Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтегазовое
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки:
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 34.99 км²
Изъель-Петровское месторождение
В административном отношении Изъель-Петровское месторождение расположено на территории Ухтинского района Республики Коми. Ближайший населенный пункт г.Ухта расположен в 37 км к юго-востоку от центра рассматриваемой территории. В непосредственной близости от месторождения расположены Ярегское, Нижнечутинское, Западно-Ухтинское, Крохальское и Восточно-Крохальское месторождения УВ.
Особенностью района работ является близость его от г.Ухты, где располагаются установки подготовки нефти, дожимные насосные станции магистральных нефте- и газопроводов, объекты утилизации промсточных и хозбытовых вод, пути сообщения круглогодичного действия, объекты промышленной и социальной инфраструктуры.
Рис.1. Обзорная карта
Участок месторождения представляет собой лесистую, заболоченную равнину, непроходимую или труднопроходимую вне дорог для всех видов транспорта, особенно в теплое время года.
В географическом отношении Изъель-Петровское месторождение расположено на северо-восточном склоне Южного Тимана, на водоразделе рек Ухта и Ижма. Местность представляет собой залесенное плоское плато, изрезанное долинами мелких рек и ручьев. С территории рассматриваемого участка берут свое начало ручьи Войвож (один из истоков р.Чуть, бассейн р.Ухты) и Вурдъель (приток р.Сюзъю, бассейн р.Ижмы). Современный рельеф сформировался в результате ледниковых, водно-ледниковых и эрозионных процессов и сохраняет некоторые морфологические элементы, свидетельствующие об унаследованности древних тектонических структур.
Литолого-стратиграфическая характеристика
В геологическом строении Изъель-Петровского нефтяного месторождения принимают участие породы верхнего протерозоя, девонские и четвертичные отложения. Стратиграфические разбивки по скважинам приведены в табл.2.1 и 2.2, геологическая карта района работ приведена на граф.П.1.
Верхний протерозой (РR2)
Отложения верхнего протерозоя на месторождении вскрыты скважинами 1-Изъельская и 16-Тиманская. Породы верхнего протерозоя, слагающие фундамент, залегают с глубин 417-512 м и представлены метаморфическими серицито-хлоритовыми сланцами черными, графитизированными, сланцеватыми. Угол сланцеватости 22-25°.
вскрытая мощность отложений фундамента составляет от 22 до 34 м.
Девонская система (D)
Девонские отложения несогласно перекрывают метаморфические сланцы верхнепротерозойских отложений и в пределах Ухта-Ижемского вала выходят на поверхность под четвертичные отложениями.
Девонские поддоманиковые отложения, являющиеся основным поисковым объектом в рассматриваемом районе, характеризуются сокращенным стратиграфическим объемом - на Изъель-Петровской площади отсутствуют средний девон, яранский и джъерский горизонты верхнего девона. Среднедевонские толщи распространены в пределах Ярегского (Ярегский палеограбен) и Чибьюского блоков, где они составляют основную и большую часть продуктивного пласта III.
Мощность девонских отложений составляет от 387 м на северо-западной переклинали месторождения (скв. 1-Изъельская) до 502 м (скв.16-Тиманская) в его юго-восточной части.
Тиманский горизонт (D3 tm)
Тиманский горизонт имеет повсеместное распространение по площади, выделяется в объеме нижне- и верхнетиманской подсвит. В его строении преобладают серые аргиллиты, алевритистые или известковистые, с редкими тонкими прослоями известняков. Для тиманского горизонта характерны пласты песчаниково-алевролитового состава, к которым приурочены продуктивные пласты (снизу-вверх) II+Б, А и I. Индексация пластов соответствует принятой на близлежащих Ярегском и Нижнечутинском месторождениях. Объединение пластов II и Б обусловлено крайней невыдержанностью по толщине и прости ранию нижнего пласта Б, вследствие чего он часто объединяется с пластом II и рассматривается как единый пласт.
пласт II+Б -залегает в основании тиманского горизонта, трансгрессивно перекрывает метаморфические сланцы фундамента. Распространение пласта на площади невыдержанно: в юго-восточной части пласт отмечен в скважинах 4-Изъельская и 16-Тиманская и отсутствует в скв.1-Изъельская.
В скв.16-Тиманская отложения пласта представлены алевролитами серыми, глинистыми, с прослойками хлоритовых глин и разнозернистых кварцевых песчаников серого и бурого цвета с растительными остатками на известковистом цементе.
Пласт А разделяет тиманскую свиту на две подсвиты - нижнетиманскую и верхнетиманскую. Прослои продуктивных песчаников-коллекторов приурочены к кровле нижней части. На Изъель-Петровском месторождении пласт керном не освещен, поэтому характеристика пласта дается по близлежащему Нижнечутинскому месторождению.
пласт А представляет собой неравномерное, участками тонкое горизонтально-волнистое, переслаивание песчаника коричневато-серого и коричневого, кварцевого, тонкозернистого, неравномерно алевритистого, известковистого, пропитанного нефтью; алевролита коричневато-серого, известковистого, слабо пористого, слабо пропитанного нефтью и аргиллита серого, плотного, с редкими зеркалами скольжения. Отмечаются трещины вертикальные и под Ð60-80° к горизонтали.
Для пласта А обычна известковистость (до 20 % и более), доля песчаников и его ассоциаций достигает 77 %. По керну породы-коллекторы представлены чистыми песчаниками (27 %), песчаниками алевролитовыми (18 %), алеврито-глинистыми песчаниками (31 %) и алевролитами (6 %).
Пласт I завершает разрез тиманских отложений и представляет собой тонко-волнисто-линзовидно-слоистое переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов.
Песчаники в разной степени алевритистые серые и коричневато-серые, прослоями коричневые, кварцевые, глинистые, неравномерно известковистые (участками сильно известковистые), тонкозернистые, с примесью мелко- и, редко, среднезернистого, участками плотные, средней крепости и крепкие, пористые, местами слабопористые, вертикально-трещиноватые. Отмечаются тонкие прослойки (1-2 мм) аргиллита темно-серого и включения алевролита темно-серого, слюдистого в виде линз неправильной формы. Нефтенасыщенность по керну неравномерная.
наблюдаются тонкие прослои известняка коричневого, плотного, от скрыто- до мелкокристаллического, пропитанного нефтью, с включением фауны.
Алевролит от серого до бурого, участками серый, слюдистый, местами слабо известковистый, глинистый, плитчатый, плотный, средней крепости, вертикально-трещиноватый, волнисто-линзовиднослоистый за счет тонкого переслаивания с аргиллитом серым и песчаником коричневым, кварцевым, тонкозернистым, слабо пропитанным нефтью.
Аргиллит темно-серый, зеленовато-серый до бурого (толщина прослоек от 3 до 30 см), алевритистый, слабо слюдистый, плотный, средней крепости, плитчатый, участками тонкослоистый и неяснослоистый, с прослоями и линзовидными включениями алевролита плотного, крепкого, слабо слюдистого, глинистого.
Общая мощность I пласта достаточно выдержана и составляет по скважинам от 48 до 52 м и согласуется с толщинами на Нижнечутинском месторождении.
Саргаевский горизонт (D3 sr)
Завершает разрез поддоманиковой части франского яруса саргаевский горизонт, выделяемый в объеме устьярегской свиты. В саргаевском горизонте, в отличие от тиманского, исчезают пестроцветные прослои, характерны зеленовато-серые окраски, больше доля прослоев известняков с остатками морских ископаемых организмов.
Выше преобладают глины с прослоями известняков. Общие толщины горизонта составляют 41-44 м.
Доманиковый горизонт представлен переслаиванием темно- серых и черных, часто окремненных, битуминозных известняков, мергелей и, в меньшей степени, глин. Подошва горизонта является маркирующим геофизическим, а сам горизонт - важным литологическим репером на большей части территории провинции. Толщина горизонта выдержана по скважинам и составляет 30 м.
ветлосянские отложения представлены мощной толщей карбонатно-глинистых пород.
Нижняя часть толщи мощностью около 80 м представлена глинами темно-серыми, алевритистыми с линзами и прослоями серых тонко-мелкозернистых песчаников. Толща содержит конкреции буроватых сидеритов.
Выше залегает пачка известняков толщиной около 25 м. Известняк серый, участками бурый, глинистый, брекчиевидный.
Завершает разрез ветлосянских отложений пачка глинистых отложений мощностью около 90 м. Глины зеленовато-серые, реже темно-серые, известковистые, алевритовые, участками алевритовые с линзами буровато-желтого сидерита.
сирачойские образования представлены глинами, преимущественно развитыми в нижней части разреза, и известняками.
Глины зеленовато-серые известковистые, слюдистые, алевритистые, тонкоплитчатые, с линзами зеленовато-серого водораслевого известняка с алевритовой примесью, с конкрециями сидерита. Мощность глинистых образований порядка 20-30 м.
Выше залегают преимущественно карбонатные отложения, представленные переслаиванием мергелистых известняков с мергелями, которые, в свою очередь, перекрываются чистыми известняками светло-серыми, белыми. Эти отложения хорошо изучены на близлежащем месторождении химически чистых известняков (месторождение Бельгоп-II). Вскрытая мощность сирачойских образований в скважине 16-Тиманская составляет 70 м.
Завершает разрез осадочного чехла четвертичные образования мощностью до 10-20 м, представленные суглинками, песками и глинами.
Тектоника
В тектоническом плане Изъельская структура находится на северо-восточном склоне Ухта-Ижемского вала, структуры 2 порядка, осложняющей северо-восточный склон Южного Тимана (рис.2).
Рис.2. Выкопировка из карты тектонического и нефтегазогеологического районирования ТПП. Масштаб 1:750000
Согласно “Карте тектонического и нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции” (ТП НИЦ, 1999 г.) Ухта-Ижемский вал охватывает большую часть площади складчато-глыбового Тиманского сооружения. Вал ограничен на юго-западе Западно-Тиманским региональным глубинным разломом, на северо-востоке - граничным разломом, отделяющим Тиман от Ижма-Печорской синеклизы и представляет собой сложно-построенную асимметричную структуру в отложениях среднего и верхнего палеозоя.
Ухта-Ижемский вал четко выражен и в рельефе кровли фундамента, разбитого многочисленными тектоническими нарушениями различной амплитуды, частично прослеживающимися в нижних горизонтах осадочного чехла. Простирание структуры северо-западное, размеры около 280×10-50 км, амплитуда по кровле фундамента не менее 300 м.
Изъельская приразломная структура подготовлена к поисковому бурению по ОГ: IIId (D3dm), IIIf1-2 (D3f1-2), IIItm1 (D3tm1-II пл.), VI (PR2). Чибью-Крохальский региональный сброс является её юго-западным ограничением, северным и южным ограничениями являются тектонические нарушения (сколы), примыкающие с юга и секущие на севере структурообразующий региональный сброс. Структурные планы отложений осадочного чехла в целом унаследованы от поверхности фундамента.
Изъельская структура находится в одной тектонической зоне с Восточно-Крохальской структурой и Чибьюским месторождением. При этом, Чибьюское месторождение легкой нефти, как и Изъельская структура находится гипсометрически ниже Восточно-Крохальской структуры примерно на 90-100 м.
Вверх по разрезу структура незначительно выполаживается. Перспективная площадь по ОГ IIIf1-2 и IIItm1 составляет - 15 кв. км, по ОГ VI -18, а по ОГ IIId - 13 кв. км.
Отражающий горизонт IIIf1-2 (D3f1-2) отождествляется с проницаемой поверхностью пласта I, залегающего в кровле тиманского горизонта, с которым связаны запасы углеводородов на Изъель-Петровском месторождении. Горизонт хорошо выражен и характеризует строение залежи в пласте I. Антиклинальная линейная складка северо-западного простирания в пределах замкнутой изогипсы минус 185 м имеет размеры 13,8×0,7÷2,1 км и амплитуду 55 м. Наиболее приподнятая часть структуры (выше минус 130 м) расположена на юге площади. Северо-восточное крыло складки крутое (около 2°), юго-западное крыло оборвано тектоническим нарушением.
Исходя из морфологических особенностей структуры, выявленный тип ловушки - антиклинальный, тектонически-экранированный.
Характеристика залежей углеводородов
Нижняя залежь
Залежь открыта поисково-оценочной скважиной 1-Изъельская в 2005 г., где при испытании в колонне интервалов 380,4-381,7; 376,9-378,5 и 368,0-370,6 м были получены притоки газа дебитом от 2,89 до 6,3 тыс.м3/сут, приуроченные к тиманским отложениям верхнего девона. скважиной вскрыта предположительно газовая шапка, продуктивными отложениями являются песчаники в нижней части I пласта.
В скважине 4-Изъельская отложения нижней залежи опробованием не изучены, характер насыщения коллекторов нефтью не доказан, но предполагается, в связи с отсутствием газа в вышележащем продуктивном объекте.
Продуктивные отложения залегают на глубинах 368-409 м.
Залежь нефти с газовой шапкой, приуроченная к подошве терригенных отложений I пласта, на данной стадии изученности представляется пластовой, сводовой, тектонически экранированной, имеет размеры 11,75÷13,8 × 0,7÷2,1 км, амплитуду 57 м. Газонефтяной контакт для газовой шапки в пласте I определен на отметке минус 205 м – среднее значение абсолютных отметок подошвы (скв. 1-Изъельская, а.о.-203,6 м) и кровли (скв. 4-Изъельская, а.о.-206,0 м) продуктивных по ГИС коллекторов нижней залежи. Водонефтяной контакт залежи опробованием не установлен. Подошва нижнего нефтенасыщенного коллектора в скважине 4-Изъельская находится на глубине 409 м, в связи с чем уровень подсчета принят на отметке минус 225 м.
Пласт-коллектор представлен алевритистыми песчаниками порового типа пористостью по 5 образцам керна 20,9-21,5 %, и проницаемостью от 2,24×10-3 до 7,111×10-3 мкм2. Коэффициенты пористости коллекторов по ГИС определены по НГК и ННК-Т (табл. 5.4). Диапазон изменения пористости соответствует: по НГК –21,1-21,8 % (средневзвешенное по эффективной толщине значение – 21,2-21,7 %), по ННК-Т – 19,5-20,8 % средневзвешенное по эффективной толщине значение – 19,7-20,3 %).
Коллекторы, выделенные по комплексу ГИС, в скважине 1-Изъельская составили 4,4 м и 4,0 м в скв.4-Изъельская. Эффективные толщины отдельных пропластков меняются от 0,6 до 2,0 м.
Покрышкой залежи служат глинистые отложения, разделяющие верхнюю и нижнюю залежь, мощностью 20-25 м.
Верхняя залежь
Залежь открыта в 2006 году поисково-оценочной скважиной 4-Изъельская, расположенной в юго-восточной части структуры на расстоянии 7,8 км от скв.1-Изъельская и в 670 м к западу от скв.16-Тиманская, при испытании в колонне интервала 366,0-369,0 м был получен приток нефти с тех.водой дебитом 4,35 м3/сут. Продуктивными отложениями являются песчаники верхней части I пласта.
В скважине 1-Изъельская отложения залежи опробованием не изучены.
Продуктивные отложения залегают на глубинах 334-369 м.
Залежь нефти, приуроченная к кровле терригенных отложений I пласта, на данной стадии изученности представляется пластовой, сводовой, тектонически экранированной, имеет размеры 12,7 × 0,8÷2,0 км, максимальная высота залежи 52 м. Водонефтяной контакт залежи принят на отметке минус 187 м – среднее значение отметок подошвы нефтенасыщенного коллектора в скв.4-Изъельская (-185 м), и кровли водонасыщенного коллектора в скважине 16-Тиманская (-189,7 м). В этих скважинах характер насыщения коллекторов доказан опробованием.
Пласт-коллектор представлен алевритистыми песчаниками порового типа. Эффективные толщины пропластков, выделенные по ГИС, составляют 0,6-2,6 м при суммарной эффективной толщине коллекторов по скважинам от 3,2-4,0 м (табл. 5.2). Коэффициенты пористости коллекторов определены по НГК и ННК-Т (табл. 5.4) и составляют: по НГК –21,1-21,8 % (средневзвешенное по эффективной толщине значение – 21,2-21,7 %), по ННК-Т – 19,5-20,8 % средневзвешенное по эффективной толщине значение – 19,7-20,3 %).
Покрышкой являются саргаевские отложения верхнего девона мощностью около 40-50 м.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти и газа Изъель-Петровского месторождения (по состоянию на 01.05.2006 г.). Договор № 02/01. Титаренко В.Н., Вагина Т.И., Полякова Л.Ф., и др. 2006
Следующее Месторождение: Кондрашевское