Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1986
Источник информации: ПП_2017г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 38.14 км²
Новоселкинское месторождение
Новоселкинское месторождение расположено на территории Каракулинского района Удмуртской Республики, в 41 км южнее г. Сарапула и в 10 км севернее от районного центра Каракулино.
Через месторождение с юга на север проходит автомобильная дорога с твердым покрытием Каракулино-Сарапул. Восточнее расположены разрабатываемые Кырыкмасское и Ломовское месторождения нефти.
В орогидрографическом отношении месторождение приурочено к водоразделу рек Кама (в ее среднем течении) и Кырыкмас, выделяемому как центральная часть Сарапульской возвышенности с наивысшей абсолютной отметкой +197,2 м, и представляющую собой всхолмленную поверхность, расчлененную долинами речек и ручьев. Вся местность понижается на юг к долине р. Кама до отметок +58,5 м в ее пойме. Отметка уреза воды р.Оска характеризуется значениями +117 - +118,8 м.
Рис.1 Схема изученности современной сейсморазведкой, поисково-разведочным и структурно-параметрическим бурением
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
На Новоселкинском месторождении глубокими скважинами вскрыты отложения турнейского яруса нижнего карбона. Более глубинное строение геологического разреза изучено на примере скв.7 Кырыкмасская (глубина 2039 м), где вскрыты осадочные образования рифейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Породы кристаллического фундамента залегают, по данным сейсморазведки, на глубине 3-4 км.
Стратиграфическое разделение вскрытого геологического разреза отложений приводится в соответствии с "Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы", 2002, 2005 гг. Использовались микропалеонтологические исследования, выполненные в Комплексной тематической экспедиции (скв. 976, 1540, 1547), палинологические исследования, выполненные в Камском отделением ВНИГНИ (скв.1534, 3058), а также макроскопическое описание керна и материалы межскважинной корреляции маркирующих границ с соседними изученными месторождениями, выполненные в Комплексной тематической экспедиции ОАО “Удмуртгеология” и Камском отделении ВНИГНИ.
Индексация пластов в данной работе приводится согласно общепринятой в пределах Удмуртской Республики.
В настоящем отчете скорректирован индекс пласта С1-VIII косьвинского горизонта кожимского надгоризонта визейского яруса нижнего карбона. На этапе поисково-разведочных работ, после открытия в 1986 г. данной залежи, пласт индексировался как С1-VII радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. В 1999 г. ОАО «Удмуртгеология» была выдана лицензия ИЖВ 00437 НЭ на право пользования недрами с целью добычи нефти и растворенного газа из визейских отложений (пласты С1-II-V, С1-VII) на Северном участке Новоселкинского месторождения, ОАО «Белкамнефть» – на Южном участке (ИЖВ 00438 НЭ). При подсчете запасов 2001 г. на основании палинологических исследований, в нижней части визейского яруса был выделен косьвинский горизонт, к которому приурочен вышеназванный нефтенасыщенный пласт. В связи с этим, авторами подсчета 2001 г. пласт С1-VII радаевского горизонта был индексирован как С1-VIII косьвинского горизонта. В настоящем подсчете индекс пласта приведен в соответствие с лицензионными соглашениями и индексируется как С1-VIIкосьвинского горизонта кожимского надгоризонта. Кожимский надгоризонт в современной стратификации включает косьвинский (бывший елховский), радаевский и бобриковский горизонты. Таким образом, противоречий, в стратификации и местоположении пласта нет. Пласт С1-VIII (подсчет запасов 2001 г.) соответствует пласту С1-VII в настоящем пересчете запасов (2012 г.)
Сводный геологический разрез представлен в Граф.1, папка 1. В качестве опорного разреза использованы материалы скв. 7, расположенной непосредственной близости от Новоселкинского месторождения, в которой представлен наиболее полный комплекс ГИС.
ПРОТЕРОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА
Протерозойские отложения осадочного чехла представлены породами рифея и венда, вскрыты скв. 1, 4, 7 Кырыкмасской площади, расположенными за пределами лицензионных участков, но в контуре работ МОГТ 3Д. Рифейские отложения представлены доломитами. Максимально вскрытая толщина их составляет 31 м.
Вендские отложения незначительной толщины (2-4 м) с резким стратиграфическим несогласием перекрывают отложения рифея. Представлены они отложениями кыквинской свиты, состоящей из конгломератов, гравелитов, песчаников, аргиллитов, алевролитов.
ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА
Представлена отложениями девонской, каменноугольной, пермской, четвертичной систем, составляющими палеозойский структурный этаж комплекса осадочного чехла.
ДЕВОНСКАЯ СИСТЕМА (D)
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (D2)
Терригенные породы среднедевонского возраста залегают на денудированной поверхности рифейско-вендских отложений.
Средний отдел девонской системы представляют породы эйфельского и живетского яруса.
Эйфельский ярус(D2ef) представлен терригенно-карбонатными отложениями, толщина их по скважинам ориентировочно составляет 7-13 м.
Живетский ярус(D2g) представлен отложениями старооскольского надгоризонта и сложен преимущественно песчаниками, а также алевролитами и аргиллитами. Вскрытая толщина составляет 41-56 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ (D3)
Франский ярус(D3f) представлен отложениями пашийского, тиманского, саргаевского, доманикового, мендымского, воронежского, евлановского, ливенского горизонтов.
Отложения пашийского и тиманского горизонтов сложены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина отложений составляет 32-38 м. К кровле тиманских отложений приурочен ОГ III.
Отложения саргаевского горизонта сложены известняками коричневато-серыми, органогенными, плотными. Толщина отложений составляет 9-10 м.
Отложения доманикового и мендымского горизонтов сложены известняками темно-серыми, органогенными, битуминозными. Толщина отложений доманикового горизонта составляет 35 м.
Отложения нерасчлененных воронежского, евлановского, ливенского горизонтов сложены известняками темно-серыми, серыми, органогенными.
Фаменский ярус(D3fm) представлен нерасчлененными отложениями нижнего, среднего подъяруса и заволжским горизонтом верхнего подъяруса. Отложения фаменского яруса сложены преимущественно органогенными известняками с отдельными прослоями доломитов. Толщина отложений заволжского горизонта составляет по скважинам 21,0-29,0 м. Общая толщина карбонатных отложений фаменского яруса, в комплексе с нерасчлененными отложениями верхнефранского подъяруса, по скважинам (1, 4, 7) составляет 100-126 м.
Карбонатные отложения верхнефранско-турнейского возраста подверглись значительному размыву. Максимальная толщина вскрытых отложений по скважинам составляет 358-470м.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
Нижнекаменноугольные отложения представлены: турнейским, визейским и серпуховским ярусами.
Турнейский ярус (C1t)состоит из нижнего и верхнего подъяруса, представлен терригенно-карбонатными и карбонатными отложениями: известняками серыми, темно-серыми, органогенными, пористыми и плотными с прослоями глинисто-битуминозных сланцев.
Нижний подъярус представлен ханинским надгоризонтом, состоящим из малевского и упинского горизонтов. Максимально вскрытая толщина малевско-упинских отложений на площади по скв. 1, 4, 7 составляет 246-270 м.
Верхний – шуриновский надгоризонт представлен отложениями черепетского и кизеловского горизонтов. В разрезе черепетского горизонта выделяется продуктивный пласт, сложенный пористыми органогенными известняками и индексируемый как С1t. Толщина черепетского горизонта на площади работ изменяется от 5 до 38 м. Толщина отложений кизеловского горизонта составляет 7-35 м. Толщина надгоризонта увеличивается с северо-востока на юго-запад.
К кровле карбонатных отложений турнейского яруса приурочен отражающий горизонт IIп.
Визейский ярус (C1v) представлен нижним и верхним подъярусами, Нижний – кожимский надгоризонт представлен в объеме косьвинского, радаевского и бобриковского горизонтов.
Косьвинский горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами.
Песчаники серые, коричневато-серые, мелкозернистые, алевритистые, кварцевые, массивные, с включениями пирита.
Алевролиты темно-серые, разнозернистые, известковистые, с линзовидной слоистостью.
Аргиллиты темно-серые, иногда известковистые.
В толще найдены микроорганизмы, присущие косьвинскому комплексу, а именно споры палинозоны Manilosporavariomarginata – Vallatisporitesgenuinus и Cyclogranisporitesexiguous – P. uncatus [43ф].
В разрезе косьвинского горизонта выделяется продуктивный пласт C1-VII. Пласт сложен песчаниками мелкозернистыми и алевролитами песчанистыми, массивными.
Толщина косьвинских отложений составляет 3-13 м
Радаевский горизонт представлен переслаиванием углей, аргиллитов, алевролитов, песчаников.
Бобриковский горизонт представлен песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослойками черного угля. При этом отмечается, что песчаники преобладают, как составляющая часть разреза.
Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, массивные, а также с линзовидной и пологоволнистой слоистостью, обусловленной изменением гранулометрического состава, нефтенасыщенные.
Алевролиты темно-серые, разнозернистые, с линзовидной слоистостью, текстурами взмучивания, ходами илоедов.
Аргиллиты темно-серые, плитчатые, с включениями пирита.
В разрезе бобриковского горизонта выделяются пласты: C1-V-1, C1-V-2, C1-VI Нефтеносность приурочена к пластам C1-V-1, C1-V-2. Породы, составляющие разделы между продуктивными пластами представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами. Толщина нерасчлененных радаевского и бобриковского горизонтов составляет 32-83м. Максимальные толщины контролируют участки врезов.
Верхний – окский надгоризонт, в подошве, сложен терригенными породами тульского горизонта и сверху нерасчлененными отложениями алексинского, михайловского, веневского горизонтов.
Тульский горизонт литологически разделяется на нижнюю – терригенную и верхнюю – карбонатную пачки. К кровле терригенных отложений тульского горизонта приурочен ОГ II.
Терригенная пачка представлена песчаниками, алевролитами, аргиллитами.
Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, массивные, а также с линзовидной и пологоволнистой слоистостью, обусловленной изменением гранулометрического состава, нефтенасыщенные.
Алевролиты темно-серые, разнозернистые, с линзовидной слоистостью, текстурами взмучивания, ходами илоедов.
Аргиллиты темно-серые, плитчатые, с включениями пирита.
В разрезе тульского горизонта выделяются пласты: C1-II, C1-III, C1-IV, к которым приурочена нефтеносность. Породы, составляющие разделы между продуктивными пластами, представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами. Толщина горизонта составляет 14-39 м. Общая толщина терригенных отложений визейского яруса составляет по площади 53-136 м.
Терригенная толща пород визейского яруса характеризуется литологической неоднородностью и замещением пластов–коллекторов. Толщина визейских терригенных отложений увеличивается в западном, особенно в юго-западном направлении.
Терригенная толща визейского яруса нижнего карбона перекрывается карбонатными отложениями нижнего и среднего карбона визейского, серпуховского и башкирского возраста.
Нерасчлененные карбонатные отложения окского надгоризонта представлены доломитами темно-серыми, мелкозернистыми, участками известковистыми, неравномерно кавернозно-пористыми, с включениями ангидрита. Лишь в основании алексинского горизонта присутствуют песчаники или алевролиты толщиной до нескольких метров.
Общая толщина нерасчлененных карбонатных отложений окского надгоризонта составляет 160-178 м.
Серпуховский ярус (C1s) не разбивается на более мелкие стратиграфические единицы. Отложения яруса представлены известняками и доломитами. Известняки светло-серые, почти белые, органогенные, плотные и пористые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, тонко-мелкозернистые, неравномерно известковистые. Толщина отложений составляет 83-105 м.
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (C2)
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Башкирский ярус (C2b)представлен известняками серыми и светло-серыми, плотными и пористыми, микрокристаллическими, прослоями органогенными. Толщина отложений – 47-64 м. К кровле карбонатных отложений башкирского яруса приурочен ОГ IIб.
Московский ярус (C2m)представлен отложениями верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.
Верейский горизонт. Нижняя граница горизонта проходит по кровле “чистых” башкирских известняков, верхняя – по подошве проницаемого карбонатного пласта, залегающего в основании каширского горизонта. Отложения верейского горизонтапредставлены переслаиванием известняков и аргиллитов. Известняки серые, органогенные, плотные и пористые. Аргиллиты пестроокрашенные, зеленовато-серые, красновато-коричневые, темно-серые, алевритистые, неравномерно известковистые. Нефтеносность или ее признаки приурочены к пластам В-0'', В-0', В-0, В-I и В-II. Сложены эти пласты пористыми органогенно-обломочными известняками, с включениями линзочек песчаника, разделенными глинистыми пачками. Толщина отложений составляет 46-50 м
К кровле теригенно-карбонатных отложений верейского горизонта приурочен отражающий горизонт IIв повсеместно прослеживаемый по площади.
Каширский горизонт представлен известняками, доломитами и в подчиненном количестве песчаниками.
Известняки светло-серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизированные, плотные и пористые.
Доломиты светло-серые, коричневато-серые, микро-тонкозернистые, с реликтовой органогенной структурой, неравномерно известковистые, с включениями ангидрита.
Песчаники серые, мелкозернистые, полимиктовые.
Нефтеносность приурочена к пластам К4' и К4, сложенным, преимущественно, органогенными известняками, а в скв.1538 пласт К4' представлен полимиктовыми песчаниками. Пласт К4 залегает в основании каширского горизонта и характеризуется как каширский репер. Толщина каширского горизонта составляет 60-90м.
Подольский горизонт сложен, преимущественно, известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, прослоями органогенными, плотными и пористыми. Встречаются прослои доломитов. Толщина отложений горизонта – 23-72 м.
Мячковский горизонт представлен частым переслаиванием известняков и доломитов. Известняки серые и светло-серые, кристаллические, прослоями органогенные, иногда доломитизированные, окремнелые, плотные и пористые. Доломиты светло-серые, коричневато-серые, кристаллические, плотные и пористые. Толщина отложений горизонта – 54-107 м.
ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ С3
Верхний отдел представлен чередованием прослоев известняков и доломитов. Известняки светло-серые и коричневато-серые, кристаллические и органогенно-обломочные, доломитизированные. Доломиты темно-серые и коричневато-серые, пелитоморфные и тонкокристаллические. Толщина отложений – 145-224 м.
ПЕРМСКАЯ СИСТЕМА P
НИЖНИЙ P1 + СРЕДНИЙ P2 + ВЕРХНИЙ P3 ОТДЕЛЫ
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 52-81 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 88-135 м.
Артинский P1ar и кунгурский (P1kg) ярусы сложены доломитами и ангидритами с прослоями гипсов и ангидритов. Толщина отложений составляет 62-95 м. К границе раздела отложений артинско-кунгурского и уфимского ярусов нижней перми приурочен отражающий горизонт I. Литологически он приурочен к подошве пачки терригенно-карбонатных отложений соликамского горизонта, залегающей в основании уфимского яруса.
Нерасчлененные 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 P2urярусы.
Верхний отдел представлен северодвинским (P3sd) и вятским (P3vt) ярусами. В нижней части разреза отложения среднего и верхнего отделов представлены чередованием песчаников буровато-серых и красновато-коричневых, мелкозернистых, известковистых с аргиллитами буровато-коричневыми, буровато-серыми, реже красновато-коричневыми, известковистыми. Верхняя часть разреза представлена переслаиванием пестроокрашенных глин, алевролитов, полимиктовых песчаников с прослоями конгломератов, известняков и мергелей.
Толщина терригенных отложений пермской системы изменяется от 310 до 405 м.
Четвертичная система (Q)
Четвертичная система представлена глинами супесями, суглинками с прослоями песков, галечников и гравия. Толщина отложений составляет 10-20 м.
Краткая характеристика продуктивных пластов
Для характеристики строения разреза продуктивных отложений составлены корреляционные схемы сопоставления.
На Новоселкинском месторождении продуктивными являются отложения каширского, верейского горизонтов московского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского, косьвинского горизонтов визейского яруса и турнейского яруса нижнего карбона.
Продуктивные пласты каширского и верейского горизонта
В отложениях каширского горизонта московского яруса среднего карбона продуктивными являются пласты К4', К4.
Пласт К4'Пласт вскрыт только в двух скважинах (1552, 3087), в остальных скважинах пласт отсутствует. Общая толщина пласта в скв.1552, 3087 составляет 1,2-1,3 м.Пласт состоит от одногопроницаемогопрослоя толщиной1,2-1,3 м. В скв.1552 пласт нефтенасыщенный, в скв.3087 – водонасыщенный.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет1,2 м.
Пласт К4. Общая толщина пласта изменяется от 1,4 до 6,5 м.Пласт состоит из одного-двух (скв.1538) проницаемых прослоевтолщиной 0,4-3,4 м. Суммарная эффективная толщина составляет 1,8-6,2 м.
В скв. 1538 пласт нефтенасыщенный, в скв. 1537, 3023, 3024, 3025, 3029 вскрыта нефтеводонасыщенная часть пласта, в 68скважинах пласт водонасыщенный.В скв.974,3026, 3112 характер насыщения отдельных прослоев не ясен.
Эффективная водонасыщенная толщина - от 0,7 до 6,2 м.
Эффективная нефтенасыщеная толщинаизменяется от 0,7 до 3,8 м
ПластВ-0".Общая толщина пласта изменяется от0,4 до 1,6 м.Пласт состоит из одного-двух проницаемыхпрослоев толщиной 0,8-1,6 м. Суммарная эффективная толщинасоставляет0,4-1,6м. В скв. 1538, 1552, 3112 - пласт нефтенасыщенный, водонасыщенный характер насыщения пласта в 49 скважинах. В 25 скважинах отмечается замещение коллектора нанепроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 0,8-1,6 м.
ПластВ-0'.Общая толщина пласта изменяется от 0,3 до 3,3 м.Пласт состоит из одного-двух проницаемыхпрослоевтолщиной 0,6-1,0 м. Суммарная эффективная толщина составляет0,4-1,1 м. В скв.1513, 3040, 3041, 3042, 3043, 3045, 3109, 3206 - пласт нефтенасыщенный.В 40 скважинах - пласт водонасыщенный. В скважинах 1537, 976 - характер насыщения отдельных пропластков неопределен. В 27 скважинах отмечается замещение коллектора нанепроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 0,6-1,0 м
Пласт В-0.Общая толщина пласта изменяется от1,0 до 3,1 м.В пласте от одного (скв.974) до двух (скв.1552)проницаемых прослоев толщиной0,4-1,8 м.Суммарная эффективная толщина составляет0,4-2,6 м.Пласт нефтенасыщенный в скв. 1552, 974, водонасыщенный в 55 скважинах. Характер насыщения пласта неясен в скв. 973, 1537, 3025, 3026, 976, 3206. Характер насыщения неопределен в скв.3112. В 13 скважинах отмечается замещение коллектора нанепроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщенаятолщина составляет 1,4-2,6 м.
ПластВ-I.Общая толщина составляет 0,7-3,8 м.Пласт состоит из одного проницаемогопрослоятолщиной от 0,4-1,7 м.Пласт нефтенасыщенный в скв.1552. В 29 скважинах пласт водонасыщенный. Характер насыщения отдельных пропластков неясен в скв. 3026. В 39 скважинах отмечается замещение коллектора нанепроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 1,2 м.
ПластВ-II.Общая толщина пласта изменяется от 2,8 до 5,7 м.В пластеот одного до двух проницаемыхпрослоевтолщиной0,5-2,6 м. Суммарная эффективная толщина составляет1,2-3,9 м. В скв.1538,3023 - пласт нефтенасыщенный;в скв. 3024, 3025, 3029, 3112 вскрытанефтеводонасыщенная часть пласта. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 3,9 м Характер насыщения отдельных пропластков неясен вскв.1537.В скважине 1552отмечается замещение коллекторананепроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 0,8-2,2 м
Продуктивные пласты тульского, бобриковского и косьвинского горизонтов
Пласт C1-II. Общая толщина пласта изменяетсяот 0,5 до 4,3 м.В пласте от одного до двух проницаемыхпрослоев толщиной 0,4-2,2 м. Суммарная эффективная толщина составляет 0,5-2,2 м.Вскв. 1530, 1540, 976, 3035, 3036, 3037 - пласт нефтенасыщенный.В скв.1530 вскрытынефтеводонасыщенные прослои. В 39 скважинах пласт водонасыщенный. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 2,2 м. В скв. 3075,3076 характер насыщения отдельных пропластков не ясен; в скв. 1553 характер насыщения пласта не определен. В 34 скважинах отмечается замещение коллектора нанепроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 1,0-2,0
Пласт C1-III. Общая толщина пласта изменяется от 1,5 до 11,9 м.В пласте от одного до трех проницаемыхпрослоев толщиной 0,4-7,9 м. Суммарная эффективная толщинасоставляет0,6-7,9 м. Пласт характеризуется по ГИС как нефтенасыщенный в 16 скважинах(1538, 3023, 3024, 3026, 3029, 3112, 1553, 3040, 3041, 3042, 3043, 3045, 3109, 3205, 3206, 3207); в скв.1534, 1535, 1537, 3025, 1550, 3115 вскрыта нефтеводонасыщенная часть пласта. В38 скважинах пласт водонасыщенный. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 6 м.В скв. 3075, 3047, 976 характер насыщения отдельных пропластков не ясен.В скв. 973, 1540, 3076БС, 3076, 3086, 3097, 3111, 3114, 3037, 3038, 3057, 3058, 3064, 3065, 3072 отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина пласта составляет 0,7-7,9.
Пласт C1-IVa. Общая толщина пласта изменяется от 0,6 до 6,6 м.В пласте от одного до двух проницаемыхпрослоев толщиной0,5-4,7 м.Суммарная эффективная толщина составляет0,5-5,8 м. В скв.973, 1553, 3206, 3040, 3041, 3042, 3043, 3045, 3047, 3109, 3205 пласт нефтенасыщенный;в 48 скважинах пласт водонасыщенный.В скв. 1535 характер насыщения отдельных пропластков не ясен;в скв. 3111 – не определен. В скв. 1526, 1538, 1540, 1543, 1547, 1548, 1552, 3001, 3012, 3024, 3026, 3076БС, 3076, 3077, 3114, 1512, 1513 отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет0,5-5,8м
Пласт C-IVб. Общая толщина пласта изменяется от 0,3 до 12,2 м.В пласте от одного до трех проницаемых прослоев толщиной 0,6-5,4 м.Суммарная эффективная толщина составляет0,6-9,8 м.Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 0,8-4,4м,эффективная водонасыщенная толщина изменяется от0,6 до 5,6 м. В скв.1534,1535, 1540, 1552, 3037 - пласт нефтенасыщенный; в 40 скважинах - водонасыщенный.В скв.1538, 3023, 3024, 3026, 3112, 3115, 3116 вскрытанефтеводонасыщенная часть пласта.В скв.3206 характер насыщения отдельных пропластков неопределен, в скв. 1550, 3090, 3032, 3035, 3062 - не ясен. В 20 скважинахотмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 0,8-4,4
Пласт C1-V-1. Общая толщина пласта изменяется от 0,7 до 13,5 м.В пласте от одного до четырех (скв.3206) проницаемыхпрослоев толщиной 0,6-11,8 м.Суммарная эффективная толщина составляет0,5-11,8 м. Вскв. 3114, 1513, 3032-2, 3035, 3037, 3038, 3041, 3206 - пласт нефтенасыщенный; в 56 скважинах пласт водонасыщенный. В скв. 1534, 3112, 3040, 3042, 3109 вскрыта нефтеводонасыщеннаячасть пласта.В скв. 3024, 1553, 3036 характер насыщения отдельных пропластков не ясен.В скв. 973, 1537, 1552, 3090, 976отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 11,4 м.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 0,8-9,5 м.
Пласт C1-V-2. Общая толщина пласта изменяетсяот 4,9 до 47 м.В пласте от одного до трех проницаемыхпрослоев толщиной1,3-15,5 м. Суммарная эффективная толщина составляет1,3-32,7 м. В скв. 973, 976, 3037 вскрыта нефтеводонасыщенная часть пласта, в 74 скважинах пласт водонасыщенный. В скв. 3038 характер насыщения отдельных пропластков не ясен.
Эффективная водонасыщенная толщина изменяетсяот 1,3 до 32,7 м.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет3-6 м.
Пласт C1-VII.Общая толщина пласта изменяется от 0,6 до 10,5 м.В пласте от одногодо трех проницаемыхпрослоев толщиной0,6-7,7 м. Суммарная эффективная толщина составляет0,6-9,5 м. В 60 скважинах пласт нефтенасыщенный; в скв. 1526, 1540, 1547, 1549, 1554 пласт водонасыщенный. В скв.3012 вскрытанефтеводонасыщенная часть пласта. Вскв. 1549, 3075, 3078, 974, 3045 характер насыщения отдельных пропластков не ясен; в скв. 1534, 1552, 3111, 1512, 1553, 3032-2 отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная водонасыщенная толщина изменяется 1,6-3,6 м.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет0,6-9,5 м
Продуктивные пласты турнейского яруса
Турнейские отложения вскрыты бурением в полном объеме только поисково-разведочными скважинами, за исключением скв.1540, 1547, где вскрыта только верхняя часть отложений. Эксплуатационными скважинами вскрыта только кровля турнейского яруса, а в скв. 3205, 3211 турнейские отложения не вскрыты.
Продуктивными на месторождении являются пласты C1t-II, C1t-III черепетского горизонта турнейского яруса.
Пласт C1t-II.Пласт вскрыт бурением в 47 скважинах (в том числе в 18 поисково-разведочных, в трех оценочных и 26 эксплуатационных), из них в семи скважинах подошва пласта не вскрыта.В остальных скважинах пласт бурением не вскрыт.
Общая толщина пласта изменяется от 3,6 до 12,1 м.В пласте от двухдо пяти проницаемыхпрослоев толщиной0,5-4,0 м. Суммарная эффективная толщина составляет0,5-6,3 м. В скв. 1553 пласт нефтенасыщенный; в скв. 1515,3032, 3032-2, 3034, 3035,3039,3038,3060,3062, 3074 пласт водонасыщенный, в скв. 3007,1512,1550, 3045, 3047,3058 характер насыщенияне ясен;в скв. 1535, 1554 неопределен. В 28 скважинахотмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 1,9-6,3 м.
Пласт C1t-III.Пласт вскрыт бурением в 33 скважинах (в том числе в 17 поисково-разведочных, в двух оценочных и 14 эксплуатационных), из них в десяти скважинах подошва пласта не вскрыта.В остальных скважинах пласт бурением не вскрыт.
Общая толщина пласта изменяется от 6,3 до 23,6 м.Пласт, в основном, состоит из одного-трех, реже четырех-восьми проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 13,4 м. Суммарная эффективная толщина составляет 1,0-13,4 м. В скв.1553 вскрыта нефтеводонасыщенная часть пласта. В 11 скважинах характер насыщения водонасыщенный. В 19 скважинах отмечается замещение коллектора на непроницаемые разности пород.
Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 1,0 до 11,0 м. Эффективная нефтенасыщеная толщина составляет 8,2 м.
Рис.2. Фрагмент схемы «Тектоническое и нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», 2001
НЕФТЕНОСНОСТЬ
Новоселкинское месторождение открыто в 1986 г., контролируется Новселкинским (купола Iа, Iб, Iв), Южно-Новоселкинским, Западно-Новоселкинским, Арзамасцевским, Западно-Кырыкмасским и Ломовским поднятиями тектоно-седиментационного происхождения.
Нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского (пласты К4', К4), верейского (пласты В-0'', В-0', В-0, В-I, В-II) горизонтов московского яруса среднего карбона, терригенные отложения тульского (С1-II, С1-III, С1-IVа, С1-IVб), бобриковского (пласты С1-V-1, C1-V-2), косьвинского (пласт С1-VII) горизонтов визейского яруса и карбонатные отложения турнейского яруса (пласт С1t) нижнего карбона.
При подсчете 2001 г. основой при построении подсчетных планов продуктивных пластов послужили структурные карты по отражающим горизонтам среднего и нижнего карбона [43ф], выполненные по результатам комплексной переинтерпретации материалов сейсморазведочных работ МОГТ 2Д (с.п.2/94-96, 2/96-97, 2/97-98, 2/98-99, Мазунинская площадь), проведенных на территории Новоселкинского месторождения, МОГТ 3Д, проведенных на близлежащей Ломовской площади и результатов глубокого бурения:
– по ОГ IIв (кровля терригенно-карбонатных отложений верейского горизонта) – для залежей каширского и верейского горизонтов;
– по ОГ-II (кровля терригенных отложений тульского горизонта) – для залежей тульского и бобриковского горизонтов;
– по ОГ IIп (кровля карбонатных отложений турнейского яруса) – для залежей турнейского яруса;
– структурная карта по кровле пласта С1-VII косьвинского горизонта использовалась при построении подсчетных планов залежей соответствующего пласта.
После подсчета запасов (2001 г.) на площади месторождения в 2001-2002 и 2012 гг. пробурены одна оценочная (на Южном участке) и пять эксплуатационных скважин (в том числе две – на Северном и три – на Южном участках), которые вскрыли турнейские отложения (за исключением скв.3205, вскрывшей визейские отложения) и боковой ствол из скв. 3076 (2003 г.); в 2011 г. с целью уточнения геологического строения залежей проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3Д (с.п.1/2011) [41ф].
В настоящем подсчете основой для структурных построений залежей среднего карбона послужили структурные карты по ОГ IIв (кровля терригенно-карбонатных отложений верейского горизонта) и ОГ IIб (кровля карбонатных отложений башкирского яруса), залежей тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса – структурная карта по ОГ II (кровля терригенных отложений визейского яруса), залежей пласта С1-VII косьвинского горизонта визейского яруса и турнейского яруса – структурная карта по ОГ IIп (кровля карбонатных отложений турнейского яруса), выполненные по данным материалов сейсморазведочных работ МОГТ 3Д с.п.1/2011 (Граф. 7-10, папка 1).
Проведена детальная корреляция стратиграфических границ и продуктивных пластов среднего и нижнего карбона, что позволило уточнить границы залегания продуктивных пластов (Граф. 4, 5, папка 1).
По результатам проведенных работ составлена уточненная модель геологического строения месторождения, которая имеет следующие основные отличия от модели, представленной в подсчете 2001 г. [43ф]:
– по новым структурным построениям по ОГ IIв, ОГ IIб, ОГ II, ОГ IIп уточнились конфигурация, положение сводовых частей Новоселкинского, Западно-Новоселкинского, Южно-Новоселкинского, Арзамасцевского, Западно-Новоселкинского поднятий и, как следствие, геометрия и площади залежей пластов каширского, верейского горизонтов среднего карбона, тульского, бобриковского, косьвинского горизонтов визейского яруса и турнейского яруса нижнего карбона;
– по результатам бурения и сейсморазведочных работ МОГТ 3Д уточнились границы зон замещения коллектора продуктивных пластов,что также позволило уточнить площади нефтеносности выявленных залежей.
По результатам всех проведенных работ на месторождении получены новые данные о геологическом строении, фильтрационно-емкостных свойствах пластов-коллекторов, уровней ВНК залежей. 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. Произведена корректировка абсолютных отметок залегания пластов в эксплуатационных скважинах, имеющих большое удлинение, с целью увязки положения нефтеносных пластов, выделенных по ГИС, с обоснованными уровнями нефтеносности.
После выполнения подсчета (2001 г.),маркшейдерской службой ОАО «Белкамнефть» уточнялась плановая и высотная привязка поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. В таблице 5.1 приведено сопоставление альтитуд, принятых в подсчете (2001 г.) и уточненных ОАО «Белкамнефть», по скважинам, где выявлены отличия.
Всего на Новоселкинском месторождении выявлено 35 залежей нефти, из них две залежи в отложениях каширского горизонта, семь – в отложениях верейского горизонта среднего карбона, 22 – в отложениях тульского и бобриковского горизонтов, три – в отложениях косьвинского горизонта визейского яруса, одна – в отложениях турнейского яруса нижнего карбона. Все залежи отложений среднего карбона и турнейского яруса относятся к нераспределенному фонду недр, по причине отсутствия лицензии на право пользования недрами. Залежи визейского яруса находятся в пределах лицензий ИЖВ 01167 НЭ от 01.12.2006 г., ООО «Удмуртгеология» (Северный участок) и ИЖВ 12633 НЭ от 01.09.2004 г., ООО «Белкамнефть» (Южный участок). По уточненной геологической модели небольшие участки залежей визейского яруса выходят за пределы вышеназванных лицензий и расположены в пределах лицензии ИЖВ 01767 НР Буторихинского участка недр, выданной 22.06.2012 г. ООО «Региональный нефтяной консорциум» и в нераспределенном фонде недр.
Источник: Подсчет запасов и ТЭО КИН Новоселкинского нефтяного месторождения Удмуртской Республики. Романенко Л.М., Юсупова Р.З., Кафичев Д.В., и др. 2012
Следующее Месторождение: Ново-Шешминское