Класс Месторождения: Мелкое
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2013
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 3.4 км²
Мичаельское месторождение
В административном отношении Мичаельское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми. Административный центр г. Усинск находится в 36 км к юго-западу.
В 20 км к югу и к северу находятся разрабатываемые нефтяные месторождения (Восточно-Мастеръельское, Южно-Баганское, Баганское, Северо-Баганское, Среднемакарихинское). В 30 км к юго-западу и западу разрабатывается Усинское нефтяное месторождение. На месторождении располагаются установки подготовки нефти, ДНС, объекты утилизации промсточных вод (насосные станции системы ППД), головные сооружения магистрального нефтепровода Уса-Ухта-Ярославль, пути сообщения, объекты промышленной и социальной инфраструктуры.
Ближайшие населенные пункты – г. Усинск; деревни Колва, Освань, Сынянырд.
Стратиграфия
Литолого-стратиграфическое описание разреза Мичаельского месторождения, расположенного в южной части Хорейверской впадины, приводится согласно унифицированной схемеи с учетом скважины 1-Мичаельская, а так же по результатам изучения керна и данных промыслово-геофизических исследований скважин соседних площадей: Среднемичаельской, Восточно-Мастеръельской, Баганской и Южно-Баганской.
В геологическом строении месторождения принимают участие породы фундамента и осадочного чехла, представленные протерозойскими, палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями.
Верхнепротерозойский комплекс – PR2
Вблизи изучаемой территории в пределах Хорейверской впадины поверхность фундамента вскрыта скважиной 10 – Южный Баган на глубине 4496 м (вскрытая мощность пород фундамента – 74 м).По керну (д. 28, инт. 4551-4555м, д. 29, инт. 4565-4570м) породы фундамента представлены глинистыми сланцами плотными, массивными, вишнево-коричневыми, с прослоями зеленовато – серых, переходящих в темно-серые (посторогенная молассовая формация). На породах фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегают отложения осадочного чехла.
Разрез осадочного чехла рассматриваемого района изучен глубоким бурением от ордовикских до четвертичных отложений включительно.
Ордовикская система – О
Ордовикская система подразделяется на отделы: нижний, средний и верхний.
Нижний отдел – О1
Нижнеордовикские отложения сложены красноцветной терригенной толщей хореймусюрской свиты, представленной ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Отложения хореймусюрской свиты по керну представлены в скважине 10-Южно-Баганская (д.27, инт. 4466,8-4473,6 м) ритмичным переслаиванием вишнево-коричневого песчаника и аргиллита. Толщина нижнего ордовика в скважине 1-Баганская составляет 41 м, в скважине 10-Южно-Баганская – 26 м.
Средний отдел – О2
Среднеордовикские отложения выделены в объеме маломакарихинского горизонта карадокского яруса, отложения которого с размывом залегают на нижнеордовикских. Разрез среднего ордовика представлен прослоями песчаников, гравелитов, алевролитов и аргиллитов в нижней части и сероцветными известняками, вторичными доломитами в верхней. Толщина отложений составляет 39 м в скважине 1-Баганская и 65 м в скважине 10-Южно-Баганская.
Верхний отдел – О3
Верхний отдел ордовика выделен в объеме ашгиллского яруса, который изменяется снизу вверх на усть-зыбский, малотавротинский и салюкинский горизонты, отложения которого залегают согласно на отложениях среднего ордовика.
Усть-зыбскому горизонту отвечает баганская свита, в разрезе которой преобладают вторичные доломиты, известняки. Отложения баганской свиты изучены керном в скважине 10-Южно-Баганская (д.26, инт. 4397,3-4400,3 м) и представлены переслаиванием доломита вторичного и известняка, порода плотная, слаботрещиноватая, неравномерно глинистая, коричневато-серая до темного с перекристаллизованным детритом. Толщина баганской свиты в скважине 10-Южно-Баганская составляет 153 м.
Малотавротинский горизонт представлен отложениями мукерской (сульфатно-доломитовая пачка) и хорейверской (терригенно-сульфатно-карбонатная пачка) свит. По керну отложения хорейверской свиты представлены (д. 25, инт. 4236-4243 м) доломитами неравномерно-глинистыми, трещиноватыми с прослоями аргиллитов и сульфато-доломитов, мукерской свиты (д. 24, инт. 4136,9-4142,9 м) – доломитами с прослоями аргиллитов и ангидритов, участками переходящими в гипс. В скважине 10-Южно-Баганская толщина мукерской свиты составляет 82 м, хорейверской свиты – 133 м. Отложения салюкинского горизонта сложены вторичными доломитами и известняками с разнообразными ископаемыми остатками толщиной 102 м в скважине 10-Южно-Баганская.
Силурийская система – S
Силурийские отложения залегают без видимого перерыва на верхнеордовикских и представлены двумя отделами: нижним и верхним. Верхнесилурийские отложения развиты южнее изучаемой площади. Отложения силура полностью вскрыты скважиной 10-Южно-Баганская, толщиной 566 м. В скважине 1-Мичаельская вскрытая мощность силура составила 93 м.
Нижний отдел – S1
В нижнем силуре выделяются региональные горизонты: джагалский и филиппъельский (лландоверийский ярус) и седъельский (венлокский ярус).
Джагалский и филиппъельский горизонты – S1dz+fl
Джагалскому горизонту соответствует макарихинская свита, филлипъельскому – сандивейская. Нижнесилурийские отложения представлены вторичными доломитами и известняками с подчиненными прослоями ангидритов, седиментационных доломитов и аргиллитов в нижней части разреза.
Отложения нижнемакарихинской свиты по керну в скважине 10-Южно-Баганская (д. 22, инт. 3931-3937 м) представлены доломитами вторичными, яснокристаллическими, тонкоплитчатыми с прослоями аргиллита, толщиной 68 м.
Отложения верхнемакарихинской свиты по керну в скв. 10-Южный Баган (Д. 21, инт. 3797-3805м) представлены доломитами вторичными, яснокристаллическими, с тонкими глинистыми прослоями, трещиноватыми, толщиной 157 м.
Отложения филиппъельского горизонта по керну в скважине 10-Южно-Баганская (д. 19, инт. 3570-3578 м; д. 20, инт. 3686-3694 м), представлены доломитами массивными, плотными, тонкоплитчатыми, полосчатыми с прослоями аргиллитов, толщиной 154 м.
Общая толщина джагалского и филиппъельского горизонтов составляет 380 м в скважине 10-Южно-Баганская.
Седъельский горизонт – S1sd
Седьельский горизонт в пределах Хорейверской впадины представлен массивной толщей известняков, в нижней части с пачкой вторичных доломитов.
Отложения седьельского горизонта по керну в скважине 4-Восточно-Мастеръельская (д. 20-23, инт. 3884,2-3926,3 м; д. 24-25 – инт. 3940-3960 м; д. 26-27 – инт. 3970,1-3988,4 м) представлены известняками серыми, неравномерно глинистыми, скрытокристаллическими, горизонтально-волнистослоистыми, с включением кальцита по трещинам и пустотам. В скважине 10-Южно-Баганская седьельские отложения по керну представлены (д. 11-18, инт. 3422,9-3477,1 м) переслаиванием вторичных доломитов серовато-коричневых, неравномерно глинистых, трещиноватых, стилолитизированных, сульфатизированных по пустотам и трещинам и известняков серовато-коричневых, неравномерно глинистых, доломитизированных, трещиноватых (трещины залечены кальцитом), участками комковатых и мелкообломочных. В скважине 9-Южно-Баганская (д. 38, инт. 3493,5-3500 м) – доломит вторичный, плотный, сульфатизированный, в скважине 7-Южно-Баганская (д. 30, инт. 3422-3426 м) – доломит плотный, глинистый, стилолитизированный, пиритизированный.
Толщина седьельских отложений в скважине 10-Южно-Баганская составляет 290 м.
Верхний отдел – S2
Верхнесилурийские отложения распространены южнее изучаемой площади и представлены лудловским ярусом в объеме гердъюского горизонта. Горизонт сложен переслаивающимися доломитами и известняками с прослоями глин, мергелей и аргиллитов. Толщина отложений в скважине 4-Восточно-Мастерьельская составляет 60 м.
Девонская система – D
Отложения девонской системы в пределах Хорейверской впадины представлены только верхним отделом. Отложения нижнего и среднего отделов отсутствуют, т.к. полностью уничтожены предсредне- и предпозднедевонским размывами.
Верхний отдел – D3
Верхнедевонские, преимущественно карбонатные, отложения с размывом залегают на верхнесилурийских отложениях и со стратиграфическим несогласием перекрываются отложениями визейского яруса нижнего карбона. В составе отдела выделяются франский и фаменский ярусы. Вскрытая толщина верхнедевонских отложений в скважине 1-Мичаельская составляет 562 м.
Франский ярус – D3f
В составе яруса выделяются нижний, средний и верхний подъярусы.
ндии-среднефранский подъярусы – D3f1-2
Нижнефранский подъярус, представленный в объеме тиманского, саргаевского и доманикового горизонтов, на исследуемой территории характеризуется небольшими толщинами.
Нерасчлененные тиманско-саргаевские отложения представлены глинистыми известняками с прослоями темно-серых плитчатых мергелей и аргиллитов, мощностью 40 м.
Отложения доманикового горизонта представлены переслаиванием известняков и мергелей, темно-серых, до черных битуминозных, неравномерно окремненных с прослоями аргиллитов, образованных в период развития глубоководного бассейна. Керном они изучены в скважине 9-Южно-Баганская (д. 37, инт. 3318,6-3325 м) и сложены известняками темно-серыми с коричневым оттенком, битуминозными, скрытокристаллическими, с кальцитом по трещинам и линзами ангидрита. Толщина доманикового горизонта в скважине 1-Мичаельская составляет 16 м.
Верхнефранский подъярус – D3f3
Отложения верхнефранского подъяруса представлены разнофациальными осадками и выделяются в объеме нерасчлененных ветласянского, сирачойского и евланово-ливенского горизонтов.
В зоне развития карбонатной банки позднедевонского возраста верхнефранские отложения представлены рифогенными отложениями и сложены преимущественно известняками и доломитами. Известняки серые, светло-серые, водорослевые, неравномернозернистые, сгустковые, доломитизированные, неравномерно выщелоченные, трещиноватые, трещины залечены глинисто-битуминозным материалом, местами обломочные (скв. 7-Южно-Баганская, д. 26-27, инт. 3315,2-3329,2 м; скв. 9-Южно-Баганская, д. 33, инт. 3230,2-3236,5 м, скв. 4-Восточно-Мастеръельская, инт. 3160,8-3169,8 м). Доломиты светло-серые коричневато-серые, сульфатизированные, неравномерно зернистые, неравномерно выщелоченные, трещиноватые, пористо-кавернозные (скв. 7-Южно-Баганская, д. 28, инт. 3329-3333 м, скв. 9-Южно-Баганская, д. 34-36, инт. 3236,5-3284 м, скв. 10-Южно-Баганская, д. 9, инт. 3229,8-3237,2 м). К юго-западу от изучаемой площади на Мастеръельской и к северу – на Баганской площадях отложения верхнефранского подъяруса представлены депрессионными фациями (глинистыми известняками и мергелями с прослоями аргиллитов).
Вскрытая толщина нерасчлененных верхнефранских отложений в скважине 1-Мичаельская составляет 340 м.
Фаменский ярус – D3fm
В пределах месторождения в составе яруса выделяется только нижний подъярус; средне- и верхнефаменские отложения полностью уничтожены предвизейским региональным размывом.
Нижнефаменский подъярус – D3fm1
Нижнефаменский подъярус представлен в объеме задонского горизонта. На Мичаельском месторождении нижнефаменские отложения полностью вскрыты скважиной 1-Мичаельская. Толщина отложений составляет 166 м.
Задонский горизонт – D3zd
Отложения задонского горизонта на исследуемой территории представлены преимущественно мелководно-шельфовыми, в том числе рифовыми фациями. В рифогенных отложениях задонского возраста в Хорейверской впадине установлены залежи нефти.
В скважине 1-Мичаельская отложения задонского горизонта представлены преимущественно известняком серым, коричнево-серым, микробильно-детритовым с вторичной сгустково-комковатой, участками сферово-узорчатой структурой, эпизодически оолитовой структурой, с фрагментами микробиальных форм/построек, с фенестральными полостями, неравномерно доломитизированным, перекристаллизованным, сульфатизированным, стилолитизированным, трещиноватым, пористо-кавернозным, нефтенасыщенным. Незначительная примесь глинистого материала зеленовато-серого цвета концентрируется в виде линз, частично заполняет некоторые трещинки.
В целом разрез в пределах Южно-Баганской карбонатной банки представлен известняками доломитизированными, неравномерно-глинистыми, трещиноватыми с прослоями аргиллита в основании.
Мелководно-шельфовые межрифовые отложения представлены карбонатно- обломочными и глинисто-карбонатными породами. За границей банки, к северу и западу от площади работ, отложения представлены глубоководными фациями, сложенными темноцветными, битуминозными, кремнисто-глинистыми известняками, мергелями и аргиллитами.
Каменноугольная система – С
В составе системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний, общей толщиной 764 м (скв. 1-Мичаельская).
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения с размывом залегают на верхнедевонских известняках и представлены визейским и серпуховским ярусами. Отложения турнейского яруса уничтожены предвизейским региональным размывом.
Визейский ярус – C1v
Визейский ярус представлен верхневизейским подъярусом в объеме окского надгоризонта, в котором выделяются тульский (С1tl), нерасчлененные алексинский, михайловский и веневский горизонты (C1al+mh+vn).
Верхневизейский подъярус – C1v3
Окский надгоризонт – C1ok
Породы окского надгоризонта, трансгрессивно залегающие на размытой поверхности фаменских отложений, представлены, преимущественно, неравномерным чередованием известняков и доломитов.
Нижняя часть надгоризонта (тульский горизонт) сложена сероцветными известняками, детритовыми, тонкозернистыми, скрытокристаллическими, неравномерно глинистыми и доломитизированными, прослоями переходящими в мергель и аргиллит с крупными брахиоподами.
Нерасчлененная толща алексинского, михайловского и веневского горизонтов представлена неравномерным чередованием известняков и доломитов. Известняки сероцветные, неравномерно доломитизированные и перекристаллизованные, органогенно-детритовые, мелкопористые, стилолитизированные, в нижней части разреза, неравномерно глинистые. Встречаются криноидеи, мшанки и брахиоподы. Доломиты вторичные буровато-серые, неравномерно известковистые, сульфатизированные.
Общая толщина визейского яруса составляет 217 м.
Серпуховский ярус – C1s
Серпуховский ярус представлен нижним и верхним подъярусами, общей толщиной 243 м.
Нижнесерпуховский подъярус – C1s1
В составе подъяруса выделяется заборьевский надгоризонт (С1zb) мощностью 179 м, в объеме тарусского (C1tr) и стешевского (C1st) горизонтов.
В подъярусе выделяются шесть пачек (нумерация снизу вверх), различающихся по литологическим признакам. Нечетные пачки представлены карбонатными отложениями, четные – сульфатными.
Отложения пачек 1, 3, 5 представлены доломитами и известняками. Доломиты серовато-коричневые и темно-коричневые, мелко- и тонкозернистые, мелкокристаллические, массивные, неравномерно известковистые, мелкопористые, трещиноватые, с неравномерным нефтенасыщением, с редкими включениями ангидрита белого в виде вкраплений, гнезд и линз. Известняки темно-серые, органогенно-детритовые, значительно доломитизированные, сульфатизированные, стилолитизированные, трещиноватые, пигментированные битуминозным органическим веществом. Органические остатки представлены детритом члеников криноидей, гастропод, остракод.
Сульфатные отложения, имеющие региональное распространение и служащие одним из маркирующих реперов, представлены ангидритами светло-серыми до белых, разнозернистыми, крупно-среднекристаллическими, массивными, плотными, крепкими, с прожилками доломитов.
Верхнесерпуховский подъярус – C1s2
Отложения подъяруса представлены старобешевским надгоризонтом (C1sb) в объеме протвинского (C1pr) горизонта.
Литологически разрез представлен известняками серыми и светло-серыми, детритовыми, неравномерно доломитизированными, перекристаллизованными, прослоями порово-кавернозными. Толщина отложений верхнесерпуховского подъяруса составляет 63 м.
Средний отдел – С2
Средний карбон на исследуемой площади развит в объёме башкирского и московского ярусов. Толщина отложений среднего отдела составляет 215 м.
Башкирский ярус – С2b
Отложения башкирского яруса со стратиграфическим несогласием залегают на карбонатных образованиях верхнесерпуховского подъяруса. Ярус представлен карбонатными породами: известняками, реже доломитами. Известняки светло-серые с буроватым оттенком и белыми детритовыми, неравномерно перекристаллизованными, сгустково-комковатыми, прослоями доломитизированными до перехода в доломит. Толщина отложений на площади около 100 м.
Московский ярус – С2m
Отложения московского яруса на исследуемой площади присутствуют в объёме нижнего- и верхнего подъярусов.Отложения представлены известняками от светло-серых до серых, детритовыми, органогенно-обломочными, неравномерно перекристаллизованными, прослоями доломитизированными до перехода в доломит, местами окремненными, порово-кавернозными.Толщина отложений яруса 107 м.
Верхний отдел – С3
Отложения верхнего отдела каменноугольной системы выделяются в объёме нерасчленённых касимовского и гжельского ярусов. Они согласно залегают на известняках московского яруса.Нерасчлененные отложения верхнего карбона сложены известняками сероцветными, детритовыми, органогенно-обломочными, слабо доломитизированными, неравномерно перекристаллизованными, местами окремненными, в разной степени глинистыми, пористыми, слоистыми. Толщина отложений верхнего карбона составляет 89 м.
Пермская система – Р
Отложения пермской системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов и согласно залегают на верхнекаменноугольных отложениях. Толщина пермских отложений на Мичаельском месторождении составляет 751 м.
Нижний отдел – Р1
В составе нижнего отдела перми, согласно залегающих на верхнекаменноугольных отложениях, выделены нерасчлененные ассельский и сакмарский ярусы (P1a+s), и кунгурский ярус (P1k), общей толщиной 106 м. Отложения артинского яруса отсутствуют.
Литологически нижнепермский разрез представлен известняками кремовато-серыми, органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми, окремненными, перекристаллизованными с характерной фауной. Породы плотные, неслоистые, стилолитизированные.
Верхний отдел – Р2
В составе отдела выделяются уфимский (P2u) и нерасчлененные казанский и татарский ярусы (P2kz+t),залегающие со стратиграфическим несогласием на нижнепермских отложениях.
Верхнепермские отложения представляют собой толщу неравномерного переслаивания глин, песчаников и алевролитов. Глины алевритистые, неизвестковистые, слоистые, комковатые, с растительным детритом. Песчаники полимиктовые, разнозернистые, глинстые, плотные, слабо сцементированные. Алевролиты полимиктовые, глинистые, песчанистые, неравномерно известковистые, слоистые, плотные. Толщина верхнепермских отложений составляет 646 м.
Мезозойская группа – Mz
Мезозойские отложения залегают с размывом на породах верхнепермского возраста и представлены триасовой, юрской и меловой системами.
Триасовая система – Т
В составе системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний, общей толщиной 1040 м.
Нижний отдел – T1
Отложения отдела включают в себя чаркабожскую и харалейскую свиты, общей толщиной 634 м.
Чаркабожская свита – T1cb
Основная толща свиты в объеме нижнечаркабожской (T1cb1) и верхнечаркабожской (T1cb2) подсвит представлена циклически переслаивающимися сероцветными глинистыми, разнозернистыми песчаниками, красноцветными глинами и алевролитами. Для толщи характерно наличие песчано-карбонатных конкреций. Толщина отложений 571 м.
Харалейская свита – T1hr
Отложения свиты представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Доминирующее положение занимают глины шоколадно- и красно-коричневые. Алевролиты красно-бурые, глинистые. В подошве залегают песчаники зеленовато-серые, глинистые, слюдистые, разнозернистые, с окатышами глин, гравием кремня. Толщина свиты составляет 63 м.
Нижний отдел – T2-3
Отложения среднего и верхнего отделов включают в себя ангуранскую (T2an) и нарьянмарскую (T2-3nm) свиты, общей толщиной 353-359 м.
Ангуранская свита – T2an
Разрез свиты представлен чередованием глин пестроцветных, слабоалевритистых, песчаников сероцветных, разнозернистых, слюдистых, с примесью каолинита и алевролитов серых, глинистых. Толщина отложений 95 м.
Нарьянмарская свита – T2-3nm
Отложения нарьянмарской свиты представлены ритмичным переслаиванием сероцветных, алевритистых, со сферолитами сидерита глин, мелкозернистых, глинистых, слюдистых полимиктовых песчаников и неравномерно глинистых, неизвестковистых алевролитов. Все разности пород содержат обугленный растительный детрит. Толщина свиты составляет 311 м. Юрская система – J
Юрские отложения с размывом залегают на породах триаса и представлены нижним, средним и верхним отделами. Толщина отложений юрской системы составляет около 160 м.
Нижний+средний отделы – J1 + J2
Нерасчлененные нижне-среднеюрские отложения представлены песчаной толщей континентального генезиса (включая отложения батского яруса) и отложениями келловейского яруса морского генезиса.
Континентальная толща однородная по литологическому составу, представлена серыми и светло-серыми песками и слабо сцементированными, слюдистыми, разнозернистыми песчаниками с примесью каолинита, с растительным детритом, обломками обугленной древесины и линзами угля. Встречаются прослои серых и пестроцветных, алевритистых, известковистых глин.
Толщина отложений составляет 110 м.
Верхний отдел – J3
Нижняя часть разреза представлена переслаиванием глинистых алевролитов и алевритистых глин. Обе разности пород сероцветные, слюдистые, содержат конкреции пирита и сидерита. В кровельной части преобладают черные глины, неравномерно алевритистые, прослоями переходящие в алевролит, с примесью песчаного материала, гравием и галькой, детритом пелеципод, белемнитами.
Толщина отдела составляет 49 м.
Меловая система – К
Отложения системы выделены в объеме нижнего отдела (К1), сложенного морскими алеврито-глинистыми образованиями неокомского надъяруса и толщу олигомиктовых песков слюдистых, с растительным детритом, с конкрециями пирита, с прослоями глин континентального генезиса, относящихся к нерасчлененным аптскому-альбскому ярусам. Толщина меловых отложений 86 м.
Четвертичная система – Q
Четвертичная система с большим стратиграфическим несогласием перекрывает нижний мел и представлена переслаиванием песков, суглинок, супесей и глин с гравием, гальками и валунами различных осадочных и метаморфизованных пород толщиной до 150 метров.
. Тектоника
В тектоническом отношении Мичаельское месторождение расположено в южной части тектонического элемента 2 порядка – Сандивейского поднятия. Сандивейское поднятие принадлежит крупному структурно-тектоническому элементу 1 порядка – Хорейверской впадины.
Хорейверская впадина характеризуется сложным строением, обусловленным ндиияяем дизъюнктивной тектоники и тектонической активности территории в палеозойский период.
Хорейверская впадина представляет собой структуру I порядка размерами 300 х 60-140 км, расположенную в центре северной части Тимано-Печорской провинции, на западе граничит с Колвинским мегавалом, с юго-востока – грядой Чернышева, с северо-востока – валом Сорокина Варандей-Адзьвинской структурной зоны. На севере впадина, погружаясь, уходит за пределы суши в акваторию Печорского моря.
По поверхности фундамента Хорейверской впадины соответствует одноименному мегаблоку. Хорейверский мегаблок фундамента полого наклонен к востоку и северо-востоку, от объединяет несколько крупных тектонических элементов – Большеземельский свод, Садаягинскую ступень, Чернореченскую брахиантиклиналь, Гуляевский выступ (седловину), Паханческий уступ и Русский вал.
Большеземельский свод, в пределах которого расположено изучаемое месторождение, представляет собой наиболее приподнятую поверхность фундамента в пределах Хорейверского мегаблока. Его размеры составляют 110 х 230 км, амплитуда 1 км. Свод асимметричен, поскольку западный склон отсечен Колвинским грабеном. Вершина и ближайшие к ней склоны рассечены малоамплитудными разломами, образующими частую сетку северо-западного и северо-восточного простираний. Верхний ярус фундамента – молассовый, представлен туфотерригенными и терригенными толщами.
Погребенный Большеземельский палеосвод, развивался как конседиментационная положительная структура на протяжении от рифея до нижней перми.
Влияние палеосвода отмечено стратиграфическими перерывами почти по всему верхнедевонско-нижнепермскому интервалу осадочного чехла и размывами на рубеже формирования всех структурных этажей. В кунгурское время, под влиянием активно расширяющегося на платформу Предуральского прогиба, палеосвод приобрел тенденцию к опусканию Произошло образование наложенной на палеосвод Хорейверской впадины, окончательно сформировавшейся в юрское время. Морфологически Хорейверская впадина, как отрицательная структура, наиболее выражена по отложениям перми-триаса.
Занимающая особое положение на юго-востоке Хорейверской впадины Макариха-Салюкинская антиклинальная зона своим формированием, возможно, обязана инверсионным процессам на месте раннепалеозойского приразломного прогиба.
Погребенному Большеземельскому палеосводу по верхнедевонским и более молодым отложениям отвечает Сандивейское поднятие и Сынянырдская котловина, являющиеся структурами второго порядка.
В пределах Сандивейского поднятия выделяется Баганское поднятие, простирающееся в субмеридиональном направлении на расстояние более 30 км при ширине до 14 км. В пределах Баганского поднятия, на его южном окончании, начиная с позднефранского времени, формируется Южно-Баганская карбонатная платформа (банка), представляющая собой мелководно-шельфовое сооружение, осложненное рядом локальных рифогенных структур: Яракутской, Северо-Яракутской, Восточно-Яракутской, Мичаельской, Среднемичаельской, Центральномичаельской, Южно-Мичаельской, Верхнемастерьельской, Нижнемичаельской, и др. В позднедевонский период развития происходил процесс активного рифообразования, в раннепермский период – биогермообразования.
На юге Хорейверской впадины расположена Сынянырдская котловина, которая представляет собой наиболее ее опущенную часть. В её пределах выделены структуры Западно-Хорейверской приразломной зоны, примыкающей к Восточно-Колвинскому разлому (Мастеръельская, Северо-Мастеръельская, Восточно-Мастеръельская и другие). На структурах открыты одноименные месторождения нефти. По отложениям верхнего девона Восточно-Мастеръельская структура расположена в пределах южного продолжения Южно-Баганской карбонатной банки и осложнена рифогенной постройкой позднедевонского возраста.
По ОГ IIIzd (D3zd) Мичаельская структура по замыкающей изогипсе минус 2940 м имеет размеры 4,9 х 0,8 км, площадь 4,6 км2, амплитуду 120 м.
Краткие сведения о нефтегазоносности района
Согласно нефтегазгеологическому районированию Мичаельское месторождение относится к Колвависовскому нефтегазоносному району Хорейверской нефтегазоносной области.
Хорейверская НГО охватывает всю территорию Хорейверской впадины, нефтеносность которой установлена в широком стратиграфическом диапазоне – от верхнего ордовика до нижней перми включительно. Залежи нефти приурочены к различным типам ловушек. Месторождения, как правило, многопластовые (Верхневозейское, Баганское, Среднемакарихинское) со сложным строением пустотного пространства коллекторов, слагающих природные резервуары.
Мичаельское месторождение расположено между Южно-Баганским и Восточно-Мастеръельским месторождениями нефти, в непосредственной близости расположены Баганское, Северо-Мастеръельское и Мастеръельское месторождения нефти.
Установленная нефтегазоносность в совокупности с особенностями геологического строения пород-коллекторов и покрышек позволяют описать в Колвависовском НГР следующие нефтегазоносные комплексы:
1. Нижне- среднеордовикский терригенный;
2. Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный;
3. Доманиково-турнейский карбонатный;
4. Верхневизейско-нижнепермский карбонатный;
5. Верхнепермский терригенный;
6. Триасовый терригенный.
Нижне- среднеордовикский терригенный НГК
Бурением комплекс установлен только в Хорейверской и Ижма-Печорской впадинах, в остальных районах его наличие предполагается по геофизическим данным.
Комплекс представлен лагунно-континентальными терригенными прибрежно-морскими образованиями. В Хорейверской впадине установлена пестроцветная формация, по возрасту отвечающая верхам нижнего и низам среднего ордовика (хореймусюрская свита). Сложена чередованием аргиллитов, песчаников и алевролитов толщиной менее 100 м. В разрезе комплекса установлены коллекторы удовлетворительного качества с пористостью до 14%, проницаемостью – до 15 мД.
Региональная покрышка отсутствует. Пласты-коллекторы имеют небольшие толщины и перекрываются переслаивающимися алевролитами и аргиллитами среднего ордовика, которые могут выступать в роли локальных и зональных флюидоупоров.
В скважине 7-Северо-Мастеръельская из отложений хореймусюрской свиты при испытании в колонне интервала 5152-5160 м (абс. отм. 5024-5032 м) получен приток газированной минерализованной воды с нефтью (8%) дебитом 0,35 м3/сут. по ПУ. Нефть легкая плотностью 0,82 г/см3.
Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Комплекс характеризуется значительными мощностями, удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами и наличием промышленных притоков УВ в пределах Хорейверской впадины.
Перспективы нефтеносности карбонатных верхнеордовикских отложений в пределах южной части Хорейверской впадины подтверждены на Среднемакарихинском месторождении. Верхнеордовикская часть разреза сложена, преимущественно, известняками и доломитами. Залежь нефти, приуроченная к отложениям баганской свиты, пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Покрышкой служит глинисто-сульфатно-карбонатная толща хорейверской свиты верхнего ордовика.
В пределах Восточно-Возейской зоны нефтенакопления из верхнеордовикских карбонатных отложений (баганская свита) получен приток нефти при опробовании в эксплуатационной колонне в скважине 7-Северо-Мастеръельская.
Вертикальная фациальная зональность нижнего силура предопределила чередование пластов-коллекторов и плотных пород. Макарихинская и сандивейская свиты сложены, преимущественно, коллекторами, веякская свита – переслаиванием пачек-коллекторов и плотных пород. Неравномерный размыв этих отложений обусловил зональное распространение коллекторов и плотных пород под глинисто-карбонатной тиманско-саргаевской региональной покрышкой. На Баганском, Северо-Баганском, Западно-Веякском, Западно-Хатаяхском, Западно-Баганском месторождениях (Баганская зона нефтенакопления) и Среднемакарихинском месторождении (Макариха-Салюкинская зона нефтенакопления) залежи нефти приурочены, в основном, к отложениям веякской свиты.
На Восточно-Мастеръельском месторождении залежь нефти в нижнесилурийских отложениях пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Глубина залегания 3903 м, что ниже кровли силура на 100 м. При испытании скважины 1 в эксплуатационной колонне после СКО из интервала 3902-3908 м (абс. отм. 3793,8-3799,9 м) получен приток нефти дебитом 21 м3/сут. на 4 мм штуцере. Водонефтяной контакт не вскрыт, уровень нефтеносности принят по подошве нефтенасыщенного коллектора на абс. отметке минус 3799 м. Коллекторы представлены вторичными доломитами трещинно-каверново-порового типа.
На Баганском месторождении установлена залежь нефти в нижнесилурийских отложениях. В скважине 2-Баганская из интервала 3246-3272 м получен фонтан легкой нефти дебитом 324,7 м3/сут. на штуцере 24 мм. Залежь нефти массивная, структурно-стратиграфическая, высотой 105 м. ВНК принят на отметке минус 3169 м. Коллекторы представлены вторичными доломитами, тип коллектора – поровый, каверно-поровый, проницаемостью до 108 мД.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
Комплекс, представленный отложениями франского и фаменского ярусов, характеризуется резкой фациальной изменчивостью и является основным объектом для поисков нефти. В разрезе верхнего девона наблюдается сложное сочетание образований мелководного шельфа, рифогенных и доманикоидных отложений, толщ заполнения.
В средне-верхнефранских доманикоидных отложениях верхнего девона выявлена залежь нефти на Баганском месторождении. Дебит нефти в скважине 2 при перфорации интервалов глубин 3180-3230 м и 3141-3145 м составил 223,8 м3/сут на штуцере 15 мм. Залежь пластовая, сводовая. Коллекторы представлены доломитами, реже известняками, тип коллектора – трещинный и поровый. Значение трещинной пористости 0,1-1,5%, поровой – 6,3-14,5%. Средневзвешенная мощность для коллекторов трещинного типа – 8,3 м, порового – 3,8 м. Принятый уровень ВНК залежи -3159 м. Покрышкой служат мергели и аргиллиты нижнефаменского подъяруса.
Вблизи Мичаельского месторождения коллекторы в верхнефранских отложениях по заключению ГИС в скважинах 7, 9, 10 – Южно-Баганские обводнены. Верхнефранские отложения опробовались только в скважине 7-Южно-Баганская, где при испытании интервала 3143-3185 м получен приток минерализованной воды в объеме 4 м3 и бурового раствора в объеме 1м3. В скважине 9-Южно-Баганская при отборе керна в (д. 35, 36, инт. 3240-3284 м) отмечался слабый запах бензина.
В пределах позднедевонских карбонатных банок (Южно-Баганской, Веякской, Сандивейской) залежи нефти выявлены на Южно-Баганском, Восточно-Мастеръельском, Восточно-Веякском, Западно-Сандивейском и других месторождениях.
На Восточно-Мастеръельском месторождении залежь нефти в отложениях задонского возраста открыта скважиной 2, в которой при перфорации интервала 3092-3149 м был получен приток нефти дебитом 46,9 м3/сут. на штуцере 6 мм. Залежь нефти приурочена к пласту коллекторов в биогермной толще облекания над франскими рифогенными отложениями. Залежь характеризуется как пластовая сводовая. Покрышкой для залежи служат: сверху глинисто-карбонатные отложения елецкого горизонта нижнефаменского подъяруса толщиной 49-139 м, снизу плотный пласт известняков толщиной 10-56 м, отделяющий верхнюю пачку коллекторов от нижней. Установленный этаж нефтеносности 93 м. Уровень подсчета принят на отметке 3082 м. Коллекторами являются известняки, характеризующиеся неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств. Тип коллектора сложный: поровый, каверно-поровый с присутствием микротрещиноватости.
Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
НГК включает отложения каменноугольной и пермской систем, распространен по всей территории Тимано-Печорской провинции и залегает под региональной нижнепермской покрышкой. Отложения комплекса на большей части ТПП залегают на глубинах 2000-4000 м и обеспечивают, с учетом имеющихся коллекторов и покрышек, хорошую сохранность залежей углеводородов.
В южной части Хорейверской впадины отложениях комплекса представлены в сокращенном стратиграфическом объеме: значительно размыты или полностью отсутствуют осадки артинского и кунгурского ярусов, сокращена толщина ассельско-сакмарских отложений.
Природные резервуары в визейско-нижнепермском НГК распределены по территории и по разрезу достаточно сложно.
Залежи нефти в нижнесерпуховских отложениях открыты в южной части Хорейверской впадины на Мастеръельском, Северо-Мастеръельском, Восточно-Мастеръельском, Южно-Баганском месторождениях. Залежи массивного и сводового типа, приурочены к прослоям доломитов в подангидритовой толще.
На Восточно-Мастеръельском месторождении залежь нефти вскрыта семью скважинами. Залежь неполнопластовая, сводовая, высотой 23 м. Уровень ВНК минус 2701 м. Коллекторами являются доломиты коричневые, темно-коричневые в разной степени известковистые, участками окремненные и сульфатизированные. Среднее значение пористости – 18%. В скв. 1 из продуктивных отложений в интервале 2788-2813 м был получен приток безводной нефти в объеме 2,8 м3 за 75 минут.
Северо-Мастеръельское месторождение нефти было открыто скв. 4, в которой получен фонтанный приток нефти дебитом 15,5 м3/сут. на штуцере 3 мм, при перфорации нижнесерпуховских отложений (интервал 2770,8-2780,4 м). Залежь пластовая, сводовая, тектонически экранированная. ВНК принят на отметке минус 2692 м.
На Мастеръельском месторождении залежь нефти массивная. Из продуктивных отложений нижнесерпуховского яруса получен приток нефти в скв. 2 при опробовании интервала 2707-2720 м в объеме 1,2 м3 за 1 час.
На Южно-Баганском месторождении установлена небольшая пластовая залежь нефти в подангидритовых отложениях серпуховского яруса нижнего карбона. В скв. 24 в процессе бурения из интервалов 2469-2499 м и 2479-2521 м получены притоки нефти дебитом, соответственно, 7,3 м3 и 2,2 м3 за 1,5 часа.
Залежи нефти в ассельско-сакмарских отложениях выявлены на Баганском и Южно-Баганском месторождении.
Залежь нефти на Баганском месторождении выявлена в скв. 3, где при перфорации интервала 2142-2154 м был получен приток нефти 2,9 м3/сут. по подъему уровня. Залежь массивная, сводовая, литологически экранированная. Коллектора представлены известняками органогенными, пористостью 13,1-15,5 % и проницаемостью 39 мД, тип коллектора - поровый. Покрышкой служат глинистые отложения нижней перми.
Залежь нефти на Южно-Баганском месторождении открыта скв. 24, в которой при испытании интервала глубин 2076-2087 м был получен приток нефти дебитом 14,8 м3/сут. на штуцере 5 мм. Залежь массивная, сводовая, литологически ограниченная. Коллектора представлены известняками органогенно-детритовыми и водорослевыми пористостью 13,1-18% и проницаемостью 74 мД, тип коллектора – поровый, каверно-поровый. ВНК принят на отметке минус 1987.
В скв. 9-Южно-Баганская при перфорации ассельско-сакмарских отложений (интервал 2070-2083 м) был получен буровой раствор с пленкой нефти в объеме 6 м3 по подъему уровня после 3-х СКО. В скв. 68-Южно-Баганская по керну (д. 2, инт. 2114,7-2121,7 м) отмечались точечные включения битума, при опробовании интервала 2109-2139 м испытателем пластов притока не получено.
В скв. 25-Баганская по керну (д. 8-д. 13, инт. 2231,5-2270,8 м) отмечались точечные включения коричневого битума, при опробовании интервала 2186-2243 м был получен приток минерализованной воды и глинистого раствора.
Верхнепермский терригенный НГК
На юге Хорейверской НГО, где пока не установлена нефтегазоносность в верхнепермских отложений, они залегают на глубинах 1300-2300 м. Такие глубины и фациальный состав отложений позволяют ожидать в них залежи УВ. Сегодняшнее отсутствие открытий можно объяснить недостаточным к ним прежним вниманием, которое подтверждается, в частности, преимущественным отсутствием достоверных структурных построений в условиях, когда разрез изобилует тектонически ограниченными структурами, литологически ограниченными коллекторами, прочими предпосылками для существования ловушек.
На Усинском месторождении залежь нефти в верхнепермских терригенных отложениях приурочена к IV пласту полимиктовых песчаников, имеющих линзовидное строение и локальное распространение в южной части Усинского месторождения.
Залежь пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Глубина залегания кровли пласта в своде 1108 м. Водонефтяной контакт принят на абс. отметке минус 1074 м. Пористость продуктивных песчаников составляет 20%. Нефть тяжелая (плотность 0,923 г/см3), парафинистая (3,43 % масс), сернистая (1,38 % масс). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 м на контуре до 112,6 м в центральной части залежи. Водонефтяной контакт изменяется в интервале абсолютных отметок от минус 1288 м (скв. 31) до минус 1342 м (скв. 11). Покрышкой залежи является мощная толща верхнепермских алевритов, аргиллитов и глин.
На Чедтыйском месторождении на юге Харьяга-Усинского НГР в рассматриваемом НГК выявлены четыре нефтяные залежи. Залежи приурочены к песчаникам уфимского яруса.
Триасовый терригенный НГК
Породы комплекса залегают на глубинах 500-1300 м. В песчаных отложениях комплекса залежь нефти выявлена на месторождении им. Титова, расположенном на севере Хорейверской впадины.
В скв. 26-Баганская при отборе керна из отложений триаса (инт. 1310,7-1317,7 м и 1448,1-1456,4 м) были подняты песчаники с запахом нефти. При опробовании этого интервала испытателем пластов был получен приток воды объемом 4,2 м3.
Отложения чаркабожской свиты нижнего триаса испытаны в скв. 22-Южно-Баганская (инт. 1185-1191 м и 1339-1348,5 м), в результате были получены притоки пластовой воды.
Источник: Оперативный подсчёт запасов залежи нефти фаменских отложений Мичаельского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. Лицензия СЫК 01809 НР. Дополнительное соглашение 43/2011. Борщевская Н.И., Чижикова О.В., Юнин И.А., и др. 2012
Следующее Месторождение: Северо-Кэйньюское