Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1988
Источник информации: ПП_2023г. Объединено с Восточно-Колвинским мест-ем в 2023г.
Метод открытия:
Площадь: 81.75 км²
Ардалинское месторождение
В административном отношении месторождение расположено в Ненецком автономном округе Архангельской области, в пределах лицензионных участков НРМ 11059 НР от 20.12.2001, НРМ 11061 НР от 20.12.2001 и НРМ 11062 НР от 20.12.2001, принадлежащих ООО «Компания Полярное Сияние».
В тектоническом плане месторождение приурочено к Садаягинской ступени Хорейверской впадины. Месторождение открыто в 1988 году, относится к группе разрабатываемых (введено в промышленную разработку в 1994 году). Действующим проектным документом является «Дополнение к технологическому проекту разработки Ардалинского нефтяного месторождения Ненецкого автономного округа Архангельской области» (протокол Центральной нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС от 28.09.2021 № 8255).
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в толще рифогенных известняков среднефаменского подъяруса верхнего девона (D3fm фаменские).
Запасы углеводородов Ардалинского месторождения утверждены в 1992 году (протокол ГКЗ РФ от 16.12.1992 № 89-дсп), в дальнейшем пересматривались в оперативном порядке в 2021 году (протокол Роснедра от 27.09.2021 № 03-18/489-пр, ЭЗ от 07.09.2021 № 105-21 оп-пд).
По величине начальных извлекаемых запасов углеводородов месторождение относится к средним, по сложности геологического строения – к сложным.
Восточно-Колвинское месторождение открыто в 1985 году, относится к группе разрабатываемых (введено в промышленную разработку в 2008 году). Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Восточно-Колвинского нефтяного месторождения Ненецкого автономного округа» (протокол Северо-Западной нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС от 30.09.2021 № 452).
Промышленная нефтеносность Восточно-Колвинского месторождения связана с отложениями фаменского яруса (D3fm фаменские), франского яруса (D3f3 и D3f2) верхнего девона и нижнего силура (S1).
Запасы углеводородов Восточно-Колвинского месторождения утверждены в 2008 году (протокол ГКЗ Роснедра от 19.09.2008 № 1722) и в дальнейшем пересматривались в оперативном порядке в 2010 году по залежам фаменского яруса и нижнего силура (протокол Роснедра РФ от 01.10.2010 № 18/565-пр, ЭЗ от 31.08.2010 № 90-10 оп); в 2011 году по залежи фаменского яруса (протокол Роснедра № 18/644-пр от 01.11.2011, ЭЗ № 257-11 оп от 04.10.2011) и в 2021 году по залежам фаменского, франского ярусов верхнего девона и нижнего силура (протокол Роснедра от 14.09.2021 № 03-08/456-пр, ЭЗ от 08.09.2021 № 07-21 оп-пд).
Учет запасов УВС в государственном балансе запасов полезных ископаемых ведется по участкам и пластам.
D3fm фаменские
В карбонатных отложениях фаменского яруса выявлены две залежи нефти.
Залежь в районе скважины № 3ВК
Залежь пластовая сводовая, вскрыта восемью скважинами, разрабатывается. Размеры залежи 7,0 × 2,5 км, высота 61 м. Залежь находится в границах трех лицензионных участков НРМ 11059 НР от 20.12.2001, НРМ 11061 НР от 20.12.2001, НРМ 11062 НР 20.12.2001. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. ВНК не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о.-3298 м. По степени изученности и промышленного освоения запасы всей залежи оценены по категории А.
Залежь основная
Залежь массивная, вскрыта 21 скважиной, разрабатывается. Размеры залежи 5,9 × 3,9 км, высота 138,9 м. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. ВНК не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о.-3294 м.
По степени изученности и промышленного освоения запасы всей залежи оценены по категории А.
D3f3
В карбонатных отложениях сирачойского горизонта франского яруса выявлены две залежи нефти.
Залежь в районе скважины № 101ВК
Залежь пластовая сводовая, вскрыта одной скважиной, не разрабатывается. Размеры залежи 3,3 × 2,2 км, высота 47 м. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. УПУ не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о. -3742 м. По степени изученности и промышленного освоения запасы всей залежи оценены по категории В2.
Залежь в районе скважины № 50ВК
Залежь неполнопластовая, литологически ограниченная, вскрыта одной скважиной, не разрабатывается. Размеры залежи 0,7 × 0,35 км, высота 7 м. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. ВНК не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о.-3790 м.
По степени изученности и промышленного освоения запасы всей залежи оценены по категории В1.
D3f2
В карбонатных отложениях франского яруса выявлена одна залежь нефти.
Залежь в районе скважины № 51ВК
Залежь пластовая сводовая, литологически и тектонически ограниченная, вскрыта одной скважиной, не разрабатывается. Размеры залежи 2,7 × 1,2 км, высота 32 м. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. ВНК не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о.-3962 м.
По степени изученности и промышленного освоения запасы всей залежи оценены по категориям В1 и В2.
D3dm доманиковые, доманиковый гор., пласт dm (доманиковые продуктивные отложения) (новая)
В карбонатных отложениях доманикового горизонта франского яруса выявлена одна залежь нефти. Залежь пластовая сводовая, тектонически ограниченная, вскрыта четырьмя скважинами, не разрабатывается. Размеры залежи 12,5 × 10 км, высота 79,5 м. В результате испытания четырех разведочных скважин получены промышленные притоки нефти дебитами от 4,8 до 7,2 м3/сут. Эффективная толщина по скважинам изменяется от 1,7 (скважина № 46) до 2,4 м (скважина № 100ВК), средневзвешенная толщина - 1,9 м. Диапазон изменения эффективной нефтенасыщенной толщины по скважинам от 13,1 м (скважина № В-04) до 65,3 м (скважина № 46), средневзвешенная толщина - 43,7 м. Коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, приняты по данным ГИС и составили: Кп= 0,07, Кн= 0,86 д.ед. Параметры, характеризующие свойства пластовой нефти и растворенного газа, приняты по аналогии с нефтью пласта S1. УПУ принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине № 4 46 на а.о.-3939,5 м. По степени изученности и промышленного освоения запасы залежи оценены по категориям В1 и В2.
S1
В карбонатных отложениях нижнего силура выявлены две залежи нефти.
Залежь в районе скважины № 52ВК
Залежь пластовая сводовая, тектонически ограниченная, вскрыта двумя скважинами, не разрабатывается. Размеры залежи 4,2 × 2,7 км, высота 40 м. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. УПУ не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о.-3975 м. По степени изученности и промышленного освоения запасы залежи оценены по категориям В1 и В2.
Залежь в районе скважины № 101ВК
Залежь неполнопластовая, вскрыта одной скважиной, не разрабатывается. Размеры залежи 2,4 × 1,4 км, высота 25 м. Геометрия залежи, коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, физикохимические свойства нефти не изменились. ВНК не изменился, соответствует ранее принятому значению на а.о.- 3960 м По степени изученности и промышленного освоения запасы залежи оценены по категории В2.
Источник: Протокл № 03-18/839-пр от 15.11.2023г. совещания при и.о.нач. Управления геологии нефти и газа,подземных вод и сооружений.Рассмотрение ЭЗ № 26-23 оп-пд (С.-П.ф.) от 09.11.2023 по Ардалинскому м-нию ООО "Компания Полярное Сияние".
Следующее Месторождение: Тунгольское