Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1978
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 1.06 км²
Якшур-Бодьинское месторождение
Якшур-Бодьинское месторождение открыто в 1978 г. Первооткрывательницей месторождения является скв.397.
Промышленно-нефтеносными на месторождении являются терригенные и карбонатные отложения турнейского яруса (пласты Ct-I, Ct-II, Ct-III) нижнего карбона.
Якшур-Бодьинское месторождение нефти находится на территории Якшур-Бодьинского района, в 10 км восточнее районного центра и в 40 км севернее г. Ижевска.
Ближайшее разрабатываемые месторождения: Южно-Киенгопское, Николаевское и Есенейское месторождения нефти, расположены в 5 км к юго-востоку, северо-востоку и северо-западу, соответственно (Рис.1). Дорожная сеть развита достаточно хорошо. По площади работ проходит автотрасса Ижевск-Глазов республиканского значения. Асфальтированное шоссе Ижевск-Игра проходит через районный центр (с.Якшур-Бодья) и пригодно для сообщения круглый год. Широко развита сеть проселочных и грунтовых дорог, пригодных для передвижения автотранспорта в летний и зимний периоды.
В 20 км западнее месторождения проходит железная дорога Ижевск-Игра-Пермь. В непосредственной близости от месторождения расположены населенные пункты – с. Якшур-Бодья (районный центр), д. Якшур, Кесвай и др.
В орогидрографическом отношении район работ представляет собой всхолмленную равнину. Максимальные абсолютные отметки рельефа (до 255 м) приурочены к плакорным (водораздельным) пространствам, минимальные соответствуют урезу воды рек и ручьев (урез воды р. Селычка –134 м). Местность слабо наклонена с севера на юг. Амплитуда высот достигает 121 м. Современный рельеф местности сформировался в плейстоцен-голоцене. Характерная черта рельефа – развитие реликтовых материковых дюн эолового генезиса.
Рис. 1. Обзорная схема района месторождения
Стратиграфия и литология
Глубокими скважинами на Якшур-Бодьинском месторождении вскрыты осадочные образования рифейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Максимальная вскрытая бурением толщина разреза составляет 2290 м в скв. 397 (рифейские отложения).
Геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Стратиграфия и литологическое описание вскрытой части разреза отражены в сводном литолого-стратиграфическом разрезе.
Ниже приводится краткая характеристика вскрытой части осадочного чехла Якшур-Бодьинского месторождения.
РИФЕЙСКИЙ КОМПЛЕКС (Rf)
Рифейский комплекс вскрыт до максимальной глубины 2290 м (скв. 397). Представлен доломитами, известняками с прослоями алевролитов и песчаников. Вскрытая толщина комплекса составляет 23 м.
ВЕНДСКИЙ КОМПЛЕКС (Vd)
Вендский комплекс представлен, в основном, аргиллитами с прослоями алевролитов толщиной 2-5 м, реже песчаников, насыщенных водой. Толщина комплекса – 77 м.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (D2)
Эйфельский ярус (D2ef) представлен песчаниками, алевролитами, доломитами и, реже, известняками с прослоями мергелей. Толщина отложений – 12 м.
Живетский ярус (D2g) представлен песчаниками, переслаивающимися алевролитами и аргиллитами. Толщина отложений – 68 м.
Верхний ОТДЕЛ (D3)
Отложения франского яруса (D3f) представлены в подошве песчаниками, алевролитами и аргиллитами пашийского горизонта. Толщина горизонта составляет 25-32 м.
Выше залегают отложения тиманского горизонта (D3tm), представленные аналогичными образованиями с преобладанием более тонкой фракции алевролитов и аргиллитов. Толщина горизонта - 17-18 м.
Вышезалегающие отложения саргаевского горизонта (D3srg) представлены, преимущественно, доломитизированными известняками, толщиной 5 м.
Отложения доманикового горизонта (D3dm) представлены органогенными известняками. Толщина достигает до 21 м.
Выше залегают отложения в объеме воронежского, евлановского и ливенского горизонтов, представленные известняками и доломитами толщиной от 27 до 45 м.
Отложения фаменского яруса (D3fm) представлены глинистыми известняками с прослоями известково-глинистых, битуминозных сланцев. Толщина яруса – 35-42 м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (С1)
Отложения турнейского яруса (С1t) сложены органогенными известняками, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина яруса изменяется от 153 до 346 м. К турнейским отложениям приурочены нефтеносные пласты Ct-I, Ct-II, Ct-III. Пласты Ct-I, Ct-II – верхняя часть малёвско-упинских отложений – имеют субпараллельное распространение и являются покрывающей толщей. Пласт Ct-III полностью вскрыт в скважинах 7 и 397, и представлен как верхняя часть органогенного тела.
Отложения визейского яруса (С1v) в нижней части представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами бобриковского (С1bb) и тульского горизонтов (С1tl). Верхняя часть тульского горизонта представлена известняками. Толщина тульских и бобриковских отложений изменяется от 30 до 48 м.
Выше залегают отложения алексинского, михайловского и веневского горизонтов, представленные в нижней части алевролитами, в верхней части - доломитами с прослоями ангидритов. Толщина отложений изменяется от 74 до 153 м.
Вышезалегающие отложения серпуховского яруса (С1s) сложены доломитами с прослоями известняков, толщина которых по площади изменяется от 75 до 98 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (С2)
Отложения башкирского яруса (С2b) представлены ораногенными известняками толщиной от 51 до 70 м.
Московский ярус (С2m) представлен отложениями верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонт (С2vr) сложен переслаиванием известняков, аргиллитов, доломитов, алевролитов и песчаников. Толщина горизонта – 48-55 м.
Каширский горизонт (С2ks) сложен доломитами и известняками. Толщина горизонта – 60-81 м.
Подольский горизонт (С2pd) сложен органогенными известняками с прослоями доломитов. Толщина горизонта – 30-55 м.
Мячковский горизонт (С2mc) представлен известняками и доломитами с включениями ангидрита. Толщина горизонта – 55-93 м.
Верхний ОТДЕЛ (С3)
Отложения верхнего карбона в объеме касимовского (C3k) и гжельского (C3g)ярусов представлены карбонатными породами: известняками и доломитамис общей толщиной 206-244 м.
Пермская СИСТЕМА (Р)
НИЖний ОТДЕЛ (Р1)
Нижний отдел представлен ассельским Р1as, сакмарским Р1sk, артинским Р1ar, кунгурским Р1kg и уфимским Р1ufярусами, представленными доломитами и известняками, с включениями гипса с прослоями ангидрита, аргиллитов. Толщина отложений достигает 198-219 м.
СРЕДНИЙ (Р2)и ВЕРХНИЙ (Р3)ОТДЕЛЫ
Средний отдел включает в себя казанский Р2kz и уржумский Р2ur ярусы.
Верхний отдел включает в себя северодвинский Р3sd и вятский Р3vt ярусы.
Отложения представлены красноцветными терригенными и карбонатно-терригенными породами. Общая толщина отложений средней и верхней перми достигает 597-600 м.
ЧЕТВЕРТИЧНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (Q)
Четвертичные образования сложены глинами, суглинками, супесями, песками и галечниками. Толщина отложений – 10-15 м.
Тектоника
В тектоническом отношении Якшур-Бодьинское месторождение находится в центральной части Верхнекамской впадины, представляющей глубокий прогиб по кристаллическому фундаменту, выполненный мощной толщей рифейского комплекса (Рис.2)
Представление о строении кристаллического фундамента базируется только на материалах гравиразведки, электроразведки и сейсморазведки КМПВ. По этим материалам фундамент залегает на глубинах 4-5 км и разбит системами разломов на многочисленные блоки. Южная часть Верхнекамской впадины по фаменско-турнейским отложениям осложнена внутриформационной Камско-Кинельской системой прогибов (ККСП), которая предположительно образовалась в зонах сочленения крупных тектонических элементов, где унаследованно проявилась наибольшая тектоническая активность.
Рис. 2. Фрагмент
схемы «Тектоническое и нефтегазогеологическое
районирование Удмуртской Республики»
Якшур-Бодьинское месторождение контролируется поднятием рифогенного происхождения. Заложение рифа, вероятно, происходило в верхнефранское время, а его формирование в фаменско-турнейское время. На это указывает резкое увеличение карбонатов этого возраста в сводовой части поднятия.
По материалам сейсморазведочных работ МОГТ 2Д и скважинных исследований поляризационным методом непродольного вертикального сейсмического профилирования (ПМ НВСП) в скв. 4, 8, 775, детализационного структурного, глубокого разведочного и эксплуатационного бурения Якшур-Бодьинское поднятие уверенно прослеживается в отложениях перми, среднего и нижнего карбона.
Наиболее четко поднятие выражено по отражающим горизонтам II (кровля тульских терригенных отложений) и IIп (кровля турнейского яруса), по которым оно имеет изометричную, почти куполовидную форму, вытянутую лишь в северо-западном направлении (по данным ПМ НВСП). Размер структуры по ОГ IIп – 1,9 х 0,75-1,6 км, амплитуда – 69 м.
Краткая характеристика продуктивных пластов
Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенных и карбонатных отложений турнейского яруса нижнего карбона (пласты Сt-I, Ct-II, Ct-III).
Литологически пласты Сt-I и Ct-II представлены песчаником, пласт Ct-III сложен известняками.
Пласт Ct-I. Общая толщина пласта изменяется от 27,7 (скв.7) до 50,4 м (скв.717). Эффективная толщина пласта по площади изменяется от 8,0 (скв.15) до 34,1 м (скв.775).
Пласт по данным ГИС нефтенасыщен в 14 скважинах, в шести скважинах– нефтеводонасыщен, в скв.8 – водонасыщен.
Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 3,6 (скв.718) до 24,4 м (скв.2).
Пласт Ct-II. Общая толщина пласта изменяется от 5,9 (скв. 9) до 48,9 м (скв.10). Эффективная толщина пласта по площади изменяется от 5,8 (скв. 9) до 45,6 м (скв.10). Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1,8 (скв.716) до 45,6 м (скв. 10).
Пласт нефтенасыщен в восьми скважинах, нефтеводонасыщен в трех кважинах (11, 397, 716), в двух скважинах пласт водонасыщен (717, 775), в скв.12 характер насыщения по ГИС не определен. В шести скважинах (2, 3, 5, 8, 12, 718) пласт вскрыт не в полном объеме, в скв.4 не вскрыта эффективная часть пласта. В скв.7 пласт Сt-II отсутствует.
Характеристика толщин приведена только по тем скважинам, где пласт вскрыт в полном объеме.
Пласт Ct-III. Полностью пласт вскрыт тремя скважинами (7, 15, 397), в скв.1, 6, 9, 10 пласт вскрыт не полностью, в скв. 1, 10, 717 эффективная часть пласта не вскрыта. Общая толщина пласта изменяется от 23,8 (скв.397) до 45,4 м (скв. 7). Эффективная толщина пласта по площади изменяется от 1,9 (скв.397) до 31,6 м (скв.7).
Пласт нефтенасыщен в скв. 6, 7, 9, 15 (вскрыт полностью лишь в двух). Толщина нефтенасыщенной части вскрытого полностью пласта изменяется от 4,0 м (скв.15) до 31,6 м (скв.7). В скв. 397 пласт водонасыщен, в скв.775 представлен непроницаемыми породами.
НЕФТЕНОСНОСТЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
По результатам поисково-разведочных работ наЯкшур-Бодьинском месторождении промышленная нефтеносность установлена в терригенных и карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Сt-I, Сt-II, Сt-III) нижнего карбона. По состоянию на 01.01.2017 площадь месторождения полностью разбурена эксплуатационными скважинами.
В предыдущем подсчете запасов за 2012г, при построении геологической модели использовались, в основном, данные бурения, за исключением краевых, неразбуренных частей поднятия, где использовалась структурная карта по ОГ-IIп (кровля карбонатных отложений турнейского яруса), построенная по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 2Д (с.п. 3/82-83, 3/84-85, 25/00) и ПМ НВСП (2006 г.).
За период с 2012 по 2017гг. на месторождении пробурено три новых эксплуатационных скважин (№№14, 15, 16Г), выполнены сейсморазведочные работы МОГТ-2Д.
В настоящей работе по состоянию изученности на 01.01.2018 г. при обосновании геологического строения залежей привлекались результаты интерпретации ГИС, результаты опробования по новым скважинам (№№14, 15, 16Г). Скважина №16Г пробурена с горизонтальным участком ствола (300 м) и вскрыла пласт Ct-I (-1467,9 -1471,6) м.
Характеристика притока по новым эксплуатационным скважинам дана по первому месяцу эксплуатации.
В скважине 14 перфорирован интервал пласта Ct-II, дебит нефти за первый месяц (январь 2013 года) составил 193 т/сут, воды 11 т/сут.
В скважине 15 открытым стволом выполнено освоение пласта Ct-II дебит нефти за первый месяц (январь 2013 года) составил 13,4 т/сут, воды 167 т/сут. В последующем (май 2017 года) был дострелян интервал залегания пласта Ct-I, дебит нефти составил 21,4 т/сут, обводнённость 14%.
Всего на Якшур-Бодьинском месторождении выявлено три залежи нефти в пластах Сt-I, Ct-II, Ct-III турнейского яруса нижнего карбона.
Уровни ВНК сохранены без изменения, обосновывались в предыдущем ПЗ по данным ГИС с учетом результатов опробования поисково-разведочных скважин, данных эксплуатационного бурения и эксплуатации скважин. Всего на Якшур-Бодьинском месторождении выявлено три залежи нефти в пластах Сt-I, Ct-II, Ct-III турнейского яруса нижнего карбона.
Характеристика нефтяных залежей турнейского яруса Якшур –Бодьинского месторождения
Нефтяная залежь пласта Ct-I
Продуктивный пласт Сt-I представлен, в основном, песчано-алевролитовыми породами с преобладанием алевролитов чередующихся с тонкими прослоями песчаников и непроницаемыми плотными разностями.
Промышленная нефтеносность пласта установлена по данным ГИС и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в разведочных скв.397, 716, 717, 775.
В предыдущем подсчете запасов ВНК установлен в пласте на абсолютной отметке -1542,8 м – по данным ГИС в скв. 717 где при испытании в эксплуатационной колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1503,3-1527,2 м получен приток безводной нефти дебитом 19,0 м3/сут при ΔР=0,99 МПа.
Самая низкая отметка подошвы нефтенасыщенного пропластка вскрыта в скв. 775, где при испытании в эксплуатационной колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1541,2-1542,8 м получен приток безводной нефти дебитом 2,4 м3/сут при ΔР=2,09 МПа, из интервала с абсолютными отметками -1542,8-1544,8 получена пластовая вода 25,5 м3/сут при ΔР=4,1 МПа. Кровля водонасыщенного пропластка вскрыта в этой скважине на абсолютной отметке -1543,6 м
Промышленные притоки безводной нефти получены на более высоких абсолютных отметках при испытании в эксплуатационной колонне скважин 397, 716, при освоении новых скважин 14, 15 (таблица 5.2).
Небольшая часть залежи в северо-западной части выходит за пределы лицензии ИЖВ 02003 НЭ и находится в пределах лицензии ИЖВ 01994 НР Кенервайского участка недр, также принадлежащего ООО «Белкамнефть».
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,6 до 24,4 м, средневзвешенная составляет 13,75 м. Тип залежи – пластовый сводовый. Коэффициент песчанистости – 0,46, расчлененность – 14.
Нефтяная залежь пласта Ct-II
Продуктивный пласт Сt-II состоит, в основном, из песчаников, чередующихся с тонкими прослоями алевролитов.
Пласт состоит из одного-восьми проницаемых пропластков, толщина которых изменяется от 0,4 до 26,8 м. Эффективная толщина пласта по площади залежи изменяется от 5,8 до 45,6 м. В скважине 7 пласт Сt-II отсутствует.
Промышленная нефтеносность пласта выявлена на стадии разведки и подтверждена материалами ГИС, результатами испытания в эксплуатационной колонне скв. 397 (таблица 5.2).
В предыдущем подсчете запасов ВНК установлен в пласте на абсолютной отметке -1542,8 м – по данным ГИС в скважинах 716 и 5.
Промышленный приток безводной нефти дебитом 16,8 м3/сут при ΔР=0,76 МПа, получен при испытании в эксплуатационной колонне скв.397 на более высоких абсолютных отметках (-1534,5-1537,5 м), из интервала с абсолютными отметками -1534,5-1545,5 получен приток нефти с водой дебитами 0,1 и 38 м3/сут при ΔР=0,2 МПа.
Незначительное изменение ВНК обусловлено уточнением характера насыщения проницаемого пропластка (-1541,0-1542,8 м) в скв.716 по результатам переинтерпретации ГИС . Промышленные притоки безводной нефти получены на более высоких абсолютных отметках при освоении новых скважин 14, 15 (таблица 5.2).
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 5,8 до 45,6 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 18,8 м. Тип залежи – пластовый сводовый, литологически экранированный. Коэффициент песчанистости – 0,86, расчлененность – 3,8.
Нефтяная залежь пласта Ct-III
Продуктивный пласт Ct-III сложен известняками вторично микрокомковатыми, сферово-микрозернистыми, а также оолитовыми известняками с поровой и трещиновато-поровой структурой порового пространства.
Пласт в полном объёме вскрыт только в трёх скважинах (397, 7, 15). В скв. 1, 6, 9, 10 подошва пласта не вскрыта. Верхняя часть нефтяной залежи вскрыта скв. 1, 6, 7, 9, 10, 15. В скв. 397 вскрыта водонасыщенная часть пласта, в скв.775 пласт представлен непроницаемыми породами.
Эффективная толщина пласта по площади залежи изменяется от 1,9 до 31,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта выявлена по материалам ГИС и результатам эксплуатации скв. 7, 6, 9, 15.
В предыдущем подсчете запасов ВНК для
пласта Сt-III принят на отметке -1600,2 м, по середине расстояния между
подошвой нефтенасыщенного по ГИС пропластка в скв. 6
(-1561,1 м) и кровлей водонасыщенного по ГИС пласта в скв. 397 (-1639,3 м). В
эксплуатационной колонне пласт испытан в скв. 6, где из интервала с абсолютными
отметками -1545-1557 м получен приток безводной нефти дебитом 3,4 м3/сут при
Нд=1090,5 м.
В пределах контура нефтеносности нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 4,0 (в скв. 15) до 31,6 м (в скв. 7), средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 10,3 м. Тип залежи – пластовый сводовый. Коэффициент песчанистости – 0,29, расчленённость – 6,3.
Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти и растворённого газа Якшур-Бодьинского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Договор № Д055830170000/76В/17 от 24 августа 2017 г. Сергиенко В.А., Черницына Е.А., Гришина А.Л., и др. 2017
Следующее Месторождение: Володарское (Ульяновск)