Класс Месторождения: Среднее
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1986
Источник информации: ПП_2019г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 6.22 км²
Южно-Смольниковское месторождение
Месторождение открыто в 1986 г. по результатам бурения и испытания поисковой скв. 645, где получены промышленные притоки нефти из отложений верейского горизонта (пласт В-II) и башкирского яруса (пласт А4-1). Северное поднятие было открыто в 2001 г. бурением скв. 1413, где были получены промышленные притоки нефти в верейских отложениях (пласты В-IIIа, В-IIIб). В 2007 г. в скв. 1414 на Северном поднятии был получен промышленный приток нефти из пласта А4-1 башкирского яруса.
Впервые запасы нефти по Южно-Смольниковскому месторождению были оперативно приняты ЦКЗ МГ СССР по состоянию на 01.01.1987 г. На дату подсчета были пробурены пять поисково-разведочных скважин.
Пробная эксплуатация верейских залежей нефти Южно-Смольниковского месторождения начата в сентябре 1992 г. в скв. 645.
Рис. 1. Фрагмент ситуационной карты размещения месторождений углеводородного сырья Удмуртской Республики
Южно-Смольниковское месторождения находится на территории Игринского района Удмуртской Республики, в 28-30 км восточнее от п.Игра и 80-81 км северо-восточнее г.Ижевска.
У западной границы Южно-Смольниковского месторождения располагается д.Нюровай.
В орографическом отношении месторождения находятся на водораздельной части р.Ита и р.Чепца. Рельеф местности - холмистый, пересеченный долинами речек и оврагов. По середине площади Южно-Смольниковского месторождения берет начало и пересекает ее в северо-восточном направлении р.Узвайка, впадающая в р. Ирымку. Максимальные отметки рельефа местности +220-258 м.
Климат континентальный с продолжительной холодной зимой. Продолжительность безморозного периода составляет 116 дней. Средняя температура в июле +18SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12 °С. Среднегодовая температура +2SYMBOL 176 \f "Symbol" \s 12°С. Среднегодовое количество осадков 525-575 мм.
В лесных массивах, которые занимают большую часть площади Южно-Смольниковского месторождения, преобладают хвойные породы деревьев – ель, пихта. Остальная часть площади месторождения занята под сельскохозяйственными угодьями. Почвы дерновые, среднеподзолистые.
В 9,5 км севернее от Южно-Смольниковского месторождения проходит автомобильная дорога с твердым покрытием, связывающая населенные пункты Игра и Дебессы.
Основу энергетической системы составляет действующая ЛЭП-35 кВт. Источником питьевого снабжения могут служить пресные воды верхнепермского водоносного комплекса. Техническое водоснабжение может осуществляться за счет подачи из р.Ирымка. На территории района имеются месторождения нефти, торфа, песчано-гравийных материалов, глинистого сырья, карбонатных пород и песка.
Стратиграфия
Геологический разрез в пределах Южно-Смольниковского месторождения вскрыт до глубины 1931 м (скв. 645) и также представлен осадочными породами девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов.
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.
Ниже приводится краткая характеристика среднекаменноугольных отложений, к которым приурочены продуктивные пласты верейского горизонта и башкирского яруса среднего карбона.
КАМЕННОУГОЛЬНАЯ СИСТЕМА (С)
СРЕДНИЙ ОТДЕЛ (С2)
Средний отдел включает в себя башкирский (C2b) и московский ярусы (C2m).
Отложения башкирского яруса представлены "чистыми" органогенно-обломочными известняками. Плотные разности известняков служат непроницаемыми разделами между пластами пористых органогенно-обломочных известняков. В отложениях башкирского яруса выделяются нефтенасыщенные пласты А4-0, А4-1, А4-2. Коллекторы пластов сложены пористыми известняками. Отложения башкирского яруса полностью вскрыты в скв. 645, толщина составляет 66 м.
Московский ярус включает в себяверейский, каширский, подольский и мячковский горизонты.
Отложения верейского горизонтапредставлены переслаиванием известняков и аргиллитов. Известняки серые, органогенные, плотные и пористые. Аргиллиты пестроокрашенные, зеленовато-серые, красновато-коричневые, темно-серые, алевритистые, неравномерно известковистые. В отложениях верейского горизонта выделяются нефтенасыщенные пласты В-II, В-IIIа и В-IIIб, коллекторы пластов сложены пористыми известняками. Разделы пластов представлены терригенными породами (аргиллитами).
Толщина верейского горизонта составляет 48-49 м.
Отложения каширского горизонта представлены известняками и доломитами. Известняки светло-серые, серые и коричневато-серые, органогенные, неравномерно доломитизированные. Доломиты серые, коричневато-серые, микро-тонкозернистые, неравномерно известковистые. Толщина каширскогогоризонта составляет 73 м.
Отложения подольского и мячковского горизонтов представлены переслаиванием известняков и доломитов. Известняки светло-серые, серые, темно-серые и коричневато-серые, органогенные, неравномерно доломитизированные. Доломиты серые, коричневато-серые, микро-тонкозернистые, неравномерно известковистые. Толщина отложений подольского горизонта составляет 40-41 м, мячковского горизонта – 74 м.
Основные особенности тектонического строения
В тектоническом отношении площадь Ирымского участка находится на севере Бородулинско-Фокинской части Верхнекамской впадины, во внутренней шельфовой зоне Камско-Кинельской системы впадин, между юго-восточным окончанием Зуринского и юго-западным окончанием Дебесского валов и сопряжено с южным бортом Кезского вала (Рис.2).
По отражающему горизонту IIб (кровля отложений башкирского яруса) Южно-Смольниковское состоит из трех поднятий: Южного (район скв.623), Центрального (район скв.645) и Северного (район скв. 1413). Генезис поднятий седиментационно-тектонический.
Рис. 2. Фрагмент схемы «Тектоническое нефтегазогеологическое районирование Удмуртской Республики», подготовленной ФГУП НПЦ «Недра» КамНИИКИГС в 2001 г.
Ниже приведена характеристика поднятий, полученная на основе структурной карты по кровле отложений башкирского яруса (ОГ IIб).
В таблице 1. представлены геоморфологические показатели сводовых частей Южно-Смольниковского месторождения, контролирующих залежи нефти в отложениях среднего карбона.
Таблица 1
Геоморфологические показатели структур по отложениям среднего карбона Южно-Смольниковского месторождения
Нефтеносность
По результатам испытания поисково-разведочных, оценочных и эксплуатационной скважин промышленные притоки нефти получены из карбонатных отложений верейского горизонта (пласты В-II, В-IIIа и В-IIIб) и башкирского яруса (пласты А4-1, А4-2).
Показатели линейных характеристик залежей нефти Южного, Центрального и Северного поднятий представлены в таблице 2.
Таблица 2
Характеристика нефтяных залежей
Нефтяные залежи верейского горизонта
Промышленная нефтеносность установлена на Центральном (пласты В-II, В-IIIа) и Северном (пласты В-IIIа и В-IIIб) поднятиях.
Нефтяная залежь пласта В-II Центрального поднятия вскрыта единственной скважиной (645). Пласт состоит из трех проницаемых прослоев толщиной от 0,8 до 1,2 м. Эффективная толщина пласта составляет 3,0 м.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежи приняты условно на абсолютной отметке -1117,1 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 645, где при испытании пласта в эксплуатационной колонне из интервала перфорации с абсолютными отметками -1113,7-1117,1 м получен приток безводной нефти дебитом 33,7 м3/сут при DР- 4,3 МПа (Прил.3).
Пласт эксплуатировался самостоятельно с 1992 г. с начальным дебитом безводной нефти 4,9 т/сут. В настоящее время эксплуатируется совместно с пластом В-III в скв.645 с начальным дебитом нефти 10,0 т/сут (обводненность 55,9%), текущий дебит нефти 4,4 т/сут (обводненность 87,8%).
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважине составляет 3,0 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 1,99 м. Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта B-IIIa Центрального поднятия вскрыта единственной скважиной (645). Пласт состоит из одного проницаемого прослоя толщиной 1,6 м. Эффективная толщина пласта составляет 1,6 м.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежиприняты условно на абсолютной отметке -1123,3 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 645, залегающего в интервале абсолютных отметок -1121,7-1123,3 м. При испытании пласта в эксплуатационной колонне из интервала перфорации -1121,5-1123,7 м получен приток безводной нефти дебитом 10,4м3/сут при DР- 8,6 МПа.
Пласт эксплуатируется совместно с пластом В-II в скв.645 с начальным дебитом нефти 10,0 т/сут (обводненность 55,9%), текущий дебит нефти 4,4 т/сут (обводненность 87,8%).
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважине составляет 1,6 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,02 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта B-IIIa Северного поднятия вскрыта двумя скважинами (1414, 1413). Пласт состоит из одного проницаемого прослоя толщиной от 0,6 до 1,2 м. Эффективная толщина пласта изменяется 0,6 до 1,2 м.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежи приняты условно на абсолютной отметке минус 1125,3 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв.1413, залегающего в интервале абсолютных отметок -1124,1-1125,3 м. При испытании пласта B-IIIa совместно с пластом B-IIIб в эксплуатационной колонне из интервала перфорации -1124,1-1129,3 м получен приток безводной нефти дебитом 12,5 м3/сут при DР-3,2 МПа.
В настоящее время пласт эксплуатируется совместно с пластами В-IIIб, А4-1 и А4-2 в скв.1413, 1414 с начальными дебитами нефти от 2,3 т/сут (обводненность 86,7%) до 3,4 т/сут (обводненность 79%), текущий дебит нефти 0,8 т/сут (обводненность 93,9%).
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется 0,6 до 1,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 0,84 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта B-IIIб Северного поднятия вскрыта двумя скважинами (1414, 1413). Пласт состоит из одного проницаемого прослоя толщиной 0,6 м. Эффективная толщина пласта составляет 1,2 м.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежи приняты условно на абсолютной отметке минус 1129,3 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 1413, залегающего в интервале абсолютных отметок -1128,7-1129,3 м. При испытании совместно с пластом B-IIIа в эксплуатационной колонне из интервала перфорации -1124,1-1129,3 м получен приток безводной нефти дебитом 12,5 м3/сут при DР-3,2 МПа.
В настоящее время пласт эксплуатируется совместно с пластами В-IIIа, А4-1 и А4-2 в скв.1413, 1414 с начальными дебитами нефти от 2,3 т/сут (обводненность 86,7%) до 3,4 т/сут (обводненность 79%), текущий дебит нефти 0,8 т/сут (обводненность 93,9%).
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважине составляет 1,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 0,51 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяные залежи пласта А4-1 башкирского яруса
Залежи нефти в пласте А4-1 выявлены на Южном, Центральном и Северном поднятиях.
Нефтяная залежь пласта А4-1 Южного поднятия вскрыта единственной скважиной (623). Пласт состоит из одного проницаемого прослоя толщиной 1,2 м. Эффективная толщина пласта составляет 1,2 м.
Водонефтяной контакт залежи принят условно на абсолютной отметке -1144,8 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 623, залегающего в интервале абсолютных отметок -1143,6-1144,8 м. При испытании пласта в эксплуатационной колонне из интервала перфорации -1137,2-1145,6 м получен приток безводной нефти дебитом 1,4 м3/сут при среднем динамическом уровне -1041,5 м.
Пласт не эксплуатируется.
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважине составляет 1,2 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 0,31 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта А4-1 Центрального поднятия вскрыта единственной скважиной (645). Пласт состоит из одного проницаемого прослоя толщиной 0,6 м. Эффективная толщина пласта составляет 0,6 м.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежи приняты условно на абсолютной отметке -1137,5 м – по подошве нефтенасыщенного пласта в скв. 645, залегающего в интервале абсолютных отметок -1136,9-1137,5 м. При испытании пласта в эксплуатационной колонне в интервале -1131,1-1137,9 м получен приток безводной нефти дебитом 1,6 м3/сут при среднем динамическом уровне-1112 м. Пласт не эксплуатируется.
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважине составляет 0,6 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 0,3 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта А4-1 Северного поднятия вскрыта тремя скважинами (1410, 1414, 1413). Пласт состоит из одного-трех проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 0,8 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 2,4 м.
В скв.1413 по результатам переинтепретации данных ГИС в интервалах эксплуатации с абсолютными отметками -1135,3-1136,7 и -1138,7-1141,5 м дополнительно выделено два нефтенасыщенных пропластка толщиной 0,6 и 0,7 м, что позволило по последнему нефтенасыщенному пропластку уточнить положение водонефтяного контакта.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежи приняты условно на абсолютной отметке -1141,2 м (утвержденный -1139,4 м) – по подошве нефтенасыщенного пропластка в скв.1413, залегающего в интервале абсолютных отметок -1140,5-1141,2 м.
В скв. 1414 в 2002 г. при совместном испытании пластов А4-1 и А4-2 из интервалов перфорации -1136,5-1138,7 м (А4-1) и -1140,9-1144,1 м (А4-2) получен приток нефти дебитом 7,99 м3/сут и воды дебитом 1,45 м3/сут при среднем динамическом уровне 222,5 м. По комплексу «приток-состав» нефть поступала из пласта А4-1, вода – из пласта А4-2.
В 2007 г. в скв.1414 было произведено вторичное вскрытие пластов B-IIIa, B-IIIб, А4-1, А4-2 с использованием метода гидромеханической щелевой перфорации (ГМЩП). При освоении скважины получен приток нефти дебитом 8,8 м3/сут и воды дебитом 0,7 м3/сут при среднем динамическом уровне 639 м. По данным комплекса «приток-состав» жидкость поступала через интервалы: 1432,3-1433,2 м (12% - пласт А4-2) и 1429,0-1430,2 (88% - пласт А4-1).
В настоящее время пласт эксплуатируется совместно с пластами В-IIIа, В-IIIб в скв.1413 с начальным дебитом нефти 2,3 т/сут (обводненность 86,7%), в скв.1414 совместно с пластами В-IIIа, В-IIIб с начальным дебитом 3,4 т/сут (обводненность 79%), текущий дебит нефти 0,8 т/сут (обводненность 93,9%).
В скв.1414 по результатам переинтепретации данных ГИС в интервале перфорации с абсолютными отметками -1130,4-1131,4 дополнительно выделен нефтенасыщенный пласт А4-0, который в других скважинах представлен плотными породами, поэтому его нефтенсыщенная толщина учтена при построении карты нефтенасыщенных толщин пласта А4-1.
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 0,6 до 2,2 м (с учетом нефтенасыщенной толщины пласта А4-0), средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,25 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Нефтяная залежь пласта А4-2 Северного поднятия (новая залежь) вскрыта двумя скважинами (1414, 1413). Пласт состоит из двух проницаемых прослоев толщиной от 0,6 до 1,6 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 1,2 до 2,4 м.
Водонефтяной контакт и уровень категории С1 залежи приняты условно на абсолютной отметке -1146,5 м – по подошве нефтенасыщенного по ГИС пласта в скв.1413, где при испытании в колонне в 2014 г. из интервала перфорации -1142,5-1146,5 получен приток жидкости дебитом 4,35 м3/сут, обводненность 17 %, дебит нефти 3,2 т/сут при Рзаб 7,9 МПа.
В скв.1410 при испытании в колонне пласта из интервалов перфорации -1146,3-1147,3 и -1147,8-1148,5 м получен приток воды с пленкой нефти дебитом 2,56 м3/сут при Ндин 896,5 м.
В скв.1414 при совместном испытании в колонне пластов А4-1+А4-2 из интервалов перфорации -1136,5-1138,7 и -1140,9-1144,1 получен приток нефти дебитом 7,99 м3/сут и воды 1,45 м3/сут (переток воды снизу) при Ндин 222,5 м.
В 2007 г. в скв.1414 было произведено вторичное вскрытие пластов B-IIIa, B-IIIб, А4-1 с использованием метода гидромеханической щелевой перфорации (ГМЩП). При освоении скважины получен приток нефти дебитом 8,8 м3/сут и воды дебитом 0,7 м3/сут при среднем динамическом уровне 639 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта по скважинам изменяется от 1,2 до 2,4 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина – 1,48 м.Тип залежи – пластовый сводовый.
Источник: Оперативный подсчет запасов нефти Южно-Смольниковского нефтяного месторождения (Ирымский участок недр) Удмуртской Республики. Лицензия ИЖВ 01133 НР. Договор № 66У/1-НТЦ14, 67У/2-НТЦ14. Юсупова Р.З., Романенко Л.М., Антонова Н.Ф., и др. 2014
Следующее Месторождение: Вербовское