Месторождение Кемерколь

в 2006 году.
Плотность нефти составляет 0,863-0,977 г/см3 или 14-32° API. Нефть малосернистая 0,5%, малопарафинистая0,90%.
Нефтеносность связана с отложениям триасового возрастов. Залежи на глубине 1,0-1,4 км. Начальные запасы нефти 15 млн тонн.
Оператором месторождение является британская нефтяная компания Victoria Oil & Gas.

поселка Мукур в пределах Урало-Эмбинского НР. Поисковое бурение начато в 1991г., явившимся годом открытия. В изученном районе выделяется соляно - купольное поднятие Кемерколь, хорошо выраженное в юрскотриасовых отложениях. Его сводовая часть характеризуется максимальными отметками -1300 м по кровле поверхности соли в наиболее приподнятых частях. К северо-западному и юго-западному крыльям этого поднятия приурочены, соответственно, участки северный и юго-восточный месторождения Кемерколь. В пределах этого месторождения промышленные скопления УВ встречаются в терригенных комплексах триаса, образуя два продуктивных горизонта (Т-I и Т-III), залегающих в интервалах глубин 1060-1380 м и 1179-1271 м, соответственно на северном и юго-восточном участках месторождения Кемерколь. Залежи, в большинстве случаев, приурочены к полусводам и контролируются ловушками примыкания к нарушениям субмеридионального и северо-восточного простирания либо к склонам соляного массива кунгурского возраста. На особенности распространения промышленных залежей в триасовом разрезе помимо структурного фактора, существенное, возможно первостепенное влияние оказывает и литологический фактор. По типу резервуара залежи относятся к пластовым сводовым с элементами тектонического и литологического экранирования. Коллекторами являются песчаники и алевролиты изменчивой мощности. Пористость их меняется от 27 до 40 %, проницаемость – от 0.235 до 1.15 мкм2. Продуктивные пласты характеризуются эффективной нефтенасыщенной толщиной от 8 до 18 метров, которая часто не выдержана. ВНК залежи Т-1 принят на отметке – 1048 м (скв.9). На юго-восточном участке месторождения он установлен на отметке -1134 м (скв. 20). Продуктивный горизонт Т-III, залегающий на глубинах 1293-1380 м на северном участке месторождения, имеет условный ВНК на отметке -1320 м. Растворенный газ нефтяных залежей месторождения Кемерколь имеет большую примесь тяжелых углеводородов (до 15%). Газовый фактор составляет 3-10 м3/м3. Плотность нефтей 863 - 977 кг/м3, содержание серы 0.1-1%. Начальные дебиты нефти сильно различались и составляли от несколько тонн до десятков тонн в сутки. Месторождение находится в разведке.

контрактной территории проведена сейсморазведка 3D. По полученным данным была составлена геологическая модель месторождения и определены места заложения разведочных скважин. Разведочное бурение на контрактной территории Кемерколь было начато в марте 2006 г. Ниже приведены результаты бурения: Скважина №9-бис пробурена в районе скважины Г-9, где ранее были выявлены запасы битуминозной нефти по категории С1 в объеме: геологические – 1570 тыс. тонн; извлекаемые – 235 тыс. тонн. Пробуренная скважина подтвердила наличие залежи, дебит составляет 30 м3/ сут.

в оптимальных условиях восточного крыла купола Кемерколь Пробуренная скважина вскрыла залежь нефти, приуроченную к кровле юрских отложений. По заключению ГИС в интервале 367,6 – 370,4 м (абс. отм. -324,5 - 327,3 м) выделены нефтенасыщенные песчаники с коэффициентом нефтегазонасыщения 51,8 %. При перфорации интервала 367,5 – 370 м получен приток нефти дебитом 2,6 м3/сутки с динамического уровня 300 м. Плотность нефти 900 кг/м3. Залежь водоплавающая, водонефтяной контакт по данным ГИС на абсолютной отметке – 327,3м. Залежь по размерам около 1 кв. км. Скважина №70 пробурена в оптимальных условиях южного крыла купола Кемерколь. По заключению ГИС нефтенасыщенных горизонтов не выявлено, скважина ликвидирована по геологическим причинам. Скважина №66 пробурена на восточном крыле купола Кемерколь. По заключению ГИС нефтенасыщенных горизонтов не выявлено, скважина ликвидирована по геологическим причинам. В настоящее время, для уточнения геологической модели месторождения, принято решение пробурить разведочную скважину №75 и провести дополнительные исследования по определению перспективности выявленных по сейсморазведке 3D ловушек.

добычи

В настоящий момент суточный дебит нефти с двух скважин, введенных в пробную эксплуатацию, составляет около 80-90 м3 в сутки. Таким образом, при сохранении существующих объемов добычи это составит порядка 32000 м3 в год.

Утвержденные (или прогнозируемые) запасы полезных ископаемых (содержание, состав минерального сырья)

Согласно справке ТУ «Запказнедра» от 15.03.2005 г. запасы нефти месторождения Кемерколь составляли: - категория запасов С1; геологические запасы – 4 673 тыс. тонн; извлекаемые запасы – 1 093 тыс. тонн; - категория запасов С2; геологические запасы – 3 580 тыс. тонн; извлекаемые запасы – 1 074 тыс. тонн.

е н вахтовый городок:
-Жилой комплекс на 50 человек(кухня-столовая, жилой блок, офис);
-Склады;
-Противопожарные резервуары;
-Емкости для хранения дизтоплива и бензина;
-Резервуар питьевой воды V=25м3;
-ДЭС;
-АЗС;
-Насосная питьевой воды;
-Канализационные очистные сооружения;
-Емкость хоз-бытовых стоков V=63м3;
-Автостоянка;
-КПП;
-Площадка для оборудования;
-Спортивная площадка;
-Вертолетная площадка.

чел. 2а - Склад 3 - открытый склад труб 4 - КПП 5 - Противопожарные резервуары 6 - КТП -0,4/10 кВ 250 кВА 7- Емкость для воды 8 - АЗС 9 – КОС 9a – фекальный септик 10,10а - Спортивная площадка 11б - Стоянка автотранспорта 12 - блок водоочистки 13 – ДЭС 17 - площадка для оборудования 19 - Вертолетная площадка

Емкости для нефти 5/1и 5/2 – шестеренночные насосы для перекачки нефти 6 – нефтеналивной стояк 7 и13 – Дренажные емкости 9 – Водоналивной стояк 12 - Свеча для сжигания газа 13 - Насос НБ-125 для закачки воды в пласт скв.№ 45 14 -теплообменники S=20m2 15 – Водогрейные котелы Ferroli GN2-07N и GN-02-10 N=126 кВТ и 180 кВТ 16 – Емкость дизтоплива V=10m3