Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2005
Источник информации: РГФ_22г+ПП_2023г.
Метод открытия:
Площадь: 6.67 км²
Ялыкское месторождение нефти
Ялыкское месторождение нефти открыто в 2005 г. в результате поисково-оценочных работ на Костоватовском лицензионном участке недр. Работы проводились в рамках выполнения лицензионных обязательств по геологическому изучению Костоватовского участка недр с целью поисков и оценки месторождений углеводородного сырья на основании лицензии ИЖВ 11325 НП, выданной 29.11.02 г. ОАО «УНПП НИПИнефть».
В административном отношении Ялыкское месторождение находится на территории Сарапульского района Удмуртской Республики, в 20-23 км южнее г.Сарапула и в 75-78 км юго-восточнее г. Ижевска.
Рис.1. Обзорная карта
В непосредственной близости от Ялыкского месторождения (в 1,5-6 км) расположены разрабатываемые Ельниковское, Западно-Ежовское, Западно-Ельниковское и Орешниковское месторождения.
Ялыкское поднятие, к которому приурочено месторождение, выявлено в 2001 г. сейсморазведочными работами.
Стратиграфия и тектоника
Глубокими скважинами на Ялыкском месторождении вскрыты осадочные образования каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
В тектоническом плане Ялыкское месторождение находится в пределах Верхнекамской впадины (рис.2.), в юго-восточной бортовой части Сарапульского прогиба ККСП, в зоне развития карбонатного массива верхнефранско-фаменского возраста. Отличительной особенностью исследуемой площади является наличие обширной зоны эрозионных врезов визейского возраста, сформировавшихся в результате эрозионно-аккумулятивных процессов. Эррозионные врезы заполнены глинисто-песчано-алевритовыми породами радаевско-бобриковского возраста. Приуроченное к зоне врезов Ялыкское поднятие, представляет собой турнейский останец, занимающий более высокое гипсометрическое положение по отношению к «размытым» участкам турнейской палеосуши.
Рис.2. Тектоническая схема
По кровле ОГ-II (кровля терригенных отложений тульского горизонта нижнего карбона) Ялыкское поднятие представляет собой брахиантиклинальную структуру субширотного простирания, осложненную небольшими локальными поднятиями. По замыкающей изогипсе -1185 м размеры структуры составляют 4,1 км х 0,75-2,38 км, амплитуда – 21 м. По кровле ОГ-IIп (кровля карбонатных отложений турнейского яруса) размеры структуры в р-не скв.1880 по замыкающей изогипсе -1245 м составляет 0,75 км х 1,0 км, амплитуда - 9 м.
Нефтеносность
По результатам поисково-оценочных работ на Ялыкском месторождении установлена промышленная нефтеносность терригенных отложений тульского (пласты С-III, C-IV), бобриковского (пласт С-V) горизонтов и турнейского яруса (С1t-I) нижнего карбона.
Признаки нефтеносности по данным ГИС установлены в пластах С-II тульского горизонта и С1t-II турнейского яруса, промышленная нефтеносность которых не подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне.
В качестве основы для структурных построений по кровле (подошве) продуктивных пластов использовались:
- структурные карты по ОГ-II (кровля терригенных отложений тульского горизонта нижнего карбона) – для пластов С-III, C-IV тульского и С-V бобриковского горизонтов;
- структурная карта по ОГ-IIп (кровля карбонатных отложений турнейского яруса) – для пласта С1t-I.
Нефтяная залежь пласта С-III тульского горизонта
Продуктивный пласт состоит из 3-4 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,6 м до 1,5 м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,7 м до 3,6 м.
Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, керна и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв.1870, 1880 (табл.прил.4). При испытании пласта в эксплуатационной колонне в скв.1870, 1880 совместно с пластами С-IV и C-V притоки безводной нефти составили 9,3 м3/сут (Нд=796 м) и 13,1 м3/сут (Нд=905 м) соответственно. В скв.1870 выполнен комплекс геофизических исследований «приток-состав», который подтвердил наличие притока из интервала 1348,3-1349,6 м пласта С-III.
ВНК принят условно на отметке -1193,8 м – по кровле пласта с неясным характером насыщения по ГИС в скв.322, при испытании которого в интервале с абсолютными отметками -1193,8-1197,4 м получен приток воды с пленкой нефти. Уровень категории С1 принят условно на отметке -1181,9 м – по подошве нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.1870.
Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта С-IV тульского горизонта
Продуктивный пласт состоит из 1-2 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,7 м до 1,5 м. Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1,5-1,6 м.
Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС, керна и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв.1870, 1880 (табл.прил.4, граф.прил.1,3, т.II). При испытании пласта в эксплуатационной колонне в скв.1870, 1880 совместно с пластами С-III и C-V притоки безводной нефти составили 9,3 м3/сут (Нд=796 м) и 13,1 м3/сут (Нд=905 м) соответственно. В скв.1870 выполнен комплекс геофизических исследований «приток-состав», который подтвердил наличие притока из интервала 1352,9-1353,8 м пласта С-IV.
ВНК принят условно на отметке -1196,0 м – по середине расстояния между подошвой нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.1870 (-1090,2 м) и кровле водоносного пласта в скв.322 (-1201,8 м). Уровень категории С1 принят условно на отметке -1190,2м – по подошве нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.1870.
Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта С-V бобриковского горизонта
Продуктивный пласт состоит из 4-6 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,4 м до 4,2 м. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 2,8 м до 6,7 м.
Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС и подтверждена испытаниями в эксплуатационной колонне в скв.1870, 1880 (табл.прил.4, граф.прил.1, 4, т.II). В скв.1880 пласт испытан совместно с пластами С-III и C-IV, где получен приток безводной нефти дебитом 13,1 м3/сут (Нд=905 м). В скв.1870 при испытании пласта в интервале с абсолютными отметками -1197,3-1201,2 м получен приток безводной нефти дебитом 1,1 м3/сут (Нд=841 м).
ВНК залежи установлен в пласте по данным ГИС в скв.1880 на абсолютной отметке -1201,2 м. Это соответствует абсолютной отметке подошвы нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.1870.
Тип залежи – водоплавающий.
Нефтяная залежь пласта С1t-I турнейского яруса
Продуктивный пласт состоит из 6 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,7 м до 1,5 м. Нефтенасыщенная толщина пласта составляет 6,1 м.
Нефтеносность пласта установлена по данным ГИС и подтверждена испытанием в эксплуатационной колонне в скв.1880 (табл.прил.4, граф.прил.1, 5, т.II). При испытании пласта в эксплуатационной колонне в интервале с абсолютными отметками -1237,3-1244,1 м в скв.1880 получен приток безводной нефти дебитом 1,45 м3/сут (Нд=1072 м).
ВНК залежи принят условно на отметке -1244,1 м – по подошве нефтеносного по ГИС и испытанию пласта в скв.1880.
Тип залежи – массивный.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти Ялыкского месторождения Удмуртской Республики. ЭКЗ № 310-05-оп. Ромашенко Л.М., Юсупова Р.З., Волчкова Т.Н., и др. 2005
Следующее Месторождение: Аксаковское