Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1995
Источник информации: ПП_2021г.
Метод открытия:
Площадь: 1.14 км²
Южно-Люкское месторождение
В административном отношении Южно-Люкское месторождение находится на территории Завьяловского района Удмуртской Республики, в 25 км к западу от г. Ижевска. В непосредственной близости от месторождения расположены наиболее крупные населенные пункты: с.Люк, с.Постол, ст.Областная.
Рис.1. Обзорная карта
В 4 км северо-восточнее месторождения проходит асфальтированная автомобильная дорога соединяющая с.Люк и г.Ижевск. От асфальта до месторождения проходят проселочные дороги, которые являются труднопроходимыми для автотранспорта в период весенне-осенних распутиц. В 10 км севернее месторождения проходит железная дорога Ижевск- Кильмезь.
Ближайший магистральный нефтепровод Киенгоп-Набережные Челны проходит в 30 км юго-восточнее месторождения. В 22 км южнее проходит нефтепровод Архангельское-Малая Пурга, эксплуатируемый ОАО «Удмуртнефть».
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Глубокими скважинами на Южно–Люкском месторождении вскрыты осадочные образования рифейского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.
Стратиграфическое расчленение разреза произведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУНГП) от 1988 г. При этом использовались материалы межскважинной и межплощадной корреляции маркирующих границ, выполненные в Комплексной тематической экспедиции ОАО «Удмуртгеология», КамНИИКИГС, ОАО «УНПП НИПИнефть». Сводный геологический разрез представлен в полном объеме (граф.прил. 1, т. II). Данные о глубинах залегания основных маркирующих горизонтов представлены в текст. прил. 2. В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов ВУНГП, и по этой причине приводимая ниже литолого-стратиграфическая характеристика ограничивается разрезом нефтепродуктивного тиманского горизонта.
Верхний отдел
Франский ярус
Тиманский (кыновский) горизонт
Породы тиманского (кыновского) горизонта и сложены алевролитами светло-серыми, разнозернистыми, кварцевыми, аргиллитами зеленовато-серыми, плитчатыми и песчаниками светло-серыми, мелкозернистыми, кварцевыми. Верхняя пачка тиманского горизонта сложена доломитами и известняками зеленовато-серыми, с включениями одиночных кораллов.
С терригенными отложениями горизонта, а именно с пластом Д0' (в предыдущем отчете индексируемом как Д0) связана промышленная нефтеносность Южно-Люкского месторождения.
Толщина – 17-28 м
Тектоника
В тектоническом отношении район Южно-Люкского месторождения находится в зоне сочленения Верхне-Камской впадины и Татарского свода. Согласно тектоническим схемам В.М. Проворова и В.А. Шеходанова, в этой зоне фундамент ступенчатообразно, по ряду разломов субмеридионального направления погружается с запада на восток с 1,8 км до 3,0 км. Фундамент в зоне сочленения нарушен также рядом разломов диагонального направления, подвижки фундамента имели место вплоть до уфимского времени.
Рис.2 Тектоническая схема
На породах фундамента с несогласием залегают породы рифейского комплекса. По данным сейсморазведочных работ МОГТ и глубокого бурения кровля рифейских отложений (ОГ-V) залегает на абсолютных отметках минус 1750-1900 м и погружается с запада на восток более чем на 100 м. На западе, при подходе к Татарскому своду, на временных разрезах МОГТ отчетливо видно выклинивание рифейских отложений. На фоне регионального погружения выделяется локальная приподнятая зона, которой в отложениях палеозоя и соответствует Южно-Люкская структура. Отложения венда в разрезе отсутствуют, зона их выклинивания располагается северо-восточнее месторождения. По типу разреза нижнего карбона район относится к внутренней области Камско-Кинельской системы прогибов, к ее Можгинской ветви. Южно-Люкское месторождение приурочено к структуре III порядка и классифицируется как тектоническое приразломного типа. Формирование ее началось в рифейское время. Структура оконтурена по ОГ – III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта) замкнутой изогипсой минус 1710 м. Структура осложнена двумя локальными поднятиями. Южный склон структуры более крутой. Размеры структуры приведены в таблице 1.
Геоморфологические показатели структуры
НЕФТЕНОСНОСТЬ
По результатам поисково-разведочного бурения на площади месторождения признаки нефтеносности пород по керну установлены в карбонатных отложениях доманикового (семилукского) горизонта франского яруса верхнего девона (скв.5). Промышленная нефтеносность месторождения связана с терригенными отложениями тиманского (кыновского) горизонта (пласт Д0'). Притоки безводной нефти при испытании в колонне получены из пласта Д0' в скв. 1, 2, 5.
Комплексная переинтерпретации результатов сейсморазведочных работ МОГТ 2D с учетом данных поисково-разведочного, эксплуатационного бурения и продольного и непродольного сейсмического профилирования (ВСП, НВСП) в эксплуатационных скважинах, позволила уточнить геологическую модель месторождения. По результатам переинтерпретации построена структурная карта по ОГ-III - кровле терригенных отложений тиманского горизонта верхнего девона, послужившая основой для составления структурных построений продуктивного пласта Д0' тиманского (кыновского) горизонта.
Характеристика геологического строения и нефтеносности пласта Д0' тиманского(кыновского) горизонта, вскрытого в скв. 1, 2, 5, приводится ниже.
Нефтяная залежь пласта Д0' тиманского (кыновского) горизонта
Литологически пласт Д0'представлен светло-серыми, мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками. Пласт состоит из одного-трех проницаемых пропластков. Эффективная толщина пропластков колеблется от 0.6 м до 2.6 м. Общая толщина пласта изменяется от 0 до 3.0 м, что свидетельствует о его линзовидном строении.
Нефтеносность залежи установлена по данным ГИС и испытания в эксплуатационной колонне скв.5 в интервале абсолютных отметок минус 1711.0 –1712.4 м, где получен промышленный приток нефти дебитом 16.2 м3/сут на штуцере 8 мм при ∆Р = 4.7 МПа.
Нефтеносность залежи пласта Д0'подтверждена результатами эксплуатации скв.1 (в интервале абсолютных отметок минус 1710.3-1711.3 м), в скв.2, (в интервале абсолютных отметок минус 1711.6-1712.9 м), где получены притоки безводной нефти дебитами от 4.5 т/сут до 0.5 т/сут соответственно.
В скв. 1, 5 пласт Д0' перфорацией вскрыт не на всю толщину, но по геофизическим параметрам и по насыщению характеризуется как однородный. В скв.2 проницаемый пласт характеризуется относительно повышенной глинистостью (Кгл =0.055-0.08), ухудшенными коллекторскими свойствами и имеет значения пористости, приближенные к граничным (Кп гр=0.12-0.14), Кп изменяется от 0.144 до 0.156. На основании вышеперечисленных данных, а также учитывая низкий дебит в скв.2, можно предположить об ухудшении коллекторских свойств пласта и замещении коллекторов непроницаемыми разностями в западном, северо-западном направлениях от скв.2.
Скв. 325, 22, 25, 26, пробуренные в краевой части поднятия, вскрыли водонасыщенные пласты тиманского и пашийского горизонтов, при опробовании которых в открытом стволе (ИП) получена пластовая вода. Продуктивный пласт Д0' в этих скважинах замещен непроницаемыми разностями пород (скв.325) или аргиллитами (скв.22, 25, 26).
Водонефтяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке минус 1714.4 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС пропластка в скв. 2.
Размеры залежи по кровле продуктивной части пласта До' составляют 1.0 × 1.3 км, высота - 4.1 м.
Тип залежи – пластовый сводовый, литологически ограниченный.
Источник: Подсчет запасов нефти и газа Южно-Люкского месторождения Удмуртской Республики. Договор N 03-10-03/148-В/01. Юсупова Р.З., Романенко Л.М., Дворниченко Л.И., и др. 2003
Следующее Месторождение: Усть-Долгинское