Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Степь
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1993
Источник информации: РГФ-23
Метод открытия:
Площадь: 2.1 км²
Еловское месторождение
Еловское месторождение находится на территории Мало-Пургинского административного района Удмуртской Республики, в 26 км юго-восточнее г. Ижевска, в непосредственной близости от Бурановского, Ижевского, Мещеряковского, Юськинского, Восточно-Постольского нефтяных месторождений.
В орогидрографическом отношении район работ расположен на северо-западной части Сарапульской возвышенности. Непосредственно площадь месторождения приурочена к верховьям речки Коньгашур, впадающей в р. Пурошур.
Абсолютные отметки местности колеблются от +187 м (долина речки) до +237м. Район работ занят сельскохозяйственными угодьями.
Климат региона месторождения умеренно континентальный с холодной продолжительной зимой и умеренно жарким летом. Среднегодовая температура +2,5°С, самая высокая +38°С, самая низкая температура -50°С. Годовое количество осадков достигает 450 мм. Средняя величина снежного покрова составляет около 60-80 см, глубина промерзания грунтов на возвышенных участках достигает 1,0–1,5 м.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В пределах Еловского месторождения вскрыты осадочные образования девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возраста.
Стратиграфическое расчленение и описание разреза приводится в соответствии:
– со стратиграфической схемой, принятой Всероссийским совещанием «Стратиграфия, палеонтология и перспективы нефтегазоносности рифея и венда восточной части Восточно-Европейской платформы» (Уфа, 7-11 июня 1999 г.), утверждённой Межведомственным Стратиграфическим Комитетом России 28 января 2000 г.;
– с унифицированной стратиграфической шкалой, соответствующей «Стратиграфическим подразделениям венда-триаса Русской платформы и Волго-Уральской нефтегазоносной провинции», принятой в соответствии с решением МСК от 2002 г.;
– с общей (Восточно-Европейской) стратиграфической шкалой верхнего отдела пермской системы, принятой на расширенном заседании Бюро МСК 08.04. 2005 г.
В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Индексация пластов приводится согласно общепринятой в пределах Удмуртской Республики.
Сводный геологический разрез представлен в Граф.1, папка. Данные о глубинах залегания основных маркирующих горизонтов представлены в Прил. 2, кн. 2.
Ниже приводится краткая характеристика вскрытой части осадочного чехла месторождения.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)
Фаменский ярус (D3fm) представленнерасчлененным средним (орловскийнадгоризонт) и верхним (заволжскийнадгоризонт) подъярусом. Отложения фаменского яруса сложены преимущественно органогенными известняками темно-серыми, серыми, битуминозными, с прослоями глинисто-битуминозных сланцев. Вскрытая толщина отложений фаменского яруса измеряется 107,2 м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
Нижний отдел представлентурнейским, визейским и серпуховскимярусами.
Турнейский ярус (C1t) представлен малевским, упинским и черепетскимгоризонтами.
Нерасчлененные отложения малевского и упинского горизонтов представлены известняками серыми, органогенными. В разрезе малевского и упинского горизонтов выделяются нефтеносные пласты C1t-IV и C1t-V. Толщина малевско-упинских отложений составляет 31-33,3 м.
Черепетский горизонтсложен известняками серыми, темно-серыми органогенными, прослоями глинистыми с прослоями известняков темно-серых, известковистых. В разрезе черепетского горизонта выделяются нефтеносные пласты C1t-II и C1t-III. Сложены пласты известняками серыми, темно-серыми, органогенными, пористыми, кавернозно-пористыми.
Толщина отложений изменяется от 10,8 до 17,1 м.
Визейский ярус (C1v) представлен кожимским и окскимнадгоризонтами.
Для расчленения отложений терригенной толщи нижнего карбона на горизонты применялся метод межскважинной корреляции прослоев аргиллитов и глинистых алевролитов, разделяющих продуктивные пласты в разрезах скважин.
Кожимскийнадгоризонт представлен в объеме бобриковскогогоризонта.
Бобриковский горизонт залегает на размытой поверхности известняков черепетского горизонта. Литологически отложения представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Песчаники светло-серые, разнозернистые, кварцевые. Алевролиты темно-серые, мелкозернистые, кварцевые. Аргиллиты темно-серые, углистые. В разрезе бобриковского горизонта выделяется нефтеносный пласт C-V, который сложен песчаниками мелкозернистыми, массивными.
Толщина отложений составляет 5,8-16,7 м.
Окскийнадгоризонт представлен в объеме тульского, алексинского и нерасчлененных михайловского и веневского горизонтов.
Тульский горизонт литологически разделяется на нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную пачки.
Терригенная пачка представлена чередованием песчаников, алевролитов, и аргиллитов, аналогичными отложениям бобриковского горизонта.
В разрезе тульского горизонта выделяются пласты C-I, C-II, C-III, C-IV. Нефтеносность приурочена к пластам C-II, C-III, C-IV. Пласты сложены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами песчанистыми, массивными. Породы, составляющие разделы между продуктивными пластами, представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами.
Карбонатная пачка тульского горизонта сложена известняками и доломитами.
Толщина отложений карбонатной пачки составляет 5,1-15,1 м.
Толщина терригенной пачки тульского горизонта – 17,8-20,3 м.
Алексинский горизонтсложен в верхней, карбонатной, части известняками серыми, плотными, органогенными, с включениями ангидрита; в нижней, терригенной – песчаниками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми. В терригенных отложениях алексинского горизонта установлена нефтеносность в пластах C1-al и С-0.
Толщина терригенных отложений алексинского горизонта составляет 5,3-9,4 м.
Михайловский и веневский горизонтысложены известняками светло-серые, почти белыми, органогенными, плотными и доломитами светло-серыми, тонко- мелкозернистыми, с включениями ангидрита, гипса.
Толщина карбонатных отложений алексинского горизонта и нерасчлененных михайловского и веневского горизонтов составляет 111,5-131,7 м.
Серпуховский ярус (C1s) сложен известняками светло-серыми, органогенными, плотными, пористыми с прослоями ангидрита и гипса, доломитами светло-серыми, тонкозернистыми, сульфатизированными, кавернозно-пористыми.
Толщина отложений серпуховского яруса составляет 65,8-98,2 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (С2b)сложен “чистыми” органогенно-детритовыми известняками светло-серыми, серыми, плотными, пористыми. В разрезе башкирского яруса выделяются пласты-коллекторы А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5 и А4-6. Нефтеносность приурочена к пласту А4-5.
Толщина отложений башкирского яруса составляет 40,5-61,9 м.
Московскийярус (C2m) включает в себяверейский, каширский, подольский и мячковскийгоризонты.
Верейский горизонт представлен преимущественно переслаиванием органогенных известняков и аргиллитов с отдельными прослоями доломитов.
Нижняя граница горизонта проходит по кровле “чистых” башкирских известняков, верхняя – по подошве проницаемого карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. Известняки серые, коричневато-серые, детритовые, плотные. Аргиллиты пестроцветные, известковистые, плитчатые.
В разрезе верейского горизонта выделяются пласты-коллекторы В-0, В-I, В-II и B-III (подразделяется на пласты B-IIIа и B-IIIб). Сложены эти пласты пористыми органогенно-обломочными известняками, разделенными глинистыми пачками. Нефтеносность приурочена к пласту В-II.
Толщина отложений верейского горизонта составляет 50,5-52,3 м.
Отложения каширского горизонта представлены известняками и доломитами. Известняки светло-серые, микрозернистые, органогенно-обломочные, плотные. Доломиты серые, микрозернистые, плотные, кавернозные с включениями ангидрита.
Толщина отложений каширского горизонта составляет 62,7-67,5 м.
Отложения подольского горизонта представлены плотными серыми, темно-серыми известняками, органогенными, доломитизированными и доломитами серыми, микро- и тонкозернистыми, известковистыми, с включениями ангидрита, гипса.
Толщина отложений подольского горизонта изменяется от 44,0 до 46,9 м.
Отложения мячковского горизонта представлены известняками серыми, темно-серыми, коричневато и желтовато-серыми, тонкозернистыми, с детритом и доломитами серыми, тонко- и микрозернистыми, известковистыми.
Толщина отложений мячковского горизонта составляет 72,2-79,9 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (C3)
Верхний отдел представлен касимовским (C3k) и гжельским (C3g)ярусами. Отложения представлены доломитами серыми, коричневато-серыми, тонко- и мелкозернистыми известковистыми и известняками серыми, темно-серыми, микрозернистыми, с детритом.
Толщина отложений верхнего отдела составляет 177,9-189,8 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА (Р)
НИЖНИЙ ОТДЕЛ (P1)
Нижний отдел представлен ассельским (P1a), сакмарским (P1s), артинским (P1ar), кунгурским (P1k) и уфимским (P1u) ярусами.
Отложения ассельского и сакмарского ярусов представлены неравномерным чередованием известняков, доломитов и прослоев и пластов ангидритов.
Известняки светло-серые, серые, микро- и тонкозернистые, реже органогенные, неравномерно загипсованные, прослоями глинистые, окремнелые, плотные, прослоями пористые и кавернозные. Доломиты серые, темно-серые, тонкозернистые, реже разнозернистые, прослоями с реликтовой органогенной структурой, известковистые, прослоями глинистые и пористо-кавернозные, окремнелые, плотные, с частыми включениями гипса. В отложениях верхней части сакмарского яруса (стерлитамакский горизонт) преобладают известняки с прослоями доломитов.
Толщина отложений ассельского яруса изменяется от 71,9 до 78,7 м.
Толщина отложений сакмарского яруса составляет 101,8-114,2 м.
Отложения артинского и кунгурского ярусов представлены доломитами серыми, темно-серыми, микро- и тонкозернистыми, прослоями неравномерно известковистыми и глинистыми, плотными, с включениями ангидрита, гипса, кремния с прослоями и пластами ангидритов. В артинском ярусе отмечаются тонкие прослои аргиллитов серых, зеленовато-серых, алевритистых, неравномерно известковистых и загипсованных.
Толщина нерасчлененных отложений артинского и кунгурского ярусов изменяется от 34,8 до 40,0 м.
Отложения уфимского яруса (соликамский, шешминский горизонты) представлены неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов с прослоями песчаников. Аргиллиты темно-коричневые, темно-бурые, алевритистые, известковистые, прослоями сильно загипсованные. Алевролиты темно-бурые, разнозернистые, песчанистые, неравномерно известковистые, загипсованные. Песчаники зеленовато-серые, буровато-серые, полимиктовые, мелкозернистые, с включениями гипса. Кровля уфимского яруса литологически выделяется по исчезновению из разреза загипсованных пород.
Толщина уфимского яруса по данным структурного бурения изменяется от 100 до 140 м.
СРЕДНИЙ (Р2), ВЕРХНИЙ(P3) ОТДЕЛЫ
Средний отдел пермской системы представлен казанским (Р2kz) и уржумским (Р2ur) ярусами. Верхний отдел представлен северодвинским (P3sd) и вятским (P3vt) ярусами.
Отложения среднего и верхнего отделов представлены однообразной толщей пестроцветных терригенных пород, не имеющих ни литологических, ни каротажных реперов. Отложения сложены глинами, аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаников, гравелитов, мергелей, глинистых известняков. Аргиллиты и глины буровато-коричневые, темно-зеленовато-серые, известковистые, прослоями алевритистые. Алевролиты, песчаники зеленовато-серые, буровато-коричневые, зеленовато-бурые, полимиктовые, мелкозернистые, разнозернистые, глинистые.
Толщина отложений среднего и верхнего отделов пермской системы составляет 257,6-364,2 м.
ЧЕРВЕРТИЧНАЯ СИСТЕМА (Q)
Четвертичные отложения представлены глинами, суглинками, супесями, песками, прослоями галечников.
Толщина отложений – до 20 м.
Краткая характеристика продуктивных пластов
Для характеристики строения разреза продуктивных отложений составлены схемы корреляции (Граф. 3, 4, папка) и геологические профили (Граф. 9, 12, папка).
Промышленная нефтеносность пород связана с карбонатными отложениями верейского горизонта московского яруса (пласт В-II), башкирского яруса (пласт А4-5) среднего карбона, терригенными отложениями алексинского (пласты С-0, С1-al), тульского и бобриковского (пласты С-II-V) горизонтов визейского яруса и с карбонатными отложениями черепетского (пласт С1t-II-III) и малевско-упинского (пласт С1t-IV-V) горизонтов турнейского яруса нижнего карбона.
Продуктивный пласт верейского горизонта московского яруса среднего карбона
Пласт B-II сложен пористыми органогенными известняками, разделенными глинистыми пачками.
Общая толщина пласта изменяется от 1,6 (скв. 249, 343) до 4,8 м (скв. 334). Проницаемая часть пласта состоит из одного-трех прослоев толщиной от 0,4 (скв. 333) до 3,2 м (скв.1325, 338). Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 1,1 (скв. 343) до 3,7 м (скв. 335).
Пласт по ГИС нефтенасыщенный во всех 13 скважинах.
Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 1,1 до 3,7 м.
Продуктивный пласт башкирского яруса среднего карбона
Пласт А4-5 сложен пористыми органогенными известняками.
Общая толщина пласта изменяется от 6,8 (скв. 336) до 9,4 м (скв. 333). Проницаемая часть пласта состоит из двух-четырех прослоев толщиной от 0,5 (скв. 332) до 4,2 м (скв. 337). Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 6,0 (скв. 336) до 7,8 м (скв. 337, 338). Пласт по ГИС нефтенасыщенный в скв. (332, 340); нефтеводонасыщенный в скв.333, 334, 336, 337, 338, водонасыщенный в скв.249, 1325, 335, 339, 342, 343.
Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1,3 (скв. 334) до 6,8 м (скв. 340).
Продуктивные пласты визейского яруса нижнего карбона
Пласты визейского яруса сложены песчаниками мелкозернистыми, кварцевыми, массивными и алевролитами разнозернистыми.
Пласт C-0. Общая толщина пласта составляет 0,7-1,0 м. Проницаемая часть пласта состоит из одного прослоя толщиной 0,7-1,0 м.
Пласт по ГИС нефтенасыщенный в скв. 333, в скв. 335 – водонасыщенный. В остальных 11 скважинах отмечается замещение коллектора нанепроницаемые разности пород.
Толщина нефтенасыщенной части пластаравна 0,7 м.
Пласт C1-al. Общая толщина пласта изменяется от 2,2 (скв. 340) до 5,8 м (скв. 334). Проницаемая часть пласта состоит из одного-трех прослоев толщиной от 0,4 (скв. 333) до 4,5 м (скв. 337). Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 2,1 (скв. 332) до 5,3 м (скв. 336).
Пласт по ГИС нефтенасыщен в скв. 332, 333, 334, 337, 339; нефтеводонасыщенный в скв.338, в скв. 340 насыщение по ГИС однозначно не определен (неясен), в скв. 336, 1325 насыщение верхних пропластков неясное, нижние пропластки водонасыщенные; в скв.249, 335, 342, 343 пласт водонасыщенный.
Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 0,8 (скв. 338) до 5,1 м (скв. 334).
Пласты C-II-V. Общая толщина пласта изменяется от 12,5 (скв. 336) до 28 м (скв. 337). Проницаемая часть пласта состоит от трех до десяти прослоев толщиной от 0,4 (скв.332, 338, 339) до 3,1 м (скв. 333). Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 3,5 (скв. 343) до 12 м (скв. 337).
Пласт по ГИС нефтенасыщен в скв. 332, 333, 334, 335, 336, 337, 339, 340, 1325, в скв.338, 342, 343, пласт нефтеводонасыщенный. В скв. 249 характер насыщения верхних пропластков нефтенасыщенный, нижних - неясен.
Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 2,1 (скв. 343) до 12 м (скв. 337).
Продуктивные пласты турнейского яруса нижнего карбона
Пласты сложены органогенными известняками.
Пласты С1t-II-III. Общая толщина пласта изменяется от 6,3 (скв. 339) до 13,1 м (скв. 336). Проницаемая часть пласта состоит из двух-семи прослоев толщиной от 0,4 (скв. 340) до 3,0 м (скв. 1325). Эффективная толщина пласта по площади колеблется от 1,3 (скв. 339) до 5,2 м (скв. 1325).
Пласт по ГИС нефтенасыщен в скв. 332, 333, 334, 336, 339, 340, 1325; в скв. 335 характер насыщения верхних пропластков нефтенасыщенный, в нижних пропластках характер насыщения пласта не определен, в скв.342 характер насыщения не определен, в скв. 343 – характер насыщения верхних пропластков не определен, нижний пропласток водонасыщенный; в скв.249 –характер насыщения не ясен; в скв.337, 338 пласт представлен непроницаемыми породами.
Толщина нефтенасыщенной части пласта изменяется от 1,3 (скв. 339) до 5,2 м (скв. 1325).
Пласты С1t-IV-V вскрыты бурением в 12 скважинах (в скв.343 пласты не вскрыты); из них в полном объеме вскрыты в скв.249, 337, 339, 1325, в остальных скважинах подошва пласта не вскрыта.Нефтенасыщенная часть пласта в полном объеме вскрыта в 11 скважинах, в скв.332 кровля водонасыщенного коллектора не вскрыта. В скв.337, 339, 333, 334, 335, 336, 338, 340 по данным ГИС пласты характеризуются как нефтеводонасыщенный, в скв.1325, 338, 249 верхний коллектор – неясный, нижние характеризуются как водонасыщенный, в скв.342 пласты представлены водонасыщенными коллекторами.
В скв. 249, 337, 339, 1325 где пласты С1t-IV-V вскрыты полностью, общая толщина изменяется от 29,1 (скв. 249) до 32,1 м (скв. 1325). Проницаемая часть пласта состоит из пяти-девяти прослоев толщиной от 0,6 до 6,2 м.Эффективная толщина пласта в скважинах, которые вскрыли подошву пласта изменяется от 8,1 (скв. 339) до 13,1 м (скв. 1325), а в остальных скважинах вскрытая бурением эффективная часть пласта изменяется от 0,6 до 7,5 м.
Нефтенасыщенная толщина пластов в скв. 333, 334, 335, 336, 337, 339, 340, 1325, где нефтенасыщенная толщина бурением вскрыта полностью, изменяется от 0,6 (скв. 1325) до 4,9 м (скв. 340).
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении Еловское месторождение расположено в южной части Верхнекамской впадины, в пределах западного склона Андреевского вала, в зоне развития ККСП. По схеме тектоники и нефтегазогеологического районирования Удмуртской Республики (2001 г., под редакцией В.М. Проворова) месторождениерасположено в пределах Ягано-Гремихинской зоны Бородулинско-Фокинского нефтегазоносного района Верхнекамской нефтегазоносной области (Рис.1).
Рисунок 1 – Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование
Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.
Геологический разрез подразделяется на два структурных комплекса: структурно-тектонический комплекс консолидированного фундамента и комплекс осадочного чехла.
Согласно элементам строения фундамента, Еловская структура находится в пределах Удмуртского ступенчатого склона Калтасинского авлакогена, где фундамент погребен под толщей рифейских отложений и глубоким бурением не вскрыт. Глубина залегания фундамента по данным гравиметрии и сейсморазведочных работ составляет около 3,5 км.
Комплекс осадочного чехла делится на рифейский, вендский, палеозойский структурные этажи, имеющие свои структурно-тектонические особенности.
Рифейский структурный этаж трансгрессивно и с угловым несогласием перекрывает комплекс кристаллического фундамента. Строение этажа блоковое. Породы рифейского этажа изучены очень слабо. В непосредственной близости к участку Еловского месторождения три скважины (167, 174, 175) вскрыли рифейские отложения толщиной 21-52 м. На юго-восток и северо-восток происходит погружение кристаллического фундамента и соответственно увеличивается толщина рифейских отложений.
Породы вендского структурного этажа на участке Еловского месторождения отсутствуют.
Структурный этаж палеозоя залегает на рифейских отложениях с угловым и стратиграфическим несогласием. Отложения палеозойского осадочного чехла представлены породами эйфельско-пермского возраста. Толщина этажа по скв.167, 174, 175 составляет 2070-2120 м.
По данным В.М. Проворова (Рис.1) Еловское месторождение находится на восточном склоне Ягано-Бурановского карбонатного массива в зоне развития франско-верхнефаменских рифогенных образований относительно мелководного палеошельфа ККСП.
Наиболее полно в южной части Верхнекамской впадины изучены структурные планы карбона и нижней перми. На строение этой части палеозойского осадочного чехла, а, следовательно, и на размещение месторождений нефти в каменноугольных отложениях, большое влияние оказала внутриформационная Камско-Кинельская система прогибов (ККСП), возникшая во франское время.
Вследствие некомпенсированности образовавшихся прогибов в центральных частях ККСП накапливались маломощные глубоководные осадки доманикового облика, а по бортам – мелководные, преимущественно рифовые известняки девонско-турнейского возраста. Последовавшее затем облекание рифовых тел более молодыми отложениями в
сочетании с тектоническими подвижками фундамента создало сложную картину структурного строения отложений карбона и перми.
В рассматриваемой части ККСП в настоящее время выделяются рифогенные массивы в краевых и центральных частях, в состав которых входят Юськинское, Яганское,
Бурановское, Западно-Бурановское и Еловское поднятия, и объединяющие структурой облекания “островного” рифа в центральной части ККСП. Для этих массивов характерны совпадения структурных планов карбона и перми.
Характерной особенностью данного комплекса является отсутствие на участке отложений косьвинского и радаевского горизонтов визейского яруса, кизеловского горизонта турнейского яруса и частичный размыв черепетских отложений, что связано с предвизейским размывом.
Далее даётся морфологическая характеристика Еловского поднятия согласно сейсмическим данным (с.п.1/2014).
Генезис Еловского поднятия – структура облекания рифа.
По отражающему горизонту IIп, соответствующему кровле черепетского горизонта турнейского яруса (Граф.7, папка), Еловское поднятиепредставляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания. Размеры структуры в пределах замкнутой изогипсы -1170 м составляют 1,9×1,6 км, амплитуда – 38 м. Западный склон структуры более крутой, чем восточный.
По отражающему горизонту II (кровля терригенных отложений тульского горизонта визейского яруса) Еловское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания. Западный склон структуры более крутой, чем восточный. В пределах поднятия отмечается один свод (центр поднятия). Размеры структуры по замыкающей изогипсе -1140 м составляют 1,0´1,25 км, амплитуда – 36 м.
По отражающему горизонту IIб (кровля карбонатных отложений башкирского яруса) Еловское поднятиеимеет куполовидную форму, размеры его в пределах замкнутой изогипсы -875 м составляют 2,0×1,6 км, амплитуда – 28 м. Западный склон структуры более крутой, чем восточный (Граф.7, папка).
По отражающему горизонту IIв (кровля терригенно-карбонатных отложений верейского горизонта московского яруса) Еловское поднятие имеет куполовидную форму северо-западного простирания, размеры его в пределах замкнутой изогипсы -820 м составляют 1,8×1,6 км, амплитуда – 22 м. Западный склон структуры более крутой, чем восточный.
По отражающему горизонту I (кровля карбонатных отложений стерлитамакского горизонта сакмарского яруса) Еловское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, размеры его в пределах замкнутой изогипсы -255 м составляют 1,5×0,9 км, амплитуда – 7 м. Западный склон структуры более крутой, чем восточный.
Свод купольной части Еловского поднятия по всем отражающим горизонтам расположен в районе скв.332, 333, 340.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Еловское месторождение контролируется одноименным поднятием, которое является структурой облекания рифа.
Промышленно-нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения верейского горизонта (пласт B-II), башкирского яруса (пластА4-5) среднего карбона, черепетского (пласты С1t-II, С1t-III), малевско-упинского горизонтов (пласты С1t-IV, С1t-V) турнейского яруса нижнего карбона, терригенные отложения алексинского (пласты С1-al, С-0), тульского (пласты С-II, С-III, С-IV) и бобриковского (пласт С-V) горизонтов визейского яруса нижнего карбона.
Пласты С-II, С-III, С-IV, С-V визейского яруса объединены в единый подсчетный объект С-II-V.
Пласты С1t-II, С1t-III черепетского горизонта объединены в единый подсчетный объект С1t-II-III, пласты С1t-IV, С1t-V малевско-упинского горизонтов – в подсчетный объект С1t-IV-V.
Пласт С-0 является нефтенасыщенным только в скв.333, в остальных скважинах представлен непроницаемыми породами, либо водонасыщенным коллектором (скв.335). По этой причине пласт С-0 не рассматривался как самостоятельный подсчетный объект, а объединен в единый подсчетный объект с пластом С1-al.
После утверждения запасов (2001 г.) в пределах месторождения проведены следующие исследования:
– в 2014 г. пробурено семь (скв. 332, 333, 334, 337, 338, 339, 340), в 2015 г. – четыре (скв. 335, 336, 342, 343) эксплуатационные скважины, по результатам которых уточнено строение ранее выявленных залежей, впервые установлена промышленная нефтеносность пластов А4-5 башкирского яруса среднего карбона, С-0, C1-al алексинского горизонта визейского яруса и С1t-III, С1t-IV, С1t-Vтурнейского яруса нижнего карбона;
– в 2014-2015 гг. с целью уточнения деталей геологического строения Еловского месторождения силами с.п. 1/2014 ООО «УНПП НИПИнефть» проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3Д в объеме 26 км2, которые полностью охватили территорию месторождения, что позволило наряду с эксплуатационным бурением уточнить геологическую модель месторождения.
В настоящем подсчете основой для структурных построений залежей верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона послужила структурная карта по ОГ IIб (кровля карбонатных отложений башкирского яруса), залежей визейского яруса – структурная карта по ОГ II (кровля терригенных отложений тульского горизонта), залежей турнейского яруса структурная карта по ОГ IIп (кровля карбонатных отложений турнейского яруса), построенные по результатам сейсморазведочных работ МОГТ 3Д с учетом глубокого бурения.
Всего на 01.01.2016 г. на месторождении пробурено 13 скважин, из них одна поисковая, одна разведочная и 11 эксплуатационных скважин.
По результатам всех проведенных работ на месторождении получены новые данные о геологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов. Обоснование водонефтяных контактов (раздел нефть-вода) и условных уровней подсчета (УВНК) произведено по данным ГИС с учетом результатов опробования поисково-разведочных скважин, данных эксплуатационного бурения и эксплуатации скважин.
Всего на Еловском месторождении в отложениях среднего и нижнего карбона выявлено шесть залежей нефти в 12 продуктивных пластах.
Источник: Подсчёт геологических запасов нефти, растворённого газа и сопутстующих компонентов Еловского месторождения. Лицензия ИЖВ 01871 НР. Договор № Д000937160000. Романенко Л.И., Юсупова Р.З., Пуртова Т.Н. 2016
Следующее Месторождение: Южно-Тарасовское