Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1978
Источник информации: Опер.пз_2017г.+2022г.
Метод открытия:
Площадь: 6.86 км²
Тукмачевское месторождение
Тукмачевское месторождение расположено на территории Якшур-Бодьинского административного района Удмуртской Республики, в 37 км к северо-востоку от г. Ижевска и в 36 км от г. Воткинска (рис. 1). Севернее участка работ расположено Ошворцевско-Дмитриевское месторождение.
В орографическом отношении изучаемая территория находится на стыке Центрально-Удмуртской низменности и Тыловайской возвышенности. Территория района представляет собой сильно расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +208 м на водоразделах до +127 м в долинах рек.
Тектоника
В пределах площади работ, как во всей Республике, выделяется структурный комплекс фундамента и структурный комплекс осадочного чехла.
Изучаемая территория расположена в пределах Калтасинского авлакогена, одной из наиболее крупных отрицательных структур Прикамья. Местоположение и размеры авлакогена у различных авторов структурно-тектонических схем в общих чертах совпадают, отличаясь в названии: Камско-Бельский авлакоген (Белоконь Т.В., 2001), Калтасинский авлакоген (Шеходанов В.А., 1976; Проворов В.М., 2001), Осинско-Калтасинский авлакоген (Орёл В.Е., Голов А.А., 2000).
Рельеф дна авлакогена неоднороден и представляет собой сочетание выступов, уступов, ступеней и впадин. По отношению к этим элементам площадь работ расположена в пределах Воткинской седловины Кезско-Сарапульской погруженной зоны. Названия элементов строения рельефа фундамента указаны согласно данным В.М. Проворова (рис. 1.3). Глубина залегания фундамента в этом районе составляет 5,5 км. Глубоким бурением в пределах площади фундамент не вскрыт.
По данным гравиразведочных методов, кристаллический фундамент в этой области разбит тектоническими нарушениями северо-западного, северо-восточного и северного направлений. Нарушения преимущественно сбросового типа, в связи с чем рельеф фундамента образует ступенчатые формы с постепенным погружением в северном и юго-восточном направлениях.
В пределах комплекса осадочного чехла на Тукмачевском месторождении выделяются рифейский, вендский и палеозойский структурные этажи, имеющие свои структурно-тектонические особенности.
Рифейский структурный этаж трансгрессивно с угловым несогласием перекрывает комплекс кристаллического фундамента. Толщина (высота) этажа на площади изучения достигает 3,2 - 3,3 км. Породы рифея, сохраняя особенности строения фундамента, в значительной степени нивелируют его отрицательные структуры. По данным глубокого бурения, рифейские отложения вскрыты на месторождении в скв. 333 на глубине 2192 м (вскрытая толщина составляет 102 м), и в находящихся в непосредственной близости от месторождения скв. 334 на глубине 2235 м (вскрытая толщина составляет 62 м) и в скв. 154 на глубине 2310 м (вскрытая толщина составляет 87 м).
Отложения представлены доломитами калтасинской свиты и аргиллитами, алевролитами и песчаниками тюрюшевской свиты.
|
Вендский структурный этаж с угловым несогласием перекрывает рифейский. Полностью вендские отложения вскрыты в скв. 333, 334, 154 и представлены преимущественно аргиллитами. Толщина отложений составляет соответственно 20 м (скв. 333), 62 м (скв. 334) и 114 м (скв. 154).
Палеозойский структурный этаж с угловым несогласием перекрывает размытую поверхность вендских отложений и характеризуется выдержанностью толщин и фаций. Отложения палеозойского чехла представлены эйфельско-пермским комплексом, толщина которого в пределах площади достигает 2172 м (скв. 333). В пределах этого структурного этажа, по всем структурным ярусам в восточной части Удмуртии выделяется обширная гетерогенная структура – Верхнекамская впадина. Район работ расположен в центральной ее части, в пределах Киенгопской зоны Бородулинско-Фокинского района (рис. 1.4).
В верхнефранско-турнейское время на территории Удмуртии формировалась внутриформационная некомпенсированная Камско-Кинельская система впадин (ККСВ). Тукмачевское месторождение находится в переходной зоне от внутренней части впадины к ее борту. По скважинным данным установлено, что южная и центральная части месторождения относятся к впадинному типу разреза, северная часть - к склоновому (район скв. 2181 - 333) и к сводовому (р-н скв. 47, 154 и 334) типам разрезов.
Сводовый тип разреза представлен карбонатным подтипом с органогенной постройкой заволжского возраста /29/, мощностью 199 - 204 м. Толщина заволжских отложений в склоновой части разреза уменьшается до 53 - 124 м, а во впадинной - до 25 – 32 м. Турнейские отложения представлены породами малевского, упинского и черепетского горизонтов. Толщина малевско-упинских отложений изменяется от 253 до 277 м во впадинном типе разреза, от 162 до 235 м - в склоновом и от 72 до 83 м - в сводовом типе разреза. Отложения кизеловского горизонта размыты.
Толщина франско-фаменско-турнейских отложений составляет 482-494 м.
В отложениях палеозойского чехла выделяются структурные элементы II порядка – валы. Наиболее ярко валы прослеживаются на структурных планах по кровле нижнепермских отложений, в особенности на карте локальной составляющей стерлитамакского горизонта (рис. 1.5), отображающей основные черты палеоповерхности. Тукмачевское месторождение находится в приподнятой зоне, соединяющей Киенгопский массив и Июльский вал.
Структуры III порядка на площади работ имеют тектоно-седиментационный генезис. На структурном плане по ОГ III отмечается несколько мелких малоамплитудных (порядка 3 - 10 м), вытянутых с севера на юг поднятий. По ОГ IIп - структурный план близок к вышеописанному. По ОГ II и ОГ IIб структурный план представлен двумя брахиантиклинальными складками, вытянутыми с севера на юг с амплитудой порядка 13 м и размерами поднятий по кровле башкирских отложений: южное 3,5 км х 1,8 км; северное 2,8 км х 1,0 км по замыкающей изогипсе минус 1077,5 м. Резко меняется структурный план в районе скв. 681: по девонским и турнейским отложениям скважина находится в центре небольшого, близкого к изометричному, собственного локального поднятия, а по кровле терригенных алексинских отложений и по вышележащим горизонтам - на склоне основной Тукмачевской структуры.
Нефтеносность
Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Удмуртии (Проворов В.М., 2001 г.), Тукмачевское месторождение входит в состав Киенгопской зоны Бородулинско-Фокинского нефтегазоносного района Верхнекамской нефтегазоносной области, включающей также Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Сосновское, Лиственское, Черновское, Центральное, Есенейское, Ошворцевско-Дмитриевское и другие месторождения.
По схеме удельной плотности начальных суммарных извлекаемых ресурсов (НСР) нефти, площадь работ относится к участку с удельной плотностью НСР 105,8 тыс. т/км2.
В непосредственной близости к месторождению расположены Ошворцевско-Дмитриевское, Сосновское и Георгиевское месторождения.
В 1990 г. выполнен оперативный подсчет запасов нефти Тукмачевского месторождения /31/ с подсчетом запасов нефти по категории С1 по пласту В-II верейского горизонта среднего карбона и пласту Д0 тиманского горизонта верхнего девона. Результаты сейсмических исследований не привлекались. Исходной структурной (трендовой) информацией к подсчету запасов послужила структурная карта по кровле сакмарского яруса, полученная по данным структурного бурения, хотя и отмечалось несоответствие структурных планов среднего карбона и терригенного девона.
В ходе поисково-разведочных работ пробурено 9 глубоких поисково-разведочных скважин, в пяти из них проведены испытания в колонне. Всего в колонне испытано 11 объектов (8 объектов в пласте Д0 и 3 – в пласте В-II). Во всех скважинах отобран керн.
Согласно подсчету запасов, залежи нефти находятся в пласте В-II верейского горизонта, в пластах Д0а и Д0б тиманского горизонта, в табл. 1 приводятся параметры залежей и уровни ВНК, принятые в оперативном подсчете запасов.
Водонефтяные контакты (ВНК) залежей, приняты согласно материалам ГИС, результатам испытания в колонне и существующей на тот момент структурной модели:
- по пласту В-II на отметке -1063,0 м по скв. 335 (ВНК в пласте по ГИС), в которой при испытании интервала с отметками минус 1060,7 м – минус 1063,3 м получены притоки нефти дебитом 19,8 м3/сут и воды дебитом 30,8 м3/сут;
- по пласту Д0а на отметке минус 1889,0 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 681 (скважина была опущена на 2,5 м), в которой при испытании интервала с отметками минус 1887,8 м – минус 1891,6 м получен приток нефти дебитом 14,4 м3/сут. В скв. 689 ВНК принят на отметке минус 1888,0 м по кровле пласта, при испытании которого получена вода дебитом 1,7 м3/сут с пленкой нефти;
- по пласту Д0б на отметке минус 1893,0 м по скв. 333 (ВНК в пласте по ГИС), в которой при испытании интервала с отметками минус 1886,6 – минус 1892,6 м получен приток нефти дебитом 28,9 м3/сут. Принятый ВНК подтверждается испытанием скв. 335, в которой при испытании из интервала коллектора с отметками минус 1885,4 м – минус 1893,6 м получен фонтан безводной нефти дебитом 64,8 м3/сут.
Значения пористости и нефтенасыщенности приняты по ГИС и составили в долях единиц:
- для пласта В-II - 0,18 и 0,71;
- для пласта Д0а - 0,18 и 0,86;
- для пласта Д0б - 0,18 и 0,71.
Источник: Отчёт о результатах сейсморазведочных работ МОГТ-3D на Тукмачевском нефтяном месторождении Удмуртской Республики. Истомин А.Г., Пуртова Т.Н., Вальтер Е.А., и др. 2005
Следующее Месторождение: Путиловское (Самара)