Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1975
Источник информации: ПП_2019г.+ПП_2022г.+2023г.
Метод открытия:
Площадь: 126.67 км²
Пашшорское нефтяное месторождение
Пашшорская структура расположена в южной части Шапкина-Юрь- яхинского вала и представляет собой антиклинальную складку северо- западного простирания размерами 17x4 км в контуре замкнутой изогипсы -3800 м. Западное крыло складки осложнено нарушением.
Залежь нефти в старооскольских отложениях среднего девона (пачка III) неполнопластовая, литологически экранированная, приурочена к кварцевым слабоглинистым песчаникам. Интервал залегания продуктивных отложений - 3968^1027 м, высота залежи - 54 м. Средняя пористость песчаных коллекторов 9,4%. Покрышкой служат плотные гли- нисто-алевролитовые породы тиманского горизонта верхнего девона.
Дебиты нефти при испытании достигали 28 т/сут.
Нефть легкая, высокопарафинистая, малосернистая.
Запасы нефти залежи составляют 21,1% от запасов всего месторождения.
Залежь нефти в рифогенных отложениях верхнего девона сводовая, массивная, литологически экранированная, приурочена к рифогенным отложениям сирачойской свиты франского яруса общей мощностью до 546 м (рис. 1,2). Интервал залегания продуктивных отложений—3061- 3310 м, этаж нефтеносности - 180 метров.
Рис. 1. Пашшорское нефтяное месторождение. Нефтяная залежь в рифогенных отложениях D3fr3 Структурная карта кровли рифогенных отложений сирачойского горизонта верхнего девона (Некрасов и др., 1981 г.)
Рис. 2. Пашшорское нефтяное месторождение. Геологический разрез продуктивных нижне-среднефранских отложений по линии скважин 33-36-31-38-35- 44-3-1-2 (Некрасов и др., 1981 г.).
Коллекторы каверново-порового типа представлены известняками и доломитами. Средняя пористость коллекторов - 11%, эффективная нефтенасыщенная мощность- 20,6 м.
Дебиты нефти при испытании изменялись от 18,7 до 600 т/сут.
Нефть в залежи легкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
Запасы нефти рифогенных верхнедевонских отложений составляют основную часть от запасов месторождения - 77,4%.
Залежь нефти в надрифовых отложениях сирачойской свиты верхнего девона сводовая, пластовая, литологически экранированная, приурочена к толще мелкокавернозных известняков общей мощностью до 130 метров. Средняя глубина залегания продуктивных отложений - 3130 м, этаж нефтеносности 252 м. Средняя эффективная нефтенасыщенная мощность 1,34 м, пористость 11%. Покрышкой является толща глинисто-карбонатных пород ухтинской свиты и верхней части сирачойской свиты франского яруса мощностью 70-100 м. Дебиты нефти при испытании скважин составляли 0,45-24,1 т/сут.
Нефть легкая, малосернистая, парафинистая, смолистая.
Залежь нефти в терригенных отложениях кунгурского яруса нижней перми сводовая, пластовая, приурочена к полимиктовым песчаникам, залегающим в кровле яруса. Интервал залегания кровли пласта - 1182-1175 м. Покрышкой служит мощная толща глинисто-алевролити- стых отложений уфимского яруса верхней перми.
Переливом получен приток нефти максимальным дебитом 1,85 т/сут.
Нефть легкая. Балансовые запасы нефти по залежи не учтены.
Залежь нефти в отложениях верхней перми приурочена к кровле пласта полимиктовых средне-крупнозернистых песчаников уфимского яруса. Коллекторами являются поровые песчаники, покрышкой служит мощная толща глинисто-алевролитовых отложений.
Приток легкой нефти дебитом 1,85 т/сут. переливом через НКТ был получен в скважине № 45, пробуренной в сводовой части структуры.
Запасы нефти по залежи незначительны и не учтены.
Тимано-Псчорская 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: Северо-Чупальское