Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1985
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 7.39 км²
Николаевское месторождение
Николаевское месторождение расположено в центральной части Удмуртии на территории Якшур-Бодьинского района, в 42 км к северу от г. Ижевск. Недропользователем месторождения является АО «Уральская нефть» (лицензии ИЖВ 01965НЭ и ИЖВ 01966НЭ выданы 27.10.2016 г. сроком до 20.10.2037 г).
Месторождение открыто в 1985 г. Девонская залежь введена в пробную эксплуатацию в 1990 г. Пробная эксплуатация верейской залежи осуществлялась с 1974 г. скважиной 408, которая до 1993 г. числилась в фонде Чутырско-Киенгопского месторождения.
В промышленную разработку месторождение введено в 1992 г. согласно «Технологической схеме разработки Николаевского месторождения», составленной «УдмуртНИПИнефть» (протокол ЦКР №1477 от 22.07.1992 г).
Промышленно нефтеносными на месторождении являются отложения верейского горизонта среднего карбона (пласты В-II, В-IIIа) и тиманского горизонта верхнего девона (пласт Д0).
В тектоническом отношении территория месторождения располагается в западной части Верхнекамской впадины, в пределах Воткинской седловины Кезско-Сарапульской погруженной зоны Калтасинского авлакогена.
Николаевское месторождение расположено в центральной части Удмуртии на территории Якшур-Бодьинского района, в 42 км к северу от г. Ижевск (Рис. 1). Ближайшим месторождением является Чутырско-Киенгопское месторождение. В 8 км восточнее проходит магистральный нефтепровод Ножовка-Киенгоп-Набережные Челны. По территории Чутырско-Киенгопского месторождения проходит шоссейная дорога I класса, соединяющая г. Ижевск, п. Игру и г. Глазов. Ближайшая железная дорога, соединяющая две крупные железнодорожные станции Ижевск и Балезино, проходит в 25 км западнее месторождения.
Нерудные полезные ископаемые на территории района представлены кирпичными глинами (п. Игра), гравием и торфом. В незначительном количестве встречаются известняки, пригодные для известкования кислых почв.
Рис. 1.– Обзорная схема района работ
Литолого-стратиграфическая характеристика района
Геологический разрез в пределах месторождения вскрыт до глубины 2144 м в скв. 733Р и представлен отложениями девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Стратиграфическое расчленение разреза проведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой Волго-Уральской нефтегазоносной провинции от 2002 г. и 2005 г. (по пермской системе). В целом геологический разрез месторождения является типичным для северных районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Сводный геологический разрез представлен в полном объеме на рис. 2.
Девонская система, D
На месторождении вскрыты отложения среднего (живетский ярус) и верхнего отделов девонской системы.
Средний отдел, D2
Живетский ярус D2g. Эти отложения вскрыты девятью скважинами и представлены темно-серыми с зеленоватым оттенком аргиллитами и алевролитами, а также светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, массивными песчаниками. Максимальная вскрытая толщина составляет 48 м (скв. 733).
Верхний отдел, D3
Представлен отложениями франского и фаменского ярусов.
Франский ярус D3fr включает в себя пашийский, тиманский, саргаевский, доманиковый, мендымский, воронежский, евлановский и ливенский горизонты.
Отложения пашийского горизонта представлены преимущественно светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками с редкими прослоями алевролитов. Толщина горизонта составляет от 10 м (скв. 2213) до 21 м (скв. 2211).
Отложения тиманского горизонта представлены светло-серыми кварцевыми мелкозернистыми песчаниками, темно-серыми разнозернистыми алевролитами, темно-серыми с зеленоватым оттенком аргиллитами. В верхней части горизонта находятся темно-серые, органогенные, глинистые известняки толщиной от одного до нескольких метров. В отложениях тиманского горизонта выделяются нефтенасыщенные пласты Д0 и Д0', коллекторы пластов сложены песчаниками и алевролитами. Нефтенасыщенность пласта Д0 распространена повсеместно, залежь пласта имеет промышленное значение.
Рис.2.– Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения
Пласт Д0' характеризуется спорадическим нефтенасыщением, его запасы утверждены совместно с пластом Д0. Толщина отложений тиманского горизонта изменяется от 20 м (скв. 734) до 26 м (скв. 779).
Отложения саргаевского горизонта представлены коричневато-серыми, микрозернистыми, плотными известняками. Толщина отложений горизонта изменяется от 5 м (скв. 2214) до 7 м (скв. 2201).
Отложения доманикового горизонта представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными известняками с прослоями черных, битуминозных сланцев. Толщина отложений горизонта выдержана: 19-20 м.
Отложения мендымского горизонта представлены коричневато-серыми, микротонкозернистыми, плотными известняками с прослоями битуминозных сланцев. Толщина отложений горизонта изменяется от 38 м (скв. 2204) до 49 м (скв. 2211).
Выше по разрезу залегают отложения нерасчленённых воронежского, евлановского, ливенского горизонтов. Литологически это известняки серые, темно-серые, органогенные, микрозернистые, плотные и пористые. Толщина отложений изменяется от 32 м (скв. 2211) до 42 м (скв. 2208).
Фаменский ярус D3fm включает в себя нерасчлененные липецкий и орловский надгоризонты, а также заволжский надгоризонт.
Отложения липецкого и орловского надгоризонтов представлены известняками серыми, темно-серыми, органогенными микротонкозернистыми, плотными. Толщина этих отложений изменяется от 47 м (скв. 733) до 72 м (скв. 2201).
Отложения заволжского надгоризонта по литологическому признаку и толщине делятся на два типа разреза: склоновый (скв. 734, 2205, 2208, 2212, 2207, 779) в северной, северо-восточной частях месторождения, постепенно переходящий в южном направлении во впадинный. Это обусловлено положением Николаевского месторождения в зоне северного борта Камско-Кинельской системы впадин.
Отложения представлены светло-серыми, органогенными, микрозернистыми известняками мощностью от 197 м (скв. 734) до 132 м (скв. 779, 2207) (склоновый тип разреза), постепенно переходящими в известняки темно-серые до черных, микротонкозернистые мощностью от 95 м (скв. 2214) до 55 м (скв. 733) с прослоями черных битуминозных сланцев (впадинный тип разреза).
Каменноугольная система, C
Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами.
Нижний отдел, С1
Представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус С1t включает в себя малевский, упинский и черепетский горизонты. Отложения кизеловского горизонта отсутствуют вследствие регионального предвизейского размыва.
Отложения малевско-упинского
возраста, так же, как и нижележащие заволжские отложения, по литологическому
признаку и толщине делятся на два типа разреза: склоновый и впадинный. В
северной и северо-восточной частях месторождения малевские и упинские отложения
представлены светло-серыми, серыми, органогенными, плотными известняками с
пачкой аргиллита в нижней части отложений (склоновый тип разреза). Общая
мощность этого типа отложений изменяется от 67 м (скв. 734) до 151 м (скв.
779). В южном направлении мощность отложений постепенно увеличивается от 194 м
(скв. 2204) до 236 м (скв. 733) (впадинный тип разреза) за счет терригенных
отложений, представленных пачками темно-серых известковистых аргиллитов,
темно-серых алевролитов и светло-серых, мелкозернистых, кварцевых, массивных
песчаников, накапливавшихся в нижней части разреза.
Отложения черепетского горизонта представлены переслаиванием темно-серых плитчатых аргиллитов и серых, органогенных, плотных известняков. Толщина этих отложений изменяется от 20 м (скв. 408) до 31 м (скв. 779).
Визейский ярус C1v включает в себя кожимский и окский надгоризонты.
Кожимский надгоризонт представлен в объеме только бобриковского горизонта, отложения косьвинского и радаевского горизонтов отсутствуют вследствие упомянутого выше регионального предвизейского размыва.
Отложения бобриковского горизонта
представлены светло-серыми, кварцевыми, средне-мелкозернистыми, массивными
песчаниками; темно-серыми, глинистыми алевролитами и темно-серыми аргиллитами.
Толщина отложений изменяется от 12 м
(скв. 2216) до 27 м (скв. 733).
Окский надгоризонт включает в себя тульский, алексинский и нерасчлененные михайловский и веневский горизонты.
Отложения тульского горизонта представлены светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, массивными песчаниками; темно-серыми, глинистыми алевролитами; темно-серыми аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 18 м (скв. 408) до 29 м (скв. 2204).
Вышележащие отложения окского
надгоризонта представлены серыми, темно-серыми с коричневатым оттенком,
тонкозернистыми, неравномерно-кавернозно-пористыми доломитами. Лишь в основании
алексинского горизонта присутствуют зеленовато-серые, кварцевые, мелкозернистые,
массивные песчаники мощностью до нескольких метров. Толщина отложений окского
надгоризонта изменяется от 93 м
(скв. 829) до 108 м (скв. 2218).
Серпуховский ярус C1s не разбивается на более мелкие стратиграфические единицы. Отложения яруса представлены светло-серыми, почти белыми, органогенными, реже микрозернистыми, плотными и пористыми известняками, с включениями ангидрита.
Толщина отложений изменяется от 68 м (скв. 829) до 94 м (скв. 2208).
Средний карбон, С2
В разрезе среднего карбона выделяются отложения башкирского и московского ярусов.
Отложения башкирского яруса C2b представлены светло-серыми и коричневато-серыми, органогенными, плотными и пористыми известняками. Толщина отложений башкирского яруса изменяется от 56 м (скв. 2213) до 71 м (скв. 829).
Московский ярус C2m включает в себя верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Отложения верейского горизонта представлены переслаиванием известняков и аргиллитов, с прослоями доломитов в нижней части. Известняки серые, тёмно-серые, органогенные, плотные и пористые. Доломиты серые, зеленовато-серые, микротонкозернистые, плотные. Аргиллиты тёмно-серые, известковистые. В отложениях верейского горизонта выделяются нефтенасыщенные пласты В-II, В-IIIа и В-IIIб, коллекторы пластов сложены пористыми известняками. Нефтенасыщенность пластов В-II и В-IIIа прослеживается по площади повсеместно, нефтяные залежи пластов имеют промышленное значение. Пласт В-IIIб характеризуется спорадическим нефтенасыщением, его запасы утверждены совместно с пластом В-IIIа.
Толщина отложений верейского горизонта изменяется от 51 м (скв. 2265) до 56 м (скв. 2228).
Отложения каширского горизонта представлены известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые, серые, коричневато-серые, органогенные, плотные и пористые, неравномерно доломитизированные. Доломиты серые, коричневато-серые, микротонкозернистые, с реликтовой органогенной структурой.
Толщина отложений каширского горизонта изменяется от 74 м (скв. 2286) до 83 м (скв. 2240).
Отложения подольского и мячковского горизонтов представлены переслаиванием известняков и доломитов. Известняки серые, коричневато-серые, органогенные, плотные и пористые. Доломиты серые, коричневато-серые, тонко-мелкозернистые, плотные и пористые.
Толщина отложений подольского горизонта изменяется от 38 м (скв. 2211) до 44 м (скв. 49-ГС), мячковского горизонта – от 73 м (скв. 2264) до 84 м (скв. 2256).
Верхний отдел, С3
Верхний отдел включает в себя касимовский и гжельский ярусы. Отложения представлены переслаиванием известняков и доломитов. Известняки светло-серые, серые, органогенные, плотные и пористые. Доломиты серые, коричневато-серые, мелкотонкозернистые, плотные и пористые. Отмечаются включения гипса и ангидрита.
Толщина отложений верхнего отдела каменноугольной системы изменяется от 204 м (скв. 2271) до 221 м (скв. 733).
Пермская система, P
Нижний P1 + средний P2 + верхний P3 отделы
Расчленение отложений пермской системы по отделам не выполнено.
Нижний отдел представлен ассельским, сакмарским, артинским, кунгурским и уфимским ярусами.
Отложения ассельского яруса P1as представлены доломитами и известняками коричневато-серыми, тонкозернистыми, с реликтовой органогенной структурой, с включениями ангидрита и гипса. Толщина отложений ассельского яруса составляет 45-81 м.
Сакмарский ярус P1sk представлен стерлитамакским и тастубским горизонтами. Стерлитамакский горизонт сложен известняками с включениями ангидритов и гипсов. Тастубский горизонт представлен доломитами с прослоями гипсов и ангидритов. Толщина отложений сакмарского яруса составляет 106-130 м.
Артинский P1ar и кунгурский P1kg ярусы сложены доломитами и ангидритами с прослоями гипсов и ангидритов. Толщина отложений составляет 20-70 м.
Отложения уфимского P1uf яруса представлены чередующимися песчаниками буровато-серыми и красновато-коричневыми, мелкозернистыми, известковистыми с аргиллитами буровато-коричневыми, буровато-серыми, реже красновато-коричневыми.
Средний отдел включает в себя казанский P2kz и уржумский P2ur ярусы.
Верхний отдел представлен северодвинским P3sd и вятским P3vt ярусами. Отложения среднего и верхнего отделов сложены переслаиванием пестроцветных аргиллитов, алевролитов, песчаников, с прослоями конгломератов, мергелей, глинистых известняков. Толщина отложений уфимского яруса, среднего и верхнего отдела пермской системы изменяется от 540 до 584 м.
Четвертичная система, Q
Четвертичная система представлена глинами супесями, суглинками с прослоями песков, галечников и гравия. Толщина отложений составляет 0-20 м.
Тектоника
В тектоническом отношении территория месторождения располагается в западной части Верхнекамской впадины, в пределах Воткинской седловины Кезско-Сарапульской погруженной зоны Калтасинского авлакогена (рис. 3). Глубина залегания фундамента в этом районе порядка 5 км. Глубоким бурением фундамент в пределах месторождения не вскрыт. По данным гравиразведочных работ кристаллический фундамент в этой области разбит тектоническими нарушениями северо-западного и северо-восточного направлений. Нарушения преимущественно сбросового типа, в связи с чем рельеф фундамента образует ступенчатые формы с постепенным погружением в северо-восточном и юго-восточном направлениях. В западном направлении отмечается ступенчатый региональный подъем поверхности фундамента.
В районе Николаевского месторождения, как и в пределах всей Удмуртской Республики, выделяется два структурно-тектонических комплекса: комплекс кристаллического фундамента и комплекс осадочного чехла.
В пределах комплекса осадочного чехла на месторождении выделяются рифейский, вендский и палеозойский структурные этажи.
Николаевская структура является структурно-тектоническим элементом III порядка, осложняющим Киенгопский вал. Генезис структуры тектоно-седиментационный. Седиментационные процессы, происходившие в верхнефранско-турнейское время повлияли на морфологию выделяемых структур в нижнекаменноугольных и среднекаменноугольных отложениях.
По кровле пласта Д0 тиманского горизонта Николаевская структура представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, осложненную мелкими куполообразными поднятиями. Размеры структуры по замкнутой изогипсе -1880 м составляют 2,6×1,3 км, амплитуда структуры 18 м.
По кровле пласта В-II верейского горизонта Николаевская структура также представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, но больших размеров и осложненную мелкими куполообразными поднятиями, связанными с органогенными постройками. Размеры структуры составляют 3,1×1,6 км по замкнутой изогипсе -1055 м, амплитуда структуры 15 м.
Рис. 3 – Тектоническая схема района Николаевского месторождения
Общие сведения о нефтеносности
Кроме того, в пределах месторождения установлена нефтенасыщенность пласта В-IIIб в 11 скважинах и пласта Д0' – в 3 скважинах.
Залежи пластов В-IIIб и Д0', имеющие линзовидное строение, не являлись в подсчете запасов самостоятельными подсчетными объектами, их нефтенасыщенные толщины включены в объем нефтенасыщенных пород пластов В-IIIа и Д0 соответственно.
Продуктивные пласты B-II, B-IIIа и B-IIIб верейского горизонта представлены органогенными известняками, фораминиферовыми, детритовыми, водорослево- фораминиферовыми, а также раковинными известковыми песчаниками. Состав и тип цемента: перекристаллизованный кальцит, неполнопоровый, поровый. Характер пористого пространства: поры вторичные катагенетического выщелачивания цемента и органогенных остатков. Литологическими покрышками для формирования трех залежей пласта верейского горизонта служат пачки аргиллитов известковистых и непроницаемых известняков.
Продуктивный пласт Д0 тиманского горизонта сложен песчаниками кварцевыми, мелкозернистыми. Поровое пространство представлено межзерновыми порами. Надежной литологической покрышкой для залежи пласта служат непроницаемые известняки франско-фаменского возраста.
Пласты-коллекторы в отложениях среднего карбона и верхнего девона выделяются по прямым качественным признакам проникновения фильтрата промывочной жидкости. Границы пластов – коллекторов определялись по данным методов МК, МКВ, РК, ПС.
Нефтяная залежь пласта В-II
Размеры залежи составляют 4,1×3,3 км. ВНК принят на абс. отметках -1067 м (северная и западная границы) и -1066 м (южная и восточная границы), подтверждением служат результаты опробования скв. 2263, 2290, 2256. Высота залежи составляет 26,9 м.
В целом, эффективная часть пласта развита повсеместно, характеризуется довольно высокой послойной и зональной неоднородностью. Нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах 0,8-3,4 м, составляя в среднем 2,1 м. Средний коэффициент пористости равен 0,17. Коэффициент начальной нефтенасыщенности изменяется от 0,49 до 0,90, в среднем составляя 0,76. Пласт характеризуется низкими добывными возможностями, при раздельном опробовании скв. 272, 733, 734, 779, 829, 2224, 2230, 2231, 2237, 2238, 2240, 2248, 2249, 2256, 2263, 2269,2274 начальные дебиты эксплуатации составляли 0,1-4,0 т/сут.
Нефтяная залежь пласта В-IIIа
Размеры залежи составляют 4,6×3,3 км. ВНК принят на абс. отметке -1074 м (скв. 2291). Тип залежи – пластовая сводовая, литологически экранированная. Высота залежи составляет 24,1 м.
В целом, эффективная часть пласта В-IIIа по сравнению с пластом В-II еще более неоднородна, имеются зоны замещения коллекторов плотными породами. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,6 м до 3,2 м, составляя в среднем 1,3 м. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется от 0,36 до 0,86, в среднем составляя 0,70.
Пласт В-IIIа раздельно эксплуатировался в скв. 2275, с начальным дебитом нефти 0,7 т/сут, но, сравнивая дебиты пластов В-IIIа и В-II на стадии разведки, которые изменяются в пределах 1,02-8,40 м3/сут и 0,07-15,80 м3/сут соответственно, а также, учитывая все вышеизложенное, можно сказать о его более низких потенциальных добывных возможностях по сравнению с пластом В-II.
Нефтяная залежь пласта Д0
Пласт Д0 сложен песчаниками, реже алевролитами, залегает в средней части терригенных отложений кыновского горизонта. Эффективная часть пласта расчленена на пропластки, количество их колеблется в разных скважинах, составляя от единицы до пяти.
Залежь пласта Д0 контролируется брахиантиклинальной структурой асимметричной формы и представляет собой изолированный резервуар. Тип залежи - пластовая сводовая, размеры ее составляют 2,1×1,8 км.
По подсчету запасов нефти ВНК был принят условно на абс. отметке -1880,5 м по подошве нефтяного пласта в скв. 779, из которого был получен приток безводной нефти. На стадии эксплуатации по материалам ГИС и данным опробования (скв. 2201) ВНК по залежи подтвердился на ранее принятой отметке -1880 м.
Эффективная часть пласта зонально выдержана, нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 3,6 м. Нефтенасыщенность изменяется от 0,55 до 0,78, составляя в среднем 0,73.
Пласт характеризуется хорошими добывными возможностями, дебиты нефти на начало эксплуатации достигли 13,2-20,0 т/сут (скв. 2207, 779), однако, из-за небольших размеров залежи и большой водонефтяной зоны практически все скважины обводнились с первого месяца эксплуатации.
Источник:Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа Николаевского нефтяного месторождения Удмуртской республики по состоянию на 01.01.2020 г. Договор № Д003113180000 от 22.11.2018 г.Григорьева М.П., Садыкова Э.Р., Султанов В.И., и др. 2019
Следующее Месторождение: Никоновское