Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1973
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 9.88 км²
Зотовское газонефтяное месторождение
Зотовское газонефтяное месторождение расположено в северо-западной части Удмуртской Республики, на территории Красногорского района Удмуртской Республики, в 95-100 км от г. Ижевска. В непосредственной близости от месторождения находятся разрабатываемые Потаповское и Нефедовское месторождения, в 30 км юго-восточнее – Красногорское месторождение нефти (рис. 1).
Рисунок 1 – Обзорная карта района работ
Разработку Зотовского месторождения осуществляет ЗАО «Чепецкое НГДУ». Лицензия № ИЖВ 00387 НЭ от 12.04.1999 г. на геологическое изучение и добычу нефти на Зотовском месторождении выдана ЗАО «Чепецкое НГДУ» (Россия, УР, Красногорский р-н, д. Агриколь, ул.Ленина, 2а, (341 64) 2-21-51, факс (341 64) 2-17-70). Срок окончания действия лицензии 31 декабря 2123 г. Месторождение расположено в пределах Западно-Красногорского лицензионного участка.
Месторождение расположено в районе с развитой инфраструктурой.
Последний подсчет запасов и ТЭО КИН по продуктивному пласту А4-0+3 выполнен в 2011 г. по результатам исследований и эксплуатации 20 скважин (протокол ГКЗ Роснедра №2667-дсп от 28.12.2011г.). Запасы растворенного газа и газа газовой шапки не пересматривались.
По состоянию на 01.01.2017 г. на государственном балансе по Зотовскому газонефтяному месторождению в целом числятся начальные запасы:
в пределах лицензионного участка ИЖВ 00387 НЭ:
нефти
по категории А: геологические / извлекаемые ‑ 1549 / 536 тыс.т,
по категории В1: геологические / извлекаемые ‑ 1392 / 482 тыс.т,
по категории В2: геологические / извлекаемые ‑ 123/ 42 тыс.т;
растворенного газа:
по категории А: извлекаемые - 16 млн м3,
по категории В1:извлекаемые - 15 млн м3,
по категории В2:извлекаемые - 1 млн м3;
начальные запасы газа газовых шапок (азота):
по категории В2: геологические - 1 (1) млн.м3;
за пределами лицензионного участка ИЖВ 00387 НЭ:
нефти
по категории В1: геологические / извлекаемые ‑ 105 / 36 тыс.т.;
растворенного газа:
по категории В1:извлекаемые - 1 млн м3,
в целом по месторождению:
нефти
по категории А: геологические / извлекаемые ‑ 1549 / 536 тыс.т,
по категории В1: геологические / извлекаемые ‑ 1497 / 518 тыс.т,
по категории В2: геологические / извлекаемые ‑ 123/ 42 тыс.т;
растворенного газа:
по категории А: извлекаемые - 16 млн м3,
по категории В1:извлекаемые - 16 млн м3,
по категории В2:извлекаемые - 1 млн м3;
начальные запасы газа газовых шапок (азота):
по категории В2: геологические - 1 (1) млн.м3;
Действующим проектным документом является «Технологический проект разработки Зотовского газонефтяного месторождения Удмуртской Республики» (протокол ПНС ЦКР Роснедр по УВС № 681 от 28.04.2012 г.)
Целью представляемой работы является необходимость выполнения проектного документа и, в связи с этим, приведение категорий запасов нефти в соответствие с «Методическими рекомендациями по применению классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов», утвержденными приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 01.11.2013 г. №477.
Представленная работа выполнена силами ООО «Проект-Нафта» по заказу ЗАО «Чепецкое НГДУ» в соответствии с договором № 03/17 от 07.06.2017 г. При выполнении оперативного изменения запасов УВС использованы все первичные геологические, геофизические и промысловые материалы, предоставленные ЗАО «Чепецкое НГДУ». Работа выполнена по состоянию на 01.01.2018 г. без учета добычи 2017 г.
Новых данных, которые могли повлиять на изменение представлений о геологическом строении залежей, не получено. Категории запасов УВ выделены в соответствии с действующей классификацией без изменения подсчетных параметров.
изученность месторождения
По ОГ IIб (кровля карбонатных отложений башкирского яруса) Зотовское поднятие представлено брахиантиклиналью, осложненной цепочкой куполов (в районах скважин №№ 347, 345 и 102) и узкого прогиба в центре.
Промышленная газонефтеносность установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса (пласты А4-0, А4-1, А4-2, А4-3) среднего карбона. Пласты гидродинамически связаны между собой и объединены в единый подсчетный объект А4-0+3.
Пласт А4-0+3 представлен одной залежью нефти, осложненной газовой шапкой (азот) в купольной части поднятия в районе скв. 347.
Зотовское поднятие выявлено структурным бурением в 1967 г. и подтверждено сейсморазведочными работами МОВ.
В глубокое бурение Зотовское поднятие введено в 1971г.
Зотовское месторождение открыто в 1973 г. В течение 1971 – 1987 гг. на месторождении проводились геолого-разведочные работы. Было пробурено 27 структурно-поисковых и семь глубоких скважин. По результатам бурения установлена промышленная нефтегазоносность башкирских отложений (пласты А4-0, А4-1, А4-2, А4-3) среднего карбона, из которых при испытании в эксплуатационной колонне получены промышленные притоки нефти и азотного газа. В 1973 г. выполнен оперативный подсчет запасов.
В 1975 г. запасы нефти Зотовского месторождения оперативно подсчитаны, утверждены и внесены изменения в Государственный баланс запасов полезных ископаемых.
В 1991 г. выполнен подсчет запасов, рассмотренный на ЦКЗ в 1996 г. (протокол ЦКЗ №144 от 25.12.1996 г.).
В 2001 г. с целью уточнения геологической модели и структурных построений ЗАО «Чепецкое НГДУ» провело сейсморазведочные работы МОГТ-3D на площади 30 км2 силамиОАО «Удмуртгеофизика» (с.п. 84/2001). В 2002 г. по результатам проведенных работ выполнен оперативный подсчет запасов (протокол ЦКЗ №480 (М) от 26.11.2002 г.).
В 2005 г. по результатам бурения 10 эксплуатационных скважин в р-не скв.345 выполнен оперативный подсчет запасов (протокол ЦКЗ №319 (М) от 29.03.2005 г.).
Последний подсчет запасов нефти, растворенного газа и газа газовой шапки выполнен в 2011 г. и утвержден в ФБУ «ГКЗ» Роснедра (протокол №2667-дсп от 28.12.2011 г.).
Продуктивные отложения Зотовского месторождения изучены по керновому материалу поисково-разведочных скв. 345, 346, 347, 348, 465, 472, глубокой структурной скв. 8ГС, оценочной скв. 101 и эксплуатационной скв. 106.
В целом по месторождению проходка с керном составила:
- на поисково-разведочном этапе – 595,65 м или 5 % от суммарного объема бурения, вынос керна – 44 %; освещенность керном нефтенасыщенной части составила 20 %, газонасыщенной части - 25 %;
- на эксплуатационном этапе – 67,6 м или 3 % от суммарного объема бурения, вынос керна 87 %, освещенность керном нефтенасыщенной части составила 37 %, газонасыщенная часть керном не освещена.
В 2010 г. в пределах северо-западного окончания южного поднятия (в районе скв. 347) пробурены одна оценочная скважина с отбором керна (скв. 101), две эксплуатационные скважины (100, 102) и проведен мониторинг разбуривания, по результатам которого уточнены структурная и геологическая модель месторождения.
Согласно лицензионным соглашениям предусмотрено обеспечить сохранность запасов газа газовых шапок (азота) и начальных пластовых условий газонасыщенной части продуктивных пластов.
нефтегазоносность
Пласт А4-0+3 сложен органогенными известняками. Тип коллектора – поровый.
Нефтяная залежь пласта А4-0+3 - пластово-массивного типа. Размер залежи 1,5-4,5×3,5 км, высота – 20,7 м.
Пласт состоит, из 3-11 проницаемых прослоев, толщина которых изменяется от 0,4 до 6,2 м. Эффективная толщина пласта по площади залежи изменяется от 3,6 до 11,8 м,нефтенасыщенная толщина пласта – от 2,4 до 11,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 2,7 м. Коэффициент эффективной толщины составляет 0,4 д.ед., расчлененность – 7,1. Коэффициент пористости – 0,16 д.ед., коэффициент нефтенасыщенности – 0,83 д.ед., проницаемость – 117·10-3 мкм2.
Водонефтяной контакт залежи
принят условно (УВНК) на абсолютной отметке
-1126,0 м – по середине
расстояния между подошвой нефтенасыщенного по данным ГИС пласта в скв. 345
(-1123,1 м) и кровлей водонасыщенного пласта в скв.348 (-1128,9 м).
В эксплуатационной колонне пласт испытан в скв.345, где из интервала с отметками -1114,3-1123,5 м получен приток нефти дебитом 15,2 м3/сут и газа дебитом 3,5 тыс.м3/сут при ΔР=8,67 МПа. Приток газа объясняется прорывом газа из вышележащих газоносных пластовверейского горизонта. Эксплуатация пласта в скв. 345 осуществлялась в интервалах с абсолютными отметками -1114,3-1115,3 и -1116,7-1117,3 м с начальным дебитом безводной нефти 5,5 т/сут (без газопроявлений).
При испытании пласта в скв. 347, 106, 109, 110 дебиты нефти составили от 6,8 до 66,0 м3/сут при депрессии от 2,5 до 12,5 МПа.
Коллекторские свойства пласта А4-0+3 изучены на керне: пористость – по 60 образцам, отобранным из двух скважин, проницаемость – по 40 образцам, отобранным из двух скважин, остаточная водонасыщенность методом центрифугирования – по 11 образцам, методом капилляриметрии – по восьми образцам, отобранным из одной скважины.
По ГИС проведено 102 определения пористости в 20 скважинах и 52 определения нефтенасыщенности в 19 скважинах.
По ГДИС проведено 13 исследований в семи скважинах методом КВУ.
Характеристика залежи нефти башкирских отложений представлена в таблице 1.
Таблица 1 – Общая характеристика нефтяных залежей среднего карбона Зотовского месторождения
Залежь газовой шапки пласта А4-0+3 в районе скв.347 - массивного типа. Размер – 0,75×0,2 км, высота – 0,6 м.
ГНК залежи принят условно (УГНК) на абсолютной отметке -1104,0 м – по подошве газонасыщенного пласта А4-0 в скв. 347.
Пласт в эксплуатационной колонне не испытан.
Коллекторские свойства газонасыщенного пласта А4-0 изучены на керне: пористость – по трем образцам, проницаемость – по трем образцам, отобранным из одной скважины.
По ГИС проведено одно определение пористости и одно определение газонасыщенности в одной скважине.
Характеристика залежи газовой шапки башкирских отложений представлена в таблице 2.
Таблица 2 – Общая характеристика залежи газовой шапки
Источник:Материалы к оперативному изменению запасов нефти и газа по Зотовскому газонефтяному месторождению Удмуртской Республики. Лицензия ИЖВ 00387 НЭ. Договор № 03/17 от 07.06.2017 г. Широбокова Л.К., Берлин А.В., Струков А.С., и др. 2017
Следующее Месторождение: Кротковское-Алешкинское