Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1980
Источник информации: ПП_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 12.12 км²
Хмелевское месторождение
Хмелевское месторождение расположено в 12 км северо-восточнее Прикамского участка разрабатываемого Ельниковского месторождения.
Поднятие под названием Темное выявлено структурным бурением в 1978 году и подготовлено к глубокому бурению в 1980-87 гг. На площади пробурено 12структурных скважин.
Поисковое бурение было начато в 1979 г. Разведочные работы завершены в 1987 году. На площади пробурено 6 поисковых и разведочных скважин.
Рис.1. Обзорная карта
Открыто месторождение в 1980 году объединением «Башнефть».
Первооткрывательницей месторождения является скв.880 , вскрывшая в визейских отложениях нижнего карбона нефтенасыщенные песчаники, из интервала которых при испытании в эксплуатационной колонне были получены промышленные притоки нефти.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Глубокими скважинами на Хмелевском месторождении вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.
Стратиграфическое расчленение разреза произведено согласно унифицированной стратиграфической схемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП, 1988 г.) с использованием макроскопических описаний керна, материалов межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными месторождениями, выполненных в Комплексной тематической экспедиции ОАО "Удмуртгеология" и Камским отделением ВНИГНИ.
В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП и по этой причине приводимые ниже литолого-стратиграфические характеристики ограничиваются разрезом нефтепродуктивного горизонта. Сводный геологический разрез представлен в полном объеме.
НИЖНИЙ КАРБОН, С1
Визейский ярус, C1v
Для расчленения терригенного комплекса на горизонты применялся метод сопоставления прослоев аргиллитов и глинистых алевролитов, разделяющих продуктивные пласты с разрезами скважин, охарактеризованных палинологически.
Тульский горизонт литологически разделяется на нижнюю - терригенную и верхнюю - карбонатную пачки.
Терригенная пачка представлена песчаниками, алевролитами, аргиллитами.
Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, массивные, а также с линзовидной и пологоволнистой слоистостью, обусловленной изменением гранулометрического состава, нефтенасыщенные.
Алевролиты темно-серые, разнозернистые, с линзовидной слоистостью,
текстурами взмучивания, ходами илоедов.
Аргиллиты темно-серые, плитчатые, с включениями обугленного растительного детрита и пирита.
В разрезе тульского горизонта выделяются пласты: C1-I; C1-II; C1-III; C1-IV, к которым приурочена нефтеносность. Пласты сложены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами песчанистыми, массивными. Породы, составляющие разделы между продуктивными пластами представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами.
Толщина терригенной части горизонта составляет 18-20 м.
Тектоника
Месторождение в тектоническом плане находится в южной части
Верхнекамской впадины (рис.2), в зоне ее сочленения с Бирской седловиной, разделяющей Татарский и Башкирский своды. Приурочено месторождение к Темной (Хмелевской) структуре, относящейся к рифогенным поднятиям фаменско-франского заложения, развитых на юго-восточном борту Камско-Кинельской системы прогибов.
Рис.2. Тектоническая схема
Перекрьmающие отложения облекают эти рифовые сооружения, унаследуя основные черты их морфологии до горизонтов перми.
Хмелевская структура представляет собой по отложениям нижнего карбона брахиантиклиналь субширотноrо простирания. По кровле пласта С 1 -П тульского горизонта структура имеет размеры (по замкнутой изогипсе минус 1225 м) 5.35 х 1.8 км, амплитуду 8 м .Углы падения слоев не превышают 1°30'.
По вышележащим отложениям (материалы сейсморазведочных работ) структура слегка выположена. В терригенных отложениях девона структуре соответствует моноклинальный склон с небольшими осложнениями. Рифейский комплекс и кристаллический фундамент залегает на глубинах около 6000 м и ступенчато погружается в северном направлении. Образующаяся при этом глубокая впадина снивелирована терригенно-карбонатными осадками рифейского комплекса протерозоя.
НЕФТЕНОСНОСТЬ
По результатам поисково-разведочных работ на месторождении промышленная нефтеносность пород установлена в отложениях тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона.
Продуктивная толща представлена мелкозернистыми кварцевыми песчаниками с прослоями разнозернистых алевролитов. Всего в разрезе отложений нижнего карбона вьделены три продуктивных пласта, индексируемых, как C1-II+I, C1-III, С1- IV.
Нефтенасыщенная толщина пласта C1-I присуммирована к пласту С1-II в связи с линзовидным его строением.
При структурных построениях в качестве основы принята кровля тульских терригенных отложений (ОГ-II).
Нефтяная залежь пласта С1-II+1
На Хмелевском месторождении верхний тульский пласт C1-I имеет
ограниченное распространение, поэтому нефтенасыщенные прослои в скв. 568, 569, 880, в. которых были получены промышленные притоки нефти дебитом от 0.8 до 4.0 м3/сут, включены в объем пласта С1-II.
На Хмелевском месторождении пласт C1-II испытан в эксплуатационной колонне в скв. 568, 569, 880, 891, 894, где получены промышленные притоки нефти с максимальным дебитом 3.5 м3/сут ( Нд= 1305 м) и 13.1 м3/сут ( депрессия 9.0 МПа) при совместном опробовании с пластом C1-III.
Водонефтяной контакт залежи пласта C1-II+I принят условно на отметке минус 1223.4 м ( округленно минус 1223 м) - по отметке подошвы нефтяного пласта скв.894.
Размеры залежи составляют 5 .4 х 1. 7 км, высота - 11 м. Средняя глубина залежи - 1358 м. Тип залежи пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта С1-III
Пласт C1-III испытан в эксплуатационной колонне в скв.568, 880, 891. В скв. 568 и 891 пласт испытан совместно с верхним пластом С 1-11, в котором получены промышленные притоки нефти. В скв. 891 из интервала отметок минус 1215.1-1215.9 м получен безводный приток нефти дебитом 3.4 м3/сут (Нд=l 188м ). В скв. 569 и 894 пласт замещается на плотные разности пород.
Водонефтяной контакт залежи пласта C1-III принят по подошве нефтяного пласта С1-IП минус 1222.7 м (округленно минус 1223 м) в скв.568 и минус 1220.5 м ( округленно 1221 м) в скв. 880.
Размеры залежи составляют 5.35 х 1.2 км, высота - 8 м; ширина водонефтяной зоны колеблется от 0.05 до 0.2 км; средняя глубина залежи - 1359 м. Тип залежи пластовый сводовый, литологически ограниченный.
Нефтяная залежь пласта C1-IV
Промышленные притоки нефти залежи получены в скв. 568,880,891, где дебиты нефти достигают величин 5.1 и 9.1 м3/сут при динамическом уровне 1118 м и депрессии 13.1 МПа соответственно.
Водонефтяной контакт залежи принят условно на отметке минус 1226.1 м (округленно 1226 м) - по отметке подошвы нефтяного пласта в скв. 880. Появление воды при испытании нефтяного пропластка скв. 568 (дебит нефти 1.2 м3/сут, воды 0.5 м3/сут) объясняется подтоком из нижележащих водоносных пропластков, залегающих на отметках минус 1227.3-1228.5 ми минус 1229.7-1230.9 м.
Размеры залежи составляют 5.1 х 1.2 км, высота - 6 м; ширина водонефтяной зоны составляет 0.125-0.25 км, средняя глубина залежи -1363 м. Тип залежи пластовый сводовый (табл. 1 ).
Таблица 1
Параметры и тип залежей
Источник: Подсчет запасов нефти Хмелевского месторождения Удмуртской Республики. Романенко Л.М., Гарифов Н.Г., Предеина А.А., и др. 1999
Следующее Месторождение: Вязовское