Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2008
Источник информации: ПП_2018г. (актуально на 2023г.)
Метод открытия:
Площадь: 38.93 км²
Хоседаю-Неруюское месторождение
Административно Хоседаю-Неруюское месторождение нефти расположено в Ненецком автономном округе Архангельской области, в 270 км юго-восточнее г. Нарьян-Мара, административного центра округа.
Район малообжитой. Ближайший населенный пункт – пос. Хоседавом – удален на 28 км к югу от рассматриваемой площади, в 75 км от месторождения расположен п. Адзьвавом, который имеет речную пристань. В 160 км юго-восточнее расположен г. Инта с аэропортом и железнодорожной станцией (Верхняя Инта). В 175 км юго-западнее от месторождения находится районный центр г. Усинск, имеющие железнодорожное сообщение с центральными районами; промышленный центр с развитой инфраструктурой.
Географически месторождение находится в южной части Большеземельской тундры, в 60 км севернее Полярного круга.
Климат района резко континентальный с продолжительной, суровой зимой и коротким, теплым летом. Средняя температура минус 8 °С, средняя температура января составляет минус 25 °С, июля - плюс 17 °С. Устойчивый снежный покров образуется в конце октября, сход снега в конце апреля по май.
Район экономически слабо освоен, регулярно действующие дороги отсутствуют (рисунок 1). Гусеничный и автомобильный транспорт используется только в зимнее время, с декабря до мая, по зимникам, ведущим в г. Усинск. Постоянно можно использовать авиацию.
Рисунок 1. Обзорная схема Северо-Воргамусюрского лицензионного участка
В 4,5 км северо-западнее месторождения проходит действующий нефтепровод, соединяющий месторождения вала Гамбурцева с выходом на магистральный нефтепровод Харьяга – Усинск – Ухта – Ярославль.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.
Осадочный чехол на Хоседаю-Неруюском месторождении нефти вскрыт бурением на глубину 4709 м (скважина №6). Вскрытый разрез сложен силурийскими, девонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями, наиболее древними из изученных бурением пород являются нижнесилурийские отложения.
Ниже приводится краткое литологическое описание разреза, вскрытого скважинами на Хоседаю-Неруюской площади. Сведения о характеристике вскрытого осадочного чехла представлены на сводном литолого-стратиграфическом разрезе (рисунок 2).
Рисунок 2. Сводный геологический разрез осадочного чехла
Силурийская система (S) представлена двумя отделами: нижним (S1) и верхним (S2).
Нижнесилурийский отдел (S1) сложен нерасчлененными осадками ландоверийского и венлокского (S1 l+v) ярусов.
Представлен отдел переслаиванием известняков и доломитов (в основном, вторичных) участками неравномерно глинистыми, пористыми с редкими прослоями аргиллитов.
Максимально вскрытая толщина нижнесилурийских отложений составляет 1198 м в скважине №6.
Верхнесилурийский отдел (S2). Отложения отдела согласно залегают на нижнесилурийских, выделены в объеме лудловского (S2ld) и пржидольского (S2p) ярусов.
Лудловский ярус в объеме гердъюского (S2gj) горизонта сложен переслаиванием седиментационных и вторичных доломитов, неравномерно глинистых известняков, реже аргиллитов, мергелей. Толщина отложений горизонта изменяется от 153 (скважина №1) до 178 м (скважина №6), средняя толщина составляет 165 м.
Пржидольский ярус в объеме гребенского (S2gr) горизонта представлен доломитами, известняками, в нижней части местами органогенно-детритовыми, с прослоями аргиллитов. Толщина изменяется от 65 м (скважина №1) до 99 м (скважина №6), средняя – 82 м.
Толщина отложений верхнего силура (S2), сложенных доломитами и известняками, изменяется в пределах площади от 218 м в скважине №1 до 277 м в скважине №6, средняя – 248 м.
Девонская система (D) представлена нижним (D1) и верхним (D3) отделами.
Нижнедевонский отдел (D1). На территории гряды Чернышева нижнедевонские отложения представлены в объеме овинпармского (D1op) горизонта лохковского (D1l) яруса и представлены неравномерным переслаиванием доломитов и известняков с прослоями аргиллитов и мергелей.
Толщина нижнедевонских отложений варьируется от 21 м в скважине №1 до 40 м в скважине №6, составляя в среднем 30 м.
Верхнедевонский отдел (D3). Отложения имеют повсеместное распространение, выделяются в объеме франского (D3f) и фаменского (D3fm(zl+nm)) ярусов.
Отложения франского (D3f) яруса верхнего девона с угловыми и стратиграфическими несогласиями залегают на силурийских и нижнедевонских образованиях.
Франский ярус (D3f) представлен в объеме нижне-среднефранского (D3f1-2) и верхнефранского (D3f3) подъярусов.
Нижне-среднефранский подъярус (D3f1-2) слагают осадки нерасчлененного коми-российского надгоризонта (D3km-rs), в разрезе которого выделены тиманский, саргаевский и в кровле доманиковый (D3dm) горизонты.
Отложения нерасчлененного тиманско-саргаевского (D3tm-sr) горизонта сложены в нижней части аргиллитами с прослоями карбонатных брекчий, переходящими вверх по разрезу в неравномерно глинистые известняки с прослоями аргиллитов и мергелей.
Суммарная толщина тиманских и саргаевских отложений в пределах Хоседаю-Неруюского месторождения варьирует в пределах 7-61 м, составляя в среднем 36 м.
Доманиковый (D3dm) горизонт в пределах карбонатных рифогенных построек представлен известняками тонкозернистыми, участками сгустково-комковатыми, с прослоями битуминозного известняка, аргиллита. Толщина горизонта составляет от 29 м (скважина №6) до 61 м (скважина №1), средняя – 42 м.
Верхнефранский (D3f3) подъярус на горизонты не расчленен.
В пределах карбонатных построек отложения подъяруса представлены водорослевыми сгустково-комковатыми, неравномерно доломитизированными и сульфатизированными, органогенно-детритовыми известняками и вторичными доломитами. Толщина изменяется от 130 м (скважина №6) до 180 м (скважина №1).
Толщина франского (D3f) яруса изменяется в пределах Хоседаю-Неруюского месторождения от 166 до 302 м.
Фаменский (D3fm) ярус выделен в объеме нижнего (D3fm1), среднего (D3fm2) и верхнего (D3fm3) подъярусов.
Нижнефаменский (D3fm1) подъярус представлен в объеме волгоградского (D3vlg), задонского (D3zd) и елецкого (D3el) горизонтов.
Волгоградский (D3vlg) горизонт в пределах выделенных карбонатных построек (скважина №6) отсутствует. Он зафиксирован в глубоководных фациях в скважине №1 и представлен глинистыми известняками, мергелями и глинами толщиной 23 м.
Задонский (D3zd) горизонт в условиях наклонно клиноформного строения отложений фаменского разреза залегает со стратиграфическим несогласием на карбонатных постройках верхнефранского подъяруса, а в депрессионной зоне согласно на подстилающих глинистых известняках волгоградского горизонта нижнего фамена.
Разрез рифогенных отложений сложен водорослевыми, сферово-узорчатыми, сгустково-комковатыми известняками, доломитизированными, прослоями сульфатизированными, и вторичными доломитами со сгустковой структурой. Толщина от 94 м (скважина №3) до 183 м (скважина №10), средняя – 145 м.
Глубоководные отложения задонского горизонта за пределами карбонатных построек вскрыты скважиной №1 и сложены переслаиванием глинистых темно-окрашенных известняков, мергелей и аргиллитов толщиной 62 м.
Елецкий (D3el) горизонт в переделах карбонатных построек представлен известняками, сферово-сгустковыми участками доломитизированными, с прослоями доломитов с реликтово органогенной структурой. Толщина горизонта от 349 м (скважина №3) до 380 м (скважина №6), средняя – 365 м.
Среднефаменский (D3fm2) подъярус представлен в объеме усть-печорского (D3up) горизонта, который сложен преимущественно мелководно-шельфовыми отложениями – тонкозернистыми известняками, неравномерно доломитизированными, сульфатизированными, участками глинистыми с прослоями доломитов.
Скважиной № 6 вскрыты рифогенные образования усть-печорского горизонта, представленные известняками светло-серыми нечетко-сгустково-комковатыми, прослоями водорослевыми, участками сульфатизированными. В средней части рифогенного разреза выделяется пачка более глинистых пород, делящая его на две толщи. Предполагается, что скважиной вскрыт барьерный риф ранне-усть-печорского возраста.
Толщина усть-печорского горизонта изменяется от 106 м в скважине №1 до 209 м в скважине №6, средняя толщина – 161 м.
Верхнефаменский (D3fm3) подъярус представлен в объеме нерасчлененных зеленецкого и нюмылгского (D3 zl+nm) горизонтов.
Представлен подъярус мелководно-шельфовыми отложениями – тонкозернистыми известняками, доломитами, местами глинистыми, сульфатизированными толщиной от 34 м (скважина №201 Пилотный ствол) до 109 м (скважина №257), средняя – 63 м.
Скважиной №6 вскрыт разрез подъяруса, сложенный рифогенными фациями и представленный известняками: водорослевыми, сгустковато-комковатыми, участками доломитизированными и сульфатизированными. Толщина составляет 86 м.
В разрезе нерасчлененных отложений зеленецкого и нюмылгского горизонтов выявлена нефтяная залежь (D3fm(zl+nm)).
Толщина фаменского яруса в пределах Хоседаю-Неруюского месторождения изменяется от 603 до 904 м.
Каменноугольная система (С) представлена нижним (С1), средним (С2) и верхним (С3) отделами.
Нижнекаменноугольный отдел (С1). Отложения отдела, трансгрессивно залегающие на размытой поверхности верхнедевонских горизонтов, представлены визейским (С1v) и серпуховским (C1s) ярусами.
Визейский (С1v) ярус включает отложения окского (С1ок) надгоризонта в составе тульского (С1tl) и нерасчлененных алексинского (C1al), михайловского (С1mh) и веневского (C1vn) горизонтов, сложен доломитами и известняками, участками водорослевыми слабокавернозными, неравномерно глинистыми, с прослоями глин и аргиллитов в нижней части разреза. Толщина яруса в пределах месторождения составляет 139-208 м, средняя – 175 м.
Серпуховский (C1s) ярус выделен в объеме двух подъярусов: нижнего (C1s1) (нерасчлененные тарусский (С1tr) и стешевский (C1st) горизонты) и верхнего (C1s2) (протвинский горизонт – C1pr).
Тарусский и стешевский горизонты сложены в нижней части доломитами, участками неравномерно пористыми и кавернозными, с прослоями известняков и ангидритов. Выше по разрезу залегает толща ангидритов с прослоями доломитов. Толщина нижнего (C1s1) подъяруса колеблется от 127 м (скважина №203 Горизонтальный ствол) до 166 м в скважине №112, средняя – 143 м.
Протвинский горизонт представлен толщей известняков местами водорослевых, слабодоломитизированных, с прослоями доломитов, неравномерно сульфатизированных.
Толщина горизонта от 82 м (скважина №3) до 101 м (скважина №257), средняя – 90 м.
Толщина серпуховского яруса в пределах месторождения составляет 185-252 м, средняя – 222 м.
Среднекаменноугольный отдел (С2) Отложения отдела, представленные нерасчлененными башкирским (С2b) и московским (C2m) ярусами, сложены известняками детритовыми, водорослевыми, участками доломитизированными, неравномерно глинистыми.
Толщина отдела в пределах месторождения колеблется от 62 м (скважина №258) до 110 м в скважине №201 основной ствол, в среднем составляет – 81 м.
Верхнекаменноугольный отдел (С3) Отложения сложены известняками, прослоями органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми с маломощными прослоями аргиллита.
Толщина отдела составляет 11 – 49 м, в среднем – 36 м.
Пермская система (Р1) представлена нижним (Р1) и верхним (Р2) отделами.
Нижнепермский отдел (Р1) Отложения представлены нерасчлененными ассельским и сакмарским (Р1а+s), артинским (Р1аr) и кунгурским (P1k) ярусами.
Нерасчлененная толща ассельского и сакмарского (Р1а+s) ярусов сложена известняками органогенно-обломочными неравномерно глинистыми, участками окремненными, с прослоями известковистых глин, мергелей. Толщина изменяется от 13 м (скважина №3) до 31 м (скважина №258), средняя – 23 м.
Артинский (Р1аr) ярус представлен в нижней части плотными карбонатно-глинисто-алевролитовыми породами, в верхней – детритовыми известняками, неравномерно глинистыми. Толщина яруса в пределах месторождения составляет 115 м (скважина №112) до 174 м (скважина №258), средняя – 136 м.
Кунгурский (P1k) ярус сложен неравномерным переслаиванием глин аргиллитоподобных и алевролитов с подчиненными прослоями песчаников. Толщина яруса изменяется от 117 м (скважина №202 Пилотный ствол) до 176 м (скважина №1), составляя в среднем 154 м.
Верхнепермский отдел (Р2). Отложения отдела представлены уфимским (Р2u) и нерасчлененными казанским и татарским (Р2kz+t) ярусами.
Уфимский (Р2u) ярус представлен неравномерным чередованием глин, алевролитов с прослоями песчаников и пропластками угля, толщиной от 177 м (скважина №258) до 260 м (скважина №201 основной ствол), в среднем – 210 м.
Нерасчлененные казанский и татарский (Р2kz+t) ярусы представлены чередованием глин, алевролитов, песчаников и пропластками угля. Толщина отложений в пределах месторождения изменяется от 125 (скважина №257) до 245 м в скважине №203 Горизонтальный ствол, в среднем составляя 187 м.
Триасовая система (Т) представлена не в полном объеме. В пределах Хоседаю-Неруюской площади выделены отложения нижнего (Т1) (чаркабожская свита – Т1сb) и среднего (Т2) отделов (ангуранская свита – T2an).
Отложения чаркабожской свиты со стратиграфическим и угловым несогласием залегают на верхнепермских осадках.
Представлены отложения триаса толщей переслаивания глин, песчаников и алевролитов. В подошве, вероятно, залегает пласт или несколько пластов базальтов, которые встречены в разрезах гряды Чернышева.
Толщина отложений чаркабожской свиты в пределах месторождения изменяется от 168 м (скважина №3) до 244 м в скважине №6, в среднем составляя 207 м.
Отложения ангуранской свиты распространены не повсеместно, толщина изменяется от 0 м (скважины №№1, 258) до 31 м в скважине №3, в среднем составляя 14 м.
Юрская система (J). В пределах Хоседаю-Неруюской площади отложения юрской системы представлены переслаиванием глин, алевролитов, песков, песчаников, которые с размывом перекрывают отложения триаса. Толщина юрских отложений изменяется от 157 м (скважина №258) до 229 м (скважина №203 Горизонтальый ствол), в среднем составляя 197 м.
Меловая система (К) представлена неравномерным переслаиванием песчаников, песков и глин толщиной от 32 м (скважина №6) до 105 м (скважина №258), в среднем – 55 м.
Четвертичная система (Q). Отложения системы сложены глинами, суглинками, песками, галечником толщиной от 79 м (скважина №257) до 177 м (скважина №3), в среднем – 128 м.
Тектоническая характеристика района.
Согласно тектонической схеме Тимано-Печорской провинции (ТПП) по поверхности карбонатных отложений нижней перми, Хоседаю-Неруюский участок расположен в пределах одноименной двухкупольной антиклинальной складки, которая осложняет Хоседаюский вал гряды Чернышева – структуры I порядка в составе Предуральского краевого прогиба (рисунок 3).
Рисунок 3 Тектоническая схема Северо-Воргамусюрского лицензионного участка
Тектоническую эволюцию исследуемого района можно условно разделить на три крупных тектоно-седиментационных цикла: ордовикско-нижнедевонский, верхне-девонско-триасовый и юрско-антропогеновый. Региональные перерывы в осадконакоплении соответствуют эпохам интенсивных структурообразующих движений в геодинамических обстановках растяжения (до среднекаменноугольного времени) и сжатия, обусловленного инверсией тектонического режима и формирования Уральской складчато-орогенной области. Условия латерального сжатия и последующее проявление соляной тектоники во время триасового этапа тектонического развития способствовали опережающему тектоническому росту Хоседаю-Неруюской структуры по сравнению со структурными формами смежных районов и, в частности, Хорейверской впадины.
Хоседаю-Неруюская структура, осложняющая Хоседаюский вал, представляет собой узкую линейно-вытянутую двухкупольную складку северо-восточного простирания. В юго-западной части структуры выделяется Хоседаюский купол, в северо-восточной – Неруюский купол.
С запада Хоседаюский вал через систему высокоамплитудных разломов (амплитуда до 600 м) взбросо-надвигового типа соединяется с Цильегорскской депрессией Хорейверской впадины. Взбросы, осложняющие западное крыло вала, имеют северо-восточное простирание, согласное с ориентировкой Хоседаюской структуры и падают с северо-запада на юго-восток. Эти тектонические нарушения кулисообразно расположены друг к другу и с глубиной углы наклона разломов снижаются (с 600 до 100). Выполаживающаяся в юго-восточном направлении плоскость надвига разделяет всю структуру Хоседаю-Неруюского вала на автохтонную (стационарную) и аллохтонную (мобильную, верхнюю) части. По данным сейсморазведки в сводовой части структуры фиксируется сдвоение разреза нижнедевонско-силурийских отложений, что подтверждается скважиной 6 Хоседаю-Неруюская, в которой вскрыта увеличенная мощность силура (1497 м). С востока вал также контролируется нарушениями взбросового характера, которые имеют встречное, северо-западное направление падения. Углы наклона сместителей составляют порядка 600.
Таким образом, в разрезе структура вала имеет вид «цветка» с расширением сводовой части вверх по разрезу по мере омоложения отложений. Подобные специфические структуры, имеющие дивергентное, веерообразное строение именуются также "поп-ап" (pop-up) структурами.
В пределах сводовой части Хоседаюского поднятия наблюдается крупное угловое несогласие, где верхнепермские отложения срезаются горизонтом А-I, соответствующим границе предтриасового размыва. При этом глубина размыва увеличивается на запад. В области воздымания Хоседаюской структуры накопилась существенно меньшая по мощности толща терригенных осадков триаса, нежели в смежной области прогибания Адзьвавомской синеклизы. Морфология поднятия указывает на то, что его формирование проходило в условиях интенсивного латерального сжатия, распространявшегося, вероятно, со стороны Урала. Максимальный рост структура испытала на рубеже пермского и триасового периодов. В вышезалегающем триасово-юрско-меловом интервале разреза поднятие в современном рельефе практически не выражено.
На юго-востоке погружение структуры переходит к верхнеордовикскому солеродному бассейну - области активного прогибания Адзьвавомской синеклизы.
Этап активного проявления соляной тектоники был сопряжен со временем накопления терригенных отложений триасового комплекса и контролировался эпохами проявления предтриасового и предъюрского перерывов в осадконакоплении. Проявление соляной тектоники в районе Хоседаю-Неруюского вала было относительно слабым (в отличие от Исакъюского поднятия), что предопределило целостность его структуры и сохранения от разрушения залежей нефти.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции участок работ относится к Хоседаюскому НГР Северо-Предуральской нефтегазоносной области. Территория, прилегающая к Хоседаюскому валу с запада, относится к Колвависовскому НГР Хорейверской НГО, а на севере район работ граничит с Сорокинским НГР Варандей-Адзьвинской НГО.
Непосредственно в пределах участка расположено Хоседаю-Неруюское нефтяное месторождение. К западу и северо-западу от участка (Колвависовский НГР) расположены Северо-Мукеркамылькское, Нерутынское, Колвинское месторождения, к северу (Сорокинский НГР) – Подверьюское, Хосолтинское и Черпаюское нефтяные месторождения.
На государственном балансе на настоящий момент в пределах Хоседаю-Неруюского месторождения числятся три продуктивных пласта: C1s (залежь 1), C1s (залежь 2) и D3zl+nm. Залежи в серпуховском горизонте локализуются в пределах южного Хоседаюского купола, а верхнедевонская залежь охватывает всю Хоседаю-Неруюскую структуру. Результаты испытаний скважин Хоседаю-Неруюского участка представлены в табличном приложении 4.
С учетом установленной продуктивности в пределах участка и на смежных территориях основные перспективы нефтегазоносности территории связаны с 3 нефтегазоносными карбонатными комплексами: среднеордовикско-нижнедевонским, доманиково-турнейским и средневизейско-нижнепермским.
Среднеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК
Промышленная нефтегазоносность комплекса отмечается на нескольких стратиграфических уровнях от верхнего ордовика до нижнего девона включительно. Распространение коллекторов контролируется развитием процессов доломитизации и выщелачивания известняков и доломитов.
В пределах Хоседаю-Неруюской площади по керну, отобранному в скважине 6 из нижнесилурийских и верхнеордовикских отложений в интервале от 4350 м до забоя отмечался запах нефти и бензина по сколу известняков и доломитов, иногда примазки нефти в полостях кораллов, в забойном керне – поднят доломит с равномерной пропиткой и с запахом нефти.
Юго-восточнее площади работ, при бурении скважины 1-Воргамусюрская в пределах Тальбейского блока гряды Чернышева под сульфатно-галогенными отложениями верхнего ордовика отмечено интенсивное нефтегазопроявление.
Продуктивными являются верхнеордовикские карбонатные отложения (линзы) в соленосной толще малотавротинского горизонта.
Продуктивность карбонатных отложений верхнего ордовика доказана также на Среднемакарихинском месторождении. Пласт-коллектор представлен доломитами усть-зыбского горизонта. Флюидоупором служат глинисто-сульфатно-доломитовые отложения хорейверской свиты верхнего ордовика.
В нижнесилурийской части разреза продуктивность связана с веякской свитой, залегающей под тиманско-саргаевской покрышкой. Коллекторы представлены преимущественно вторичными доломитами. В пределах территории исследований нижнесилурийские отложения нигде не выходят под тиманско-саргаевскую покрышку и коллектора, как правило, отсутствуют.
Верхнесилурийские отложения продуктивны к югу от лицензионного участка на Усино-Кушшорском месторождении Хоседаюского вала, где залежь нефти установлена по результатам испытаний в скважине 21 (дебит нефти 10.6 м3/сут. через 9 мм штуцер). Коллекторами являются доломиты гердъюского горизонта, покрышкой – плотные глинистые породы тиманско-саргаевского возраста.
В скважинах, пробуренных в пределах площади исследований, верхнесилурийские отложения характеризуются как низкопроницаемые. В керне скв. 5-Колвинской в интервале глубин 3658-3674 м отмечены пятна и выпоты нефти.
Нижнедевонские отложения являются основным продуктивным горизонтом в смежной Варандей-Адзьвинской НГО. Залежи нефти выявлены почти на всех месторождениях вала Сорокина и вала Гамбурцева. На соседней Подверьюской площади при опробовании скв. 32-Подверьюской получены притоки нефти в интервалах 3707-3719 м и 3720-3726 м дебитом 19 м3/сут и 14 м3/сут. Притоки нефти из нижнедевонских отложений получены также при испытании скв. 90-Хосолтинская, расположенной северо-восточнее участка работ.
Доманиково-турнейский карбонатный НГК
В доманиковых отложениях мелкие по запасам залежи нефти установлены в пределах Хорейверской НГО в непосредственной близости от площади работ на Западно-Ярейягинском, Колвинском, Баганском месторождениях. Породы-коллекторы связаны здесь с прослоями органогенно-обломочных склоновых, шлейфовых известняков между типично-доманикоидными образованиями и с трещинными коллекторами в тектонически ослабленных зонах.
Продуктивность верхнефранских отложений в пределах барьерных рифовых зон и карбонатных банок доказана на Восточно-Колвинском, Северо-Хоседаюском и других месторождениях Хорейверской НГО.
На Хоседаю-Неруюском месторождении продуктивными являются фаменские отложения верхнего девона (D3zl+nm), залегающие под карбонатно-глинистым флюидоупором тульского горизонта. В скв. 10-Хоседаюской из интервала глубин 1867-1922 м получен фонтанный приток нефти дебитом 24.1 м3/сут на штуцере 10 мм. В скв. 6-Хоседаю-Неруюской из карбонатов верхней части зеленецко-нюмыльгского горизонта в интервале 1896-1917 м получено 400 л нефти, плотностью 0.912 г/см3. Фонтанные притоки дебитом 42 м3/сут был получен при освоении эксплуатационной скв. 202 (основной ствол).
Залежь пласта D3zl+nm пластовая, сводовая, структурно-тектонического типа. Коллектор представлен порово-каверно-трещинными карбонатными породами. Ограничивается с запада тектоническим нарушением, в остальной части – принятым уровнем ВНК (-1811 м). Размеры залежи 22х1.5 км, высота залежи – от 100 м на Хоседаюском куполе, до 230 м на Неруюском.
К западу от участка, в пределах Хорейверской НГО, на Нерутынском и Северо-Мукеркамылькском месторождениях также установлены залежи в фаменских отложениях
В Варандей-Адъвинской НГО на Хосолтинском месторождении установлена тектонически экранированная залежь в отложениях доманика. Залежь имеет единый контакт с залежами в нижнем девоне-верхнем силуре, этаж нефтеносности составляет 319 м. Дебиты легкой нефти из отложений D3f2 достигают 500 м3/сут.
Средневизейско-нижнепермский карбонатный НГК
На Хоседаю-Неруюском месторождении установлена продуктивность карбонатных отложений серпуховского горизонта. Их продуктивность контролируется наличием над коллекторами пропластков ангидрита, являющегося флюидоупором. В северной части месторождения (р-н скв. 1, 3, 258) в разрезе серпуховских отложений ангидритов не выделяется и коллекторы насыщены водой.
В южной части Хоседаю-Неруюского месторождения пласт C1s разделен на два пропластка, каждый из которых контролирует самостоятельную залежь. Верхний (залежь 1) имеет небольшую мощность и расположен в толще ангидрита. Нижний (залежь 2) является основным и представлен мощным выдержанным пластом-коллектором, который прослеживается под ангидритовой толщей.
Верхний пласт (залежь 1) кондиционными испытаниями не охарактеризован. Залежь пластовая, сводовая. Водонефтяной контакт не вскрыт и принят условно на а.о. – 1470.1 м. Размеры залежи – 2.3х1.2 км, высота залежи – 40 м.
Нижний пласт (залежь 2) испытан в скв. 10-Хоседаюской, где из интервала глубин 1642-1624 м получен фонтанный приток нефти дебитом 3.5 м3/сут на 4 мм штуцере. В скв. 201 (основной вертикальный ствол) получен приток нефти дебитом 31 м3/сут при работе насосом НС-73.
Залежь нижнего пласта пластовая, сводовая. ВНК принят на а.о. -1509. Размеры залежи – 3.3х1.3 км, высота залежи – 60 м.
Залежи нефти в пределах Хорейверской НГО выявлены в серпуховских, верхнекаменноугольных и ассельско-сакмарских отложениях. Продуктивность последних связана с биогермными постройками нижнепермского возраста, которые имеют широкое распространение в данном интервале разреза.
Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти и растворённого газа Хоседаю-Неруюского нефтяного месторождения Ненецкого автономного округа. Договор № 65/01/18 от 01.01.2018 г. Корсунь В.В., Смирнов А.В., Колесова М.П., и др. 2018
Следующее Месторождение: Мегионское