонта. Физико-химические свойства и состав нефти изучены по трем глубинным пробам из одной скважины. Нефть легкая, малосернистая, высокопарафинистая, малосмолистая, маловязкая.
Пласт D3jar яранские, I пачка
В отложениях пласта выявлена одна массивная, тектонически экранированная нефтяная залежь размером 3,0×1,1 км, высотой 44 м.
Пористость определена по ГИС (31 определение в четырех скважинах), по керну (312 образцов из шести скважин). Проницаемость определена по ГИС (31 определение в четырех скважинах), по керну (312 образцов из шести скважин), ГДИ (шесть определений в двух скважинах). Начальная нефтенасыщенность определена по ГИС (21 определение в трех скважинах), по керну (31 образец из одной скважины). Для проектирования пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС, проницаемость – по ГДИ.
Коэффициент вытеснения принят по данным исследований собственного керна (пять полноразмерных и три составных образца). ОФП для проектирования принят по результатам исследования семи образцов из одной скважины.
Физико-химические свойства и состав нефти изучены по семи глубинным пробам из одной скважины.
Нефть легкая, малосернистая, высокопарафинистая, малосмолистая, маловязкая.
Пласт D3dzr джъерские
В отложениях пласта выявлена одна пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная нефтяная залежь размером 2,5×1,0 км, высотой 42 м. Пористость определена по ГИС (14 определений в четырех скважинах), по керну (13 образцов из четырех скважин). Проницаемость определена по ГИС (14 определений в четырех скважинах), по керну (13 образцов из четырех скважин), ГДИ (шесть определений в двух скважинах). Начальная нефтенасыщенность определена по ГИС (14 определений в четырех скважинах), по керну (шесть образцов из двух скважины). Для проектирования пористость, нефтенасыщенность приняты по ГИС, проницаемость – по керну.
Коэффициент вытеснения принят по данным исследований собственного керна (один стандартный образец). ОФП для проектирования принят по результатам исследования одного образца из одной скважины. Физико-химические свойства и состав нефти приняты по аналогии с пластом D3jar яранские, пачка I. Нефть легкая, малосернистая, высокопарафинистая, малосмолистая, маловязкая.
Пласт D3f сирачойские
В отложениях пласта выявлена одна пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная нефтяная залежь размером 8×4 км, высотой 361 м. Продуктивная часть керном не освещена. Пористость, проницаемость и нефтенасыщенность по комплексу ГИС не определялись. Коэффициент пористости принят по рекомендации экспертов и специалистов ГКЗ 0,002 (как для трещинного коллектора). Проницаемость экспертно принята 50×10-3 мкм2. Коэффициент нефтенасыщенности условно принят равным единице как для трещинного коллектора. Коэффициент вытеснения и ОФП на собственном керне не изучались и приняты по результатам исследования керна одновозрастных отложений Инзырейского месторождения. Физико-химические свойства и состав нефти изучены по одной глубинной пробе. Нефть легкая, малосернистая, парафинистая, малосмолистая, маловязкая.
Сведения о запасах углеводородов
Запасы нефти и растворённого газа Верхне-Грубешорского месторождения впервые поставлены на государственный баланс в 1981 году (протокол ГКЗ СССР № 8885-дсп от 27.11.1981). В 2021 году запасы нефти и растворенного газа уточнялись в оперативном порядке (протокол Роснедра от 20.12.2021 № 03-18/1306-пр).
Состояние разработки
Месторождение открыто в 1971 году, введено в промышленную разработку в 2006 году. В разработке находится один эксплуатационный объект: D3jar, что соответствует основным положениям действующего проектного документа. По состоянию на 01.01.2023 на месторождении пробурено девять скважин, в том числе три добывающих (из них две действующих, одна бездействующая), одна нагнетательная (действующая), одна наблюдательная, одна водозаборная, три ликвидированных. Проектный фонд скважин реализован на 80%. Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – 95 %.
По состоянию на 01.01.2023 накопленная добыча нефти по месторождению составляет 403 тыс. т, добыча жидкости – 993 тыс. т, обводненность добываемой продукции – 82 %, отбор от НИЗ – 50 %, текущий КИН – 0,175. Накопленная добыча растворённого газа составляет 21 млн м3. Использование растворённого газа в 2022 году составило 95,0 %. В 2022 году добыча нефти составила 5,7 тыс. т, добыча жидкости – 31,3 тыс. т при обводненности продукции 82 %. В 2022 году в эксплуатации на нефть перебывали две скважины со средним дебитом нефти 8,7 т/сут, дебитом жидкости – 47,5 т/сут.
Источник: Протокол № 03-18/664-пр от 18.10.2023г. совещания при нач.Управления геологии нефти и газа,подземных вод и сооружений. Рассмотрение ЭЗ № 04-23 из (Т.-П.ф.) от 16.10.2023, подготовленного экспертной комиссиией Тимано-Печорского филиала ФБУ "ГКЗ", на документы и материалы ("Дополнение к технологической схеме разработки Верхне-Грубешорского нефтяного м-ния Р-ки Коми.") по технико-экономическому обоснованию коэффициэнтов извлечения УВС, пользователь недр ООО "ЛУКОЙЛ-Коми".
Следующее Месторождение: Урненское