Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1995
Источник информации: ПП_2022г.
Метод открытия:
Площадь: 15.04 км²
Вукошурское нефтяное месторождение
Вукошурское нефтяное месторождение расположено на территории Шарканского и Игринского районов удмуртской Республики, в 100 км северо-восточнее г.Ижевска (Рис.1). в пределах Вукошурского лицензионного участка недр, включающего также Староягинское и Кыквинское месторождения, и ограниченного контуром со следующими географическими координатами в соответствии с лицензией ИЖВ 01951 НР от 11.08.2016 г. (в порядке переоформления лицензии ИЖВ 01852 НР от 16.10.2013 г. ООО «Кама-Нефть») и Изменений к лицензии от 20.10.2016 г., выданной ООО «Вукошурнефть» сроком до 31.12.2075 г.
В тектоническом отношении Вукошурское месторождение находится в западной части Верхнекамской впадины в пределах бортовой части Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов. Месторождение осложнено двумя поднятиями: Вукошурским и Западно-Вукошурским.
В 1992 г. Вукошурская структура была подготовлена к глубокому бурению сейсморазведкой МОГТ 2Д. В глубокое бурение структура введена в 1994 г.
Месторождение открыто в 1995 г. бурением и испытанием скв.667, которая вскрыла нефтенасыщенные пласты в отложениях башкирского яруса среднего карбона и заволжского надгоризонта фаменского яруса верхнего девона, при испытании которых получены притоки нефти.
Промышленная нефтеносность установлена в башкирских (пласты А4-1, А4-2) и заволжских (пласт Д3-zv) отложениях верхнего девона в пределах Вукошурского и Западно-Вукошурского поднятий.
Рис. 1. Фрагмент ситуационной схемы размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики
Вукошурский участок недр находится на территории Шарканского района Удмуртской Республики.
Вукошурское месторождение находится в 70 км северо-восточнее от г. Ижевска и в 6 км северо-западнее от с.Шаркан.В непосредственной близости от месторождений находятся Центральное, Чутырско-Киенгопское и Быгинское нефтяные месторождения
В орогидрографическом отношении территория месторождений расположена в юго-восточной части Тыловайско-Мултанской возвышенности и представляет собой холмистую, сильно пересеченную местность, изрезанную многочисленными речками, ручьями и оврагами с заболоченными поймами рек. Абсолютные отметки изменяются от +300 м на водоразделах до +150 м в долинах рек.
Речная сеть представлена мелкими речками и ручьями, принадлежащими бассейну реки Шаркан.
Шарканский район характеризуется высокой степенью залесенности. На территории Вукошурского участка недр находится природный парк «Шаркан».
Дорожная сеть развита слабо. С юга на северо-восток через Вукошурский участок недр (в 7,5 км от Вукошурского месторождения) проходит тракт Воткинск-Шаркан-Дебёссы. Кроме того, в непосредственной близости от месторождений (в 1-2 км) проходят дороги с улучшенным покрытием, соединяющие районный центр Шаркан с населенными пунктами района. Остальную дорожную сеть представляют дороги, пригодные для автоперевозок только в летний период из-за длительных периодов весеннее-осенней распутицы.
В 40 км южнее от площади работ проходит железная дорога Ижевск-Воткинск. Ближайший нефтепровод, идущий через Чутырско-Киенгопское и Мишкинское месторождения, проходит в 10 км южнее от Вукошурского месторождения.
В пределах Вукошурского месторождения расположен населенный пункт Бередь.
Климат района умеренно-континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Период отрицательных температур начинается в конце октября и заканчивается в первой половине апреля. Среднемесячная температура января – минус 15°С, а самого теплого месяца июля - плюс 17-18°С. Среднегодовая температура составляет плюс 2оС. Среднегодовое количество осадков равно 520 мм, причем большая часть их выпадает в осенне-зимний период.
В экономике района ведущую роль играет сельское хозяйство.
Основу энергетической системы района составляют действующие ЛЭП-110 кВт от Воткинской ГЭС.
Источником питьевого водоснабжения могут служить пресные воды верхнепермского водоносного комплекса, водообильность пластов которого изменяется в пределах 0,5-8,4 л/с. Водоснабжение для технических нужд предполагается осуществлять из специально пробуренной скважины.
В непосредственной близости от района работ находятся торфяные месторождения и месторождения строительных материалов.
Стратиграфия
В пределах Вукошурского месторождения вскрытый глубоким бурением геологический разрез представлен потложениями рифейского, вендского комплексов, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.
Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с «Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы», 2002 г., 2005 г. В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Описание геологического разреза приведено только по продуктивным отложениям Вукошурского месторождения.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (D3)
Представлен отложениями франского(D3fr) и фаменского (D3fm) ярусов.
Франский ярус представлен отложениями пашийского, тиманского, саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского, евлановского, ливенского горизонтов.
Терригенные отложения пашийского и тиманского горизонтов представлены переслаиванием серо-зеленых крепких алевролитов, серо-зеленых плитчатых аргиллитов, серых кварцевых песчаников. Общая толщина терригенных отложений составляет 40 м. К кровле тиманских отложений приурочен ОГ III.
Отложения саргаевского горизонта сложены известняками коричневато-серыми, органогенными, плотными. Толщина отложений составляет 12 м.
Отложения доманикового горизонта сложены известняками темно-серыми, органогенными, битуминозными. Толщина отложений доманикового горизонта составляет 19 м.
Отложения нерасчлененных горизонтов мендымского, воронежского, евлановского, ливенского сложены известняками темно-серыми, серыми, органогенными. Судя по обобщающим работам, проведенным ОАО “Удмуртгеология”, толщина франских карбонатных отложений составляет около 204-217 м.
Фаменский ярус представлен нерасчлененными отложениями нижнего, среднего подъяруса и заволжским надгоризонтом верхнего подъяруса.
Разрез нижнего и среднего подъяруса сложен известняками темно-серыми и серыми неравномерно глинистыми тонко и мелкозернистыми с прослоями органогенных известняков и аргиллитов.
Заволжский надгоризонтD3zvcложен известняками серыми, органогенными, плотными, неравномерно пористыми с тонкими прослойками аргиллитов. К отложениям заволжского надгоризонта приурочен продуктивный карбонатный пласт Д3-zv. Вскрытая толщина заволжского надгоризонта составляет 56 м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (C)
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (С2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус C2b сложен известняками с прослоями доломитов и гравелитов. Известняки светло-серые, серые и коричневато-серые, от скрыто- до крупнокристаллических, органогенные, пористые и плотные, с включениями кремня; отмечаются трещины, стилолитовые швы, выполненные глинистым материалом. По микроструктуре среди известняков выделяются фораминиферово-водорослевые, органогенно-детритовые, детритово-водорослевые и детритово-фораминиферовые разности. Доломиты серые, микро-, тонкозернистые, известковистые, плотные. Нефтеносность башкирских отложений приурочена к пластам А4-2, А4-1 и А4-0. Нефтеносность пластов установлена на соседнем Центральном месторождении. В пределах Вукошурского месторождения нефтеносным являются пласты А4-1. и А4-2. Кровле карбонатных отложений башкирского яруса соответствует ОГ IIб. Толщина башкирского яруса составляет 59–66 м.
Московский ярус C2m включает верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Верейский горизонтсложен 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. Промышленная нефтеносность верейских отложений приурочена к пластам B-IIIа и B-II на соседнем Центральном месторождении. К кровле верейского горизонта привязан ОГ IIв. Толщина верейского горизонта составляет 49–51 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 тонкозернистые с реликтовой органогенной структурой. Аргиллиты темно-серые до черных, неравномерно известковистые и алевритистые, тонкоплитчатые, слоистые, слабослюдистые.
Толщина каширского горизонта составляет 76-85 м, подольского – 38-43 м.
Мячковский горизонтсложен известняками и доломитами. Известняки темно-серые, иногда с коричневатым оттенком, прослоями светло-серые, органогенные, неравномерно доломитизированные, пористые и плотные. Доломиты коричневато-серые, светло-серые, микро-, тонко- и мелкозернистые, обычно с реликтами органогенных остатков, неравномерно известковистые, пористые, кавернозные и плотные.
Толщина мячковского горизонта составляет 65-67 м.
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении месторождение находится в западной части Верхнекамской впадины в пределах бортовой части Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов (Рис.2.).
Вукошурское месторождение приурочено к двум поднятиям: Вукошурскому и Западно-Вукошурскому.
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 и
нефтегазогеологическое районирование
Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ
«Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.
Палеорельеф вендско-рифейских в основном, определяется действием региональных 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.
Вукошурское поднятие по ОГ-IIб (кровля отложений башкирского яруса) представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания. Складка асимметричной формы. Размеры поднятия по замкнутой сейсмоизогипсе -1100 м составляют 3,1 х 0,7-1,0 км, амплитуда - 10 м.
Западно-Вукошурское поднятие представляет собой брахиантиклиналь субмеридионального простирания.. Размеры поднятия по замкнутой сейсмоизогипсе -1100 м составляют 0,9 х 0,9-1,5 км, амплитуда - 18 м.
По кровле заволжского надгоризонта Вукошурское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку сложной конфигурации, северо-западного простирания. По изогипсе -1430 поднятие делится на два купола, из которых западный, в свою очередь, осложнен двумя небольшими куполами. Размеры западного купола по изогипсе -1430 м составляют 1,6х0,3-0,9 км, амплитуда 20 м. Размеры восточного купола по изогипсе -1430 м составляют 1,75х0,6-0,9 км, амплитуда 11 м. Западно-Вукошурское поднятие представляет собой брахиантиклиналь субмеридионального простирания.. Размеры поднятия по замкнутой сейсмоизогипсе -1430 м составляют 1,8 х 0,8-1,3 км, амплитуда - 24 м.
Генезис поднятий - тектоно-седиментационный.
Нефтеносность
После последнего оперативного подсчета запасов (2018 г.) на Вукошурском поднятии Вукошурского месторождения пробурена эксплуатационная скважина (676) со вскрытием отложений фаменского яруса верхнего девона.
Нефтяные залежи приурочены к карбонатным отложениям башкирского яруса (пласт А4-1 и А4-2) среднего карбона и заволжского надгоризонта (пласт Д3-zv) фаменского яруса верхнего девона. Промышленная нефтеносность пласта А4-2 башкирского яруса установлена только в скв. 662, в остальных скважинах пласт является водонасыщенным. В связи с этим пласт А4-2 не рассматривался как отдельный подсчетный объект, нефтенасыщенная толщина пласта А4-2 в скв.662 учтена при построении карты нефтенасыщенных толщин пласта А4-1.
Во вновь пробуренной скв.676 по данным ГИС также установлена нефтеносность пласта А4-2, но так как пласт в данной скважине не прострелян и не испытан, нефтенасыщенная толщина пласта А4-2 при построении карт нефтенасыщенных толщин пласта А4-1 не учитывалась.
По результатам бурения новой скважины уточнилось геологическое строение ранее выявленных залежей пластов А4-1 и Д3-zv Вукошурского поднятия.
Всего на месторождении выявлено четыре залежи нефти, из них две залежи в отложениях башкирского яруса (пласт А4-1) среднего карбона приуроченные Вукошурскому и Западно-Вукошурскому поднятиям и две залежи в отложениях заволжского надгоризонта (пласт Д3-zv) фаменского яруса верхнего девона приуроченные к Вукошурскому и Западно-Вукошурскому поднятиям.
В настоящем отчете рассматриваются три залежи:
– залежи пластов А4-1 башкирского яруса и Д3-zv заволжского надгоризонта Вукошурского поднятия, где по результатам бурения и испытания скв.676 уточнилось геологическое строение, подсчетные параметры, категории и начальные запасы нефти;
– залежь пласта А4-1 башкирского яруса Западно-Вукошурского поднятия, где дополнительные геолого-геофизические исследования, влекущие за собой изменение геологического строения и подсчетных параметров не проводились; по результатам эксплуатации скв.662 по участку залежи в районе скв.662 запасы переведены в категорию А.
Залежь нефти Западно-Вукошурского поднятия (пласт Д3-zv) не пересматривалась, так как после оперативного подсчета запасов, 2018 г. дополнительные геолого-геофизические исследования, влекущие за собой изменения представления о геологическом строении, подсчетных параметров и категорий запасов залежи не проводились.
Характеристика продуктивных пластов и залежей представлена в таблице1.
Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти и растворенного газа Вукошурского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Договор № 34-В/01-19 от 18.03.2019 г. Юсупова Р.З., Романенко Л.М., Антонова Н.Ф., и др. 2019
Следующее Месторождение: Кулунское