Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 346.53 км²
Месторождение им.А.Титова
В нефтегазогеологическом отношении район работ относится к
Колвависовскому нефтегазоносному району Хорейвейской нефтегазоносной области. Колвависовский НГР отличается многообразием типов залежей и их стратиграфической приуроченностью от силурийских до пермских терригенных отложений. В пределах НГР установлено 31 нефтяное месторождение, ближайшими из которых являются месторождение имени Р.Требса, имени А. Титова, Южно – Торавейское, Варандейское.
В разрезе осадочного чехла выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):
1. Нижне - среднеордовикский терригенный;
2. Среднеордовикско - нижнедевонский карбонатный;
3. Среднедевонско - нижнефранский терригенный;
4. Доманиково - турнейский карбонатный;
5. Верхневизейско - нижнепермский карбонатный;
6. Пермский терригенный;
7. Триасовый терригенный.
Нижне- среднеордовикский терригенный нефтегазоносный
комплекс. Данный комплекс является наименее изученным на рассматриваемой территории из-за большой глубины его залегания. Мощность отложений по геофизическим данным достигает 600 м. Они вскрыты в отдельных скважинах Большеземельского свода. Максимальная вскрытая толщина этих образований составляет 190 м в скважине № 15 Оленья (им.А.Титова), 70 м в скважине № 1 Хорейверская. Отсутствие этих отложений доказано в центральной части Большеземельского свода.
Отложения нижнего ордовика представлены переслаиванием красноцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. По керну пористость песчаников составляет 8-12%, проницаемость достигает до 10-15 мД. Пласты-коллекторы имеют небольшие толщины.
Среднеордовикские образования сложены доломитами с большим содержанием глинисто-алевритовой примеси. Пористость их не превышает 1-3% и они практически непроницаемы, являясь локальными и зональными флюидоупорами для песчаных пород нижнего ордовика.
Нефтегазоносность этих отложений на рассматриваемой территории пока не установлена. На Оленьей площади (им.А.Титова) эти отложения вскрыты в благоприятных структурных условиях скважиной № 15, но по данным ГИС они являются обводненными.
Среднеордовикско – нижнедевонский карбонатный нефтегазоносный комплекс охватывает карбонатную часть нижнего структурного этажа, стратиграфически приурочен к отложениям верхней части среднего ордовика (маломакарихинская свита), верхнеордовикским, силурийским и нижнедевонским образованиям и согласно залегает на терригенных среднеордовикских отложениях. Верхняя граница комплекса, как правило, является эрозионной и определяется поверхностью регионального предпозне – среднедевонского перерыва осадконакопления.
Ордовикские карбонатные отложения на территории Большеземельского свода вскрыты скважинами №№ 15 Оленья, 1 - Хорейверская, 1,2 - Колвависовские, а также в пределах Сандивейского поднятия и Макариха – Салюкинской зоны. Установлено, что залежи нефти, в верхнеордовикских карбонатах на территории Хорейверской впадины приурочены к высокоамплитудным структурам, ограниченным тектоническими экранами (Среднемакарихинское месторождение). В остальных скважинах вскрытые наиболее емкие коллекторы трещинного типа баганской свиты верхнего ордовика с пористостью 5-11% водонасыщены.
Нижнесилурийские отложения вскрыты бурением на соседних с Оленьей, площадях: Садаягинской, Табровояхинской, Мядловейской и других.
В разрезе нижнего силура флюидоупоры практически отсутствуют, залежи углеводородов выявлены лишь в тех районах, где нижнесилурийские породы выходят под региональную тиманско – саргаевскую покрышку. В районах, где нижнесилурийские отложения перекрыты верхнесилурийскими и нижнедевонскими (как в районе отчетной площади), их емкостной потенциал заметно снижается вследствие слабого эпигенетического изменения пород.
В пределах Хорейверской впадины промышленные притоки нефти из нижнесилурийских отложений получены на Восточно – Колвинской, Шорсандивейской, Западно – Сандивейской площадях. Залежи связаны с литолого-стратиграфическими ловушками. Коллектора трещинно – каверно – порового типа перекрыты тиманско – саргаевской покрышкой. Дебиты при испытании достигают до 77 м3/сут (Западно - Сандаевское месторождение). Эффективные мощности по залежам изменяются от 2,5 до 5,3м (Шорсандивейское месторождение). На Восточно – Колвинской площади при испытании лландоверийских отложений в скв. № 52 получен приток нефти дебитом 27,12 м3/сут. Тип залежи – пластовый, стратиграфически экранированный.
Плотность нефти в стандартных условиях составляет 820,2-854,4 кг/м3, в пластовых – 765,3 кг/м3. Вязкость в стандартных условиях меняется от 3,95 до 11,81 мкм2/с, в пластовых условиях вязкость составляет 0,55 мПа·с. Газосодержание равно 119,1 нм3/т при давлении насыщения 7,6 МПа, объемный коэффициент 1,31. Компонентный состав нефти следующий: содержание смол – 3,32-5,57 % вес, парафина – 7,87-10,17 % вес, серы – 0,36-0,74 % вес.
На Варкнавтской, Оленьей, Садаягинской, Мядловейяхской, Нямюрхитской, Табровояхинской площадях при испытании нижнесилурийских пород притока пластовых флюидов не получено.
Верхнесилурийские отложения в объеме гребенского (пржидольский ярус) и гердъюского (лудловский ярус) горизонтов, согласно залегающих на нижнесилурийских, вскрыты и опробованы на Варкнавтской, Пасседской, Южно – Садаягинской площадях, где при опробовании притока пластовых флюидов не получено.
Продуктивность верхнесилурийских отложений установлена на Оленьей (месторождение имени А.Титова) площади, где при испытании интервала 4099-4190м в скважине №10 получен фонтанный приток нефти дебитом 65,5 м3/сут на 7 мм штуцере.
Плотность нефти в стандартных условиях равна 838,1 кг/м3, вязкость – 18,87 мкм2/с; в пластовых условиях плотность составляет 793,0 кг/м3, вязкость – 1,39 мПа·с. Газовый фактор равен 68,3 нм3/т при давлении насыщения 9,4 МПа, объемный коэффициент – 1,17. Содержание серы – 0,17 % вес, парафинов – 6,84 % вес, асфальтенов – 2,67 % вес. Температура застывания нефти + 18 оС.
Литолого-стратиграфическими работами последних лет установлено, что стратиграфически самая нижняя залежь месторождения им. Р.Требса до последнего времени относящаяся к лохковскому ярусу нижнего девона, приурочена к верхней части гребенского горизонта верхнего силура. Поэтому залежь D1-А относится к отложениям S2.
На месторождении им.Р.Требса плотность нефти в стандартных условиях залежи S2 (D1-А) по устьевым пробам колеблется от 820,5 до 847,1 кг/м3 (среднее принятое значение – 834 кг/м3). Свойства пластовой нефти по данной залежи изучены по одной глубинной пробе из скважины №10. Газосодержание пластовой нефти составляет 148 м3/м3. Давление насыщения нефти газом составляет 19,9 МПа при среднем пластовом давлении 43 МПа, что свидетельствует о недонасыщенности нефти газом. Плотность пластовой нефти составляет 722,3 кг/м3, а вязкость 1,02 мПа*с.
В целом на рассматриваемой территории коллекторы в отложениях верхнего силура характеризуются низкими емкостными свойствами.
Нижнедевонские отложения вскрыты большим количеством скважин.
Мощность этих пород, сохранившихся от размыва на восточном склоне Большеземельского свода в объеме сотчемкыртинского и овинпармского горизонтов лохковского яруса, достигает 450м. На северо-западном склоне свода толщина овинпармского горизонта достигает 200-300м.
Основные коллектора в нижнедевонских отложениях приуроченные к овинпармскому горизонту, сложены вторичными доломитами детритовыми, органогенно-обломочными и доломитизированными известняками.
Промышленные притоки нефти получены на месторождениях имени Р.Требса, А.Титова и Колвинском, где залежи приурочены к ловушкам комбинированного (структурно – стратиграфического и тектонически-экранированного) типа.
На месторождении имени Р. Требса в продуктивных горизонтах (D1-I, D1-II) установлены четыре самостоятельных залежей нефти. Залежи пластовые, тектонически-экранированные. Эффективная нефтенасыщенная толщина пластов составляет 4-22,9 м. Коллекторы трещинного и порового – трещинного типа. Высота залежей изменяется от 6 до 85 м. Дебиты нефти составляют 18-404 м3/сут.
Плотность нефти в стандартных условиях залежи D1-I изменяется от 816,9 до 834,4 кг/м3 (среднее принятое значение – 821,9 кг/м3). Газосодержание пластовой нефти составляет 210,8 м3/м3. Пластовая нефть залежи недонасыщена газом, среднее значение давления составляет 23 МПа при среднем пластовом давлении 45 МПа. Плотность пластовой нефти изменяется от 648 до 718 кг/м3 (среднее принятое значение – 688,3 кг/м3), среднее значение вязкости – 0,57 мПа*с.
Плотность нефти в стандартных условиях залежи D1-II изменяется от 811,5 до 845,1 кг/м3 (среднее – 825,1 кг/м3). Плотность пластовой нефти изменяется от 708 до 745 кг/м3 (среднее – 726,4 кг/м3), в среднем нефть имеет вязкость 0,81 мПа*с.
Давление насышения нефти газом колеблется от 14,9 до 19,3 МПа (среднее – 17,3 МПа) при среднем значении пластового давления 43 МПа, т.е. нефть недонасыщена газом.
Нефть нижнедевонских залежей месторождения имени Р. Требса относится к типу легких, вязкость при 200 в пределах месторождения колеблется от 4,84 до 13,59 мкм2/с, малосмолистых (2,24-4,61% вес), высокопарафинистых (8,07-8,97% вес), малосернистых (0,35-0,39% вес).
На месторождении имени А. Титова в нижнедевонских отложениях выявлены три залежи нефти (D1-I, D1-II, D1-III). Наиболее крупная по запасам залежь D1-I приуроченная к нижней части нижнедевонских карбонатных отложений. Залежь пластового типа, стратиграфически экранированная. Размеры залежи в контуре нефтеносности 30х10 км. Высота залежи 173 м. Водонефтяной контакт принят на отметке -3003м. Коллекторы трещинного и порово-трещинного типов.
Первой поисковой скважиной на месторождении им.А.Титова была открыта залежь нефти в карбонатных отложениях нижнего девона, где при испытании интервала 3918-3945 м был получен фонтанный приток нефти дебитом 630 м3/сут через 12 мм штуцер.
В скважине № 3 Оленья в нижнедевонских отложениях из интервалов 4010-4038 м и 3977-3998 м получены притоки нефти 92,2 м3/сут на 20 мм штуцере и 16,56 м3/сут соответственно.
В скважине № 41 Оленья из интервалов 3950-3955м и 3931-3922м получены притоки нефти 6,75 м3/сут при Н ср.дин.=1093,5 и 89,47 м3/сут при Н ср.дин=931 соответственно. Плотность нефти 847,3 кг/м3 в стандартных условиях.
В скважине № 43 при испытании интервала 3993-4000 м получен приток нефти дебитом 146 м3/сут на 8 мм штуцере. Плотность нефти 775 кг/м3 в пластовых и 833,4 кг/м3 в стандартных условиях.
Залежи нефти в нижнедевонских отложениях вскрыты также в скважинах №№ 1,4,5, 42, 47, 70, 71,77.
Поисково-оценочная скважина № 1 (пробуренная в 2002-03 гг.) также вскрыла залежь нефти в отложениях нижнего девона. При испытании интервала 3915-3922 и 3927-3942 м получен приток нефти дебитом 1,13 м3/сут по П.У. в интервале 1131-745 м. Коэффициент продуктивности скважины 0,069 (м3/сут)(МПа).
Таким образом, в пределах месторождения им. А. Титова в нижнедевонских отложениях получены притоки нефти дебитом от 0,41 м3/сут, (скв. № 47) до 150 м3/сут. (скв. №77). Плотность нефти в стандартных условиях изменяется от 849,9 кг/м3 до 884,9 кг/м3, вязкость – от 6,41 мкм2/с до не текучей. В пластовых условиях плотность нефти составляет 759,0-794,0 кг/м3, вязкость – от 1,30 до 7,0 мПа·с. Газосодержание меняется от 35,2 до 110,8 нм3/т при давлении насыщения соответственно 7,9 до 13,1 Мпа. Содержание смол от 1,66 до 8,9 % вес, парафина от 2,02 до 19,19 % вес., серы от 0,2 до 0,68 % вес. Температура застывания нефти от минус 1 до +25 оС.
Среднедевонско – нижнефранский нефтегазоносный комплекс.
На территории Хорейверской впадины отложения комплекса представлены, в основном тиманско – саргаевскими образованиями, залегающими на глубинах 3200-4100м. Незначительный приток нефти дебитом 1,8 м3/сут получен при испытании в эксплуатационной колонне тиманских отложений в скв. №71 – Оленья. При опробовании тиманских отложений на Среднеянемдейской, Восточно – Колвинской, Ардалинской, Западно – Хоседаюской и Юнкомыльской площадях притока пластового флюида не получено.
Несмотря на отдельные прослои песчаников, в целом экранирующие свойства тиманско – саргаевской толщи выдержаны по площади и рассматриваются как региональный флюидоупор.
Доманиково – турнейский карбонатный нефтегазоносный комп-лекс. Комплекс включает отложения доманикового, ветласянского, сирачойского, нерасчлененных евлановского и ливенского горизонтов франского яруса, нерасчлененных задонского и елецкого, нерасчлененных усть – печорского, зеленецкого и нюмылгского горизонтов фаменского яруса верхнего девона, а также терригенно-карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона.
Характерной особенностью комплекса является исключительное разнообразие слагающих его осадков, резкая изменчивость мощности в различных структурно – фациальных зонах, различные условия осадконакопления.
Комплекс представлен карбонатными, карбонатно-глинистыми, песчано-алевритовыми породами. В Хорейвейской впадине глубина залегания комплекса 2600-3400 м, мощность 550-1100 м.
Доманиковые отложения вскрыты на большинстве площадей Хорейверской впадины. На юге впадины и участками в ее северной части они представлены известняками темно – серыми с прослоями аргиллитов. В этой зоне коллектора практически не выделяются, отложения характеризуются низкими фильтрационными свойствами.
Исключение составляют Варкнавтская, Восточно – Колвинская, Западно – Ярейягинская и Колвинская структуры, в пределах которых установлены залежи нефти.
Залежи связаны с коллекторами порово-трещинного типа пористостью 5-11%, редко до 22% и проницаемостью 5-87 мД. Дебиты нефти составляют от 4 до 14 м3/сут. Залежи пластовые, литологически ограниченные, мелкие по запасам. Покрышкой локального типа являются перекрывающие ветласянские глинистые отложения.
Плотность нефтей в стандартных условиях от 867,0 кг/м3 (Восточно-Колвинское месторождение) до 913,9 кг/м3 (месторождение им. Р. Требса). Вязкости нефтей в стандартных условиях соответственно меняются от 16,05 до 639,2 мкм2/с.
Компонентный состав нефтей, полученных из доманиковых отложений, следующий: содержание смол – от 6,83 (месторождение им. Р.Требса) до 9,33 % вес. (Западно-Ярейягинское месторождение), парафинов от 0,13 (месторождение им. Требса) до 7,36 % вес. (Западно - Ярейягинское месторождение), серы от 0,86 (Западно-Ярейягинское месторождение) до 2,25 % вес. (месторождение им. Требса), асфальтенов от 4,07 (Восточно - Колвинское месторождение) до 5,88 % вес. (месторождение им. Р. Требса). Температура застывания нефти от минус 41оС (месторождение им. Требса) до +6оС (Восточно - Колвинское месторождение).
Наилучшими коллекторскими свойствами в разрезе комплекса обладают характерные отложения рифовых построек сирачойского возраста, сложенные известняками светло – серыми, водорослевыми, сгустково – комковатыми, перекристаллизованными, пористо – кавернозными, трещиноватыми с пористостью 5,5-20%, проницаемостью 60-163 мД.
В пределах месторождения им. Требса в сирачойских карбонатах открыто 5 залежей нефти: «D3srč-I» (скважины №№ 5, 9), «D3srč-II» (скв. №№ 1, 3) – пластового типа и «D3srč-III» (скв. № 4), «D3srč-IV» (скв. № 17), «D3srč-V» (скв. №№ 4-П) – массивного типа. Залежи контролируются зональной карбонатно-глинистой покрышкой в евлановско – ливенских отложениях.
Залежи «D3srč-I», «D3srč-II» испытаны в колонне, получены притоки нефти дебитами от 1,58 м3/сут при Нср.д. = 919 м (скважина № 9) до 553,8 м3/сут. на штуцере диаметром 16 мм при депрессии 3,207 МПа (скважина № 3).
Коллектора массивных залежей «D3srč-III», «D3srč-IV» и «D3srč-V» опробованы в процессе бурения. Расчетные дебиты соответственно составляют: 4,73 м3/сут при депрессии 9,03 МПа (скважина № 4), 16,08 м3/сут. при депрессии 7,3 МПа (скв. № 17) и 593,28 м3/сут. при депрессии 8,17 МПа (скважина № 4-П).
Нефти залежей «D3srč-I», «D3srč-II», «D3srč-III» и «D3srč-IV» сходны по физико-химическому составу. Плотность нефтей в стандартных условиях составляет 874,0-895,0 кг/м3 и в пластовых 829 кг/м3. Вязкость в стандартных условиях равна 19,95-62,33 мкм2/с, в пластовых 5,60 мПа·с. Газосодержание составляет 48,4 нм3/т при давлении насыщения 7,90 МПа.
Содержание смол меняется от 5,29 до 8,39 % вес, парафина от 0,93 до 14,2% вес., серы от 1,03 до 1,96 % вес., асфальтенов 3,43 до 8,18 % вес. Температура застывания нефти от 5 до 19оС.
Плотность нефти в залежи «D3srč-V» в стандартных условиях составляет 923,6 кг/м3, вязкость 145,7 мкм2/с. Содержание смол 4,34 % вес, парафина 1,4% вес., серы – 1,80 % вес, асфальтенов – 12,11 % вес. Температура застывания нефти равна + 4оС.
Фонтанные притоки нефти в сирачойских карбонатах получены также на Восточно-Колвинском, Пасседском и Табровояхинском месторождениях дебитами от 22,2 м3/сут. (Пасседское месторождение) до 58 м3/сут. (Табровояхинское месторождение) на штуцерах диаметром 5 мм при депрессиях соответственно 3,22 и 4,63 МПа.
Плотность нефти в поверхностных условиях изменяется от 819,4 кг/м3 (Табровояхинское), увеличиваясь до 964,5 кг/м3 на Пасседском месторождении. В пластовых условиях плотность нефти меняется от 786,0 (Табровояхинское месторождение) до 867,0 кг/м3 (Пасседское месторождение). Вязкость нефти в стандартных условиях изменяется от 4,98 мкм2/с (Табровояхинское месторождение) до 1642,4 мкм2/с (Пасседское месторождение), в пластовых условиях соответственно – от 2,02 до 7,8 мПа·с. Газовый фактор изменяется от 32,4 нм3/т при давлении насыщения 8,3 МПа (Пасседское месторождение) до 54,3 нм3/т при давлении насыщения 9,5 МПа (Табровояхинское месторождение), объемный коэффициент составляет 1,1.
Компонентный состав нефтей меняется в следующих пределах: содержание смол от 2,26 (Восточно-Колвинское месторождение) до 9,29 % вес. (Пасседское месторождение), парафина – от 1,90 (Восточно-Колвинское месторождение) до 5,6 % вес. (Пасседское месторождение), серы – от 0,26 (Табровояхинское месторождение) до 2,37 % вес. (Пасседское месторождение), асфальтенов от 0,32 (Табровояхинское месторождение) до 13,63 % вес. (Пасседское месторождение). Температура застывания нефти минус 13оС (Табровояхинское месторождение).
Небольшая массивная залежь нефти приурочена к кровле верхнефранских отложений на Сюрхаратинском месторождении, где в скважине № 1 получен фонтанный приток нефти дебитом 72,0 м3/сут. на штуцере диаметром 5 мм при депрессии 3,2 МПа. Плотность нефти в стандартных условиях 871,5-888,6 кг/м3. Вязкость в стандартных условиях составляет 17,43 –33,92 мкм2/с, в пластовых – 4,6 мПа·с. Газосодержание равно 45,2 нм3/т. Содержание смол – 4,03-4,50 % вес, парафина – 2,58-2,80 % вес., серы – 1,25-1,33 % вес., асфальтенов – 3,21-4,67 % вес. Температура застывания нефти от минус 27оС до минус 13оС.
В разрезе фаменского яруса основные продуктивные горизонты связаны с мелководно-шельфовыми известняками нижнефаменского подъяруса. Коллектора с наилучшими фильтрационными свойствами приурочены к зонам развития карбонатных построек, сформированных над ухтинскими рифогенными зонами и банками. Тип коллекторов – поровый, трещинно – каверно – поровый с пористостью 7-24%, проницаемостью 21-7247 мД. За пределами этих зон качество коллекторов значительно ухудшается.
Залежи в нижнефаменских отложениях выявлены в центральной и южной частях Хорейверской впадины на Северо-Хоседаюской, Западно-Хоседаюской, Восточно-Сихорейской, Северо-Сихорейской, Ошкотынской и других площадях.
Средне-, верхнефаменские отложения представлены нерасчлененными усть-печорским, зеленецким и нюмылгским горизонтами, в северной части впадины мощность порядка 300м. В нижней части разреза выделяется пачка известняков, являющихся коллектором, содержащая залежи нефти на Северо-Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Сихорейском, Северо-Сихорейском, Ошкотынском, Северо-Ошкотынском, Тэдинском месторождениях. Залежи пластовые, литологически ограниченные. Дебиты нефти составляют 4-450 м3/сут. Покрышкой для залежей служат глинистые отложения усть-печорского горизонта.
Каменноугольные отложения, входящие в состав комплекса на проектируемой площади представлены в объеме турнейского яруса, сложенного чередованием пачек известняков и аргиллитов мощностью порядка 65м. В пределах Хорейверской впадины при опробовании этих отложений на Садаягинской и Южно-Садаягинской площадях получены притоки минерализованной воды дебитом до 597 м3/сут.
Залежи нефти в органогенных известняках турнейского яруса выявлены в соседней Варандей – Адзьвинской НГО на Южно – Таравейском, Лабагонском, Наульском, Табойском месторождениях.
Средневизейско – нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс. Комплекс представлен в объеме нижнего отдела (верхневизейский подъярус и серпуховский ярус), среднего и верхнего отделов каменноугольной системы и нижнего отдела пермской системы.
Комплекс можно разделить на два подкомплекса: сульфатно-карбонатный и карбонатный.
Сульфатно – карбонатный подкомплекс мощностью порядка 600м подразделяется на два природных резервуара с карбонатными коллекторами в окско-серпуховском и протвинско – верхнекаменноугольных отложениях.
Нижний окско-серпуховский резервуар имеет повсеместное распространение, сложен в нижней части преимущественно карбонатными породами с подчиненными прослоями аргиллитов, а в верхней – ангидрито-доломитовой толще. Коллектора, приуроченные к доломитизированным известнякам и доломитам, имеют пористость 9-16% и проницаемость 1-138 мД. Экраном для данных отложений является доломито-ангидритовая толща тарусско-стешевского горизонта серпуховского яруса.
В северной части впадины из окско-серпуховских отложений получены притоки воды на Мядловейяхинской, Садаягинской, Южно-Садаягинской, Восточно-Хорейверской, Дюсушевской, Ошкотынской, Юнкомылькской площадях дебитом от 17 до 597 м3/сут. Признаки нефтенасыщения по керну в виде запаха и пропитки отмечены в скважинах № 1-Садаягинская, №№ 4,10-Нямюрхитская, № 42-Ошкотынская.
Залежи нефти в данном природном резервуаре выявлены лишь на юге Хорейверской впадины (Мастерьельское, Баганское месторождения).
Протвинские отложения, сложенные доломитизированными известняками и известковыми доломитами по данным ГИС обводнены повсеместно.
Средне-верхнекаменноугольные отложения мощностью порядка 200м в северной части впадины представлены известняками, неравномерно окремненными, участками органогенно-детритовыми. Коллекторы порового, порово-кавернозного типов имеют пористость 5-23% и проницаемость 1-153 мД. В верхнекаменноугольных отложениях открыты залежи нефти на Сандивейской, Северо-Хаяхинской площадях.
Нефтяная залежь массивно-сводового типа открыта в карбонатных отложениях верхнего-среднего карбона на Веякшорской площади. Дебиты нефти составили от 575 до 1031 м3/сут. через штуцер диаметром 24 мм. Плотность нефти составляет 837 кг/м3 в стандартных условиях и 773 кг/м3 в пластовых. Вязкость нефти в стандартных условиях составляет 1,73 мПа*с, в пластовых - 7,63 мПа*с. Содержание смол – 6,5 % вес, парафина – 5,3 % вес., серы – 0,68 % вес. Температура застывания нефти минус 4 оС. Газовый фактор равен 55,4 нм3/т.
В северной части впадины признаки нефтеносности установлены в скважине №1-Мядловейяхская, где в верхнекаменноугольных известняках отмечались выделения вязкой окисленной нефти. На Мядловейяхской, Оленьей, Сюрхаратинской, Восточно-Колвинской, Ошкотинской, Северо-Хоседаюской структурах в процессе испытания скважин получены притоки минерализованной воды дебитом 9-612 м3/сут.
Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный подкомплекс.
На большей части территории Хорейверской впадины распространен терригенно – карбонатный тип разреза, представленный переслаиванием аргиллитов, мергелей, глинистых известняков.
В северной и южной частях намечены зоны развития карбонатных построек ассельско-сакмарского возраста. Они подтверждены бурением на ряде площадей – Харейсинской, Вангурейяхинской, Садаягинской, Восточно-Ханчаргинской, Варкнавтской, Оленьей, Северо-Хоседаюской и других площадях. Здесь породы – коллекторы представлены биогенными и органогенно – детритовыми разностями известняков. Тип коллектора – поровый и каверно – поровый. Коэффициент пористости коллектора по ГИС составляет 7-14%, а единичные значения достигают 18-23%. Проницаемость составляет 0,1-463 мД. Биогермы имеют небольшие размеры, мощность их достигает до 70-160 м.
Залежи нефти а биогермных образованиях ассельско-сакмарского возраста установлены на Северо – Хаяхинской, Сандивейской, Веякошорской и Мусюршорской площадях.
Дебиты составили от 9,6 по подъему уровня (Веякошорское месторождение) до 28,8 м3/сут через штуцер диаметром 7 мм (Мусюршорское месторождение). Плотность нефти составляет 850,0-866,0 кг/м3 в стандартных условиях, вязкость нефти в пластовых условиях на Веякошорской площади составляет 2,95 мПа·с, в стандартных условиях на Мусюршорской площади вязкость нефти составляет 13,61 мкм2/с. Содержание смол – 7,6-10,35 % вес, парафина – 3,8-5,2 % вес., серы – 0,62-1,95 % вес. Температура застывания нефти до +5 оС.
Признаки нефтеносности выявлены в разрезе скважины № 22-Вангурейяхинская (в известняках отмечен налет нефти), № 1-Садаягинская (слабый запах нефти). На Харейсинской, Варкнавтской, Оленьей, Юнкомылькской, Северо-Хоседаюской были получены притоки пластовой воды дебитом 1,2-924 м3/сут.
Породы-коллекторы артинского возраста приурочены, как правило, к верхней части разреза и представлены терригенно–карбонатными породами, детритовыми и песчанистыми известняками, формировавшимися в мелководно-шельфовых и прибрежно-морских условиях.
Тип коллектора – порово и порово-трещинный. Коэффициент пористости коллектора по ГИС составляет 7-14%.
Признаки нефтеносности выявлены в разрезе скважины № 22-Сандивейская (слабая пропитка нефти). При опробовании в эксплуатационной колонне в скважине 80 Тюлисейская получен приток тяжелой (915,9 кг/м3) вязкой (89 мкм2/с) окисленной нефти дебитом 1,2 м3/сут. На Оленьей площади были получены притоки пластовой воды с пленкой нефти дебитом 4,4-234 м3/сут.
Пермский терригенный нефтегазоносный комплекс.
Комплекс, представленный двумя отделами: нижнепермским (кунгурский ярус) и верхнепермским (нерасчлененная толща уфимского, казанского, татарского ярусов), залегает на глубинах 1600-2200 м (в районе проектируемой площади – 2090 м).
Формирование осадков в кунгурское время происходило в зоне перехода мелководно-морских в прибрежно-морские, в это время шло накопление глинистых отложений с небольшим количеством маломощных, невыдержанных по площади пластов – коллекторов.
Осадки верхней перми представляют собой континентальную толщу терригенных пород с чередованием песчаных пластов – коллекторов и непроницаемых глинистых осадков мощностью до 140 м.
Промышленная нефтеносность пермских терригенных отложений в пределах Хорейверской впадины не установлена.
Песчаники кунгурского возраста с признаками нефтенасыщения установлены на Северо-Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Тюлисейском месторождениях, месторождении им. А.Титова, а так же на Восточно-Хорейверской площади.
Нефтенасыщенный керн из верхнепермских отложений поднят в ряде скважин на Оленьей, Восточно-Хорейверской и Тюлисейской площадях. Эти отложения опробованы на Южно-Сюрхаратинской, Ошкотынской, Тэдинской, Верхнеколвинской, Оленьей, Варкнавтской и Нямюрхитской площадях.
В скважине № 42-Оленья (им.А.Титова) при опробовании ИП получено 43,2 м3/сут фильтрата глинистого раствора перебитого нефтью. Коэффициент продуктивности 2,96 м3/сут/МПа.
На Восточно-Хорейверской площади получены притоки жидкости с нефтью (содержание нефти от пленки до 7,2 %). Плотность нефти в стандартных условиях 930,6 кг/м3, вязкость – 261,6-339,21 мкм2/с. Содержание серы – 1,57-1,88 % вес., парафина – 1,12-2,6 % вес., смол – 8,50-11,79 % вес., асфальтенов – 2,51-3,24 % вес. Температура застывания нефти от минус 15 до минус 21оС.
На Тюлисейской площади в скважине № 80 получен приток пластовой воды с нефтью суммарным дебитом 2,8 м3/сут. (нефти 7,1 % объема) при Нср.д. = 1592 м. Плотность нефти в стандартных условиях 939,6 кг/м3. Содержание серы – 1,17 % вес., парафина – 1,6 % вес., смол – 6,59 % вес., асфальтенов – 3,5 % вес. Температура застывания нефти минус 19оС.
Триасовый терригенный нефтегазоносный комплекс.
Триасовые отложения представлены в разрезе всеми отделами. В отношении нефтегазоносности интерес представляют красноцветные отложения чаркабожской свиты, мощностью до240м. Свита представлена глинистой толщей с прослоями песчаников континентального происхождения. Песчаные пласты внутри глинистой толщи имеют аллювиально-русловую природу, полимиктовые по составу, зернистость меняется от грубозернистой до мелкозернистой. Перекрывающие их глины, в основном, монтморилонитового состава, мощностью 10-20 м, обладают хорошими экранирующими свойствами. Пористость коллекторов составляет 18-25%, мощность изменяется от 4-8 м до 20 м.
Промышленная нефтеносность нижнетриасовых отложений установлена на вале Сорокина, где нефтенасыщенны практически все пласты песчаников чаркабожского возраста. В пределах Хорейверской впадины промышленная нефтеносность триасовых отложений не установлена, но в процессе геологоразведочных работ отмечены выпоты нефти в керне на Оленьей площади, при опробовании этих отложений получены косвенные признаки нефтенасыщения в виде пленки нефти на Сюрхаратинской и Верхнеколвинской площадях. В пределах Оленьей площади в скважине № 5 получен приток безводной нефти дебитом 5,7 м3/сут по подъему уровня. Признаки нефтенасыщения, выявленные на достаточно большом расстоянии от источника углеводородов (разлома, отделяющего Хорейверскую впадину от вала Сорокина), указывают на возможность латеральной миграции УВ по пластам русловых песчаников.
При опробовании нижнетриасовых отложений на других площадях севера Хорейверской впадины полученыпритоки пластовой воды дебитом от 0,57 м3/сут до 134 м3/сут по подъему уровня.
Отложения харалейской свиты нижнего триаса, пестроцветы среднего триаса и толща нарьянмарской свиты верхнего триаса по материалам ГИС обводнены и в отношении нефтеносности бесперспективны.
Источник: Отчет о результатах геологоразведочных работ на месторождении им.А.Титова. Козинко В.А. и Букреев С.А. 2005
Следующее Месторождение: Западно-Лекейягинское