Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 2017
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 16.92 км²
Интинское газовое месторождение
Интинская структура приурочена к Интинской складчато-чешуйчатой зоне в Косью-Роговской впадине. Складка представляет собой сложно- построенную узкую (около 2 км) протяженную (40км) антиклиналь, ограниченную с северо-запада надвигом и разделенную тектоническими нарушениями различного характера на четыре основных блока: Усть- Кожимский (Южный), Косьинский, Чернореченский и Интинский.
Залежи газа выявлены в карбонатных отложениях среднего карбона и нижней перми в аллохтонной части разреза в пределах Усть-Кожим- ского, Чернореченского, Интинского блоков.
Залежи газа в среднекаменноугольных отложениях выявлены в пределах Интинского, Чернореченского и Южного блоков.
Залежи массивные, тектонически и литологически (Чернореченский блок) экранированные, залегают на глубинах от 2725 м (Южный блок) до 3000 м (Интинский блок). Высоты залежей изменяются от 70 м (Интинский блок) до 200 м (Южный блок) (рис.1,2).
Рис. 1. Интинское газовое месторождение. Газовые залежи в отложениях С2, Структурная карта кровли проницаемых карбонатов среднего карбона (по материалам УТГУ, 1983 г.).
Продуктивные отложения представлены чередованием плотных и проницаемых, пористых, в различной степени кавернозных и трещиноватых известняков и доломитов. Эффективные газонасыщенные мощности коллекторов составляют 24,7-28 м, пористость 7,5-11%. Покрышкой являются плотные, неравномерно глинистые нижнепермские известняки.
При опробовании скважин были получены притоки газа дебитами до 520 тыс.м3/сут. (Интинский, Южный блоки).
Свободный газ имеет плотность по воздуху 0,773 и является сухим, этановым, низкоазотным, низкоуглекислым и высокосероводородным (1,3% об.). Газ характеризуется высоким содержанием сероводорода и повышенной концентрацией двуокиси углеводорода. Газ южной залежи обладает наименьшими агрессивными свойствами по сравнению с газами остальных залежей Интинского месторождения.
Запасы газа среднекаменноугольных залежей составляют 84% от запасов всего месторождения.
Залежи газа в нижнепермских ассельско-сакмарских карбонатных отложениях выявлены в пределах Интинского и Чернореченского блоков и приурочены к толще чередования плотных и проницаемых, пористых, в различной степени кавернозных и трещиноватых, иногда органогенно-детритовых известняков. Тип коллектора - поровый (Чернореченский блок) и трещинно-каверновый (Интинский блок) со значениями пористости, соответственно, 10 и 4%. Покрышкой залежей служат плотные карбонатно- глинистые отложения артинского яруса нижней перми.
Залежи сводовые, массивные, тектонически экранированные, залегающие на глубинах 2590 м (Интинский блок) - 2620 м (Чернореченский блок), высоты, соответственно, составляют 130 и 73 м (рис.2).
Рис. 2. Интинское газовое месторождение. Геологический разрез продуктивных пермско-каменноугольных отложений по линии скважин 1-20-17-1814-19 (Щербаклв и др. 1987 г.)
Свободный устьевой газ имеет плотность по воздуху 0,766 и является сухим, этановым, низкоазотным, низкоуглекислым, высокосероводородным.
Тимано-Печорская провинция: геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения / М. Д. Белонин, О. М. Прищепа, Е. Л. Теплов и др. - С.-Петербург, Недра, 2004. - 396 с.
Следующее Месторождение: Сухокумское