Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Газовое
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки:
Год открытия:
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 13517.646 км²
Северно-Кожимское месторождение
Северно-Кожимское месторождение находится в Интинском районе Республики Коми.
Месторождение расположено в пределах Северо-Кожимкого лицензионного участка, расположеного в 1.5 км к юго-западу от г. Инта.
Обзорная карта района работ представлена рисунке 1.
В административном отношении месторождение расположено на территории городского округа Инта. На территории Интинского участка отсутствуют населенные пункты. Город Инта является административным центром Интинского района и крупным промышленным городом Республики Коми с развитой инфраструктурой. Город расположен в Предуралье, в 50 км южнее Северного полярного круга, на левом берегу р. Большая Инта (бассейн Печоры), в 12 км от железнодорожной станции Верхняя Инта.
Рис. 1 Обзорная карта района работ
СТРАТИГРАФИЯ
В геологическом строении изучаемой территории принимают участие породы фундамента и осадочного чехла - отложения ордовикской, силурийской, девонской, каменноугольной, пермской, четвертичной систем.
При описании строения осадочного чехла использовались данные бурения скважин 1, 2, 3, 5, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 – Интинские, Северо-Кожимские.
В пределах Северо-Кожимского месторождения находятся скважины 5, 16, 15, 21 –Северо-Кожимские.
Стратиграфическая характеристика разреза приводится в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской провинции» на основании изучения керна, с использованием петрографического описания шлифов, фаунистических определений и результатов интерпретации данных ГИС.
Сводный литолого-стратиграфический разрез осадочного чехла Интинско-Кожимской площади представлен на рисунке 2.
Осадочный чехол на Интинском месторождении вскрыт до глубины 4507.1 м бурением поисковой скважины №17-Интинская. В пределах месторождения вскрыт и изучен разрез каменноугольных, пермских и четвертичных отложений.
Рис. 2 Сводный литолого-стратиграфический разрез
Каменноугольная система – C
Каменноугольные отложения трансгрессивно залегают на образованиях фаменского горизонта. В составе системы выделены нижний, средний и верхний отделы.
В пределах Кожимской площади, в скважине №1-Кожимская, вскрытая мощность карбона составляет 1354 м.
На Интинском месторождении вскрыт и изучен разрез каменноугольных, пермских и четвертичных отложений (граф. П.2)
Каменноугольная система – С
Каменноугольная система выделена в сокращенном стратиграфическом объеме и представлена преимущественно нижним и средним отделами. Отложения верхнего отдела выделены в разрезе скважины 18-Интинская (Чернореченский блок).
Нижний отдел – С1
Нижнекаменноугольные отложения на Интинском участке вскрыты скважинами в неполном объеме. В строении разреза нижнего карбона принимают участие отложения серпуховского яруса.
Серпуховский ярус – C1s
Серпуховский ярус расчленяется на нижнесерпуховский и верхнесерпуховский подъярусы в аллохтонной части разреза.
Общая мощность серпуховского яруса в аллохтонной части разреза составляет 53-466 м.
Нижнесерпуховский подъярус - C1s1
Нижнесерпуховские отложения представлены неравномерным чередованием известняков и доломитов.
Известняки серые до темно-серых со слабым коричневатым оттенком, мелко-тонкозеристые, прослоями пористые и кавернозные.
Доломиты неравномерно пористые и кавернозные.
Мощность нижнесерпуховского подъяруса в аллохтонной части разреза составляет 79.5-252 м.
Верхнесерпуховский подъярус – C1s2
Отложения верхнесерпуховского в разрезе скважины 14-Интинской представлены неравномерным чередованием известняков и доломитов с тонкими прослоями аргиллитов.
Известняки светло-серые и серые, органогенно-детритовые, мелко- и среднезернистые, иногда мелкообломочные, прослоями неравномерно доломитизированные, неравномерно пористые и кавернозные, иногда битуминозные, с запахом бензина.
Доломиты светло-серые и серые, разнозернистые, реликтово-органогенные неравномерно известковистые, пористые и кавернозные, с запахом бензина.
Аргиллиты темно-серые и черные, мергелистые.
Мощность верхнесерпуховского подъяруса в аллохтонной части разреза составляет 55-214 м.
В автохтонной части разреза отложения нерасчлененного серпуховского яруса представлены ангидритами светло-серыми, прожилками и участками буровато-темно-серыми, мелко-среднезернистыми, слабо сцементированными, с прослоями доломита мелко-среднезернистого, плотного, крепкого и ангидрито-доломитовой породы, представленной доломитом буровато-темно-серым, мелкозернистым и ангидритом светло-серым.
Вскрытая мощность серпуховского яруса в автохтонной части разреза составляет 374-383 м.
Средний отдел – С2
В составе среднего отдела карбона в аллохтонной части разреза выделяются башкирский и московский ярусы.
Башкирский ярус – C2b
Известняки башкирского яруса залегают на нижнекакаменноугольных карбонатных образованиях серпуховского яруса. Отложения представлены известняками серыми, светло-серыми, иногда с буроватым оттенком, органогенно-детритовыми, разнозернистыми, участками глинистыми, в различной степени перекристаллизованными, с редкими стилолитовыми швами и трещинами, залеченными глинисто-битуминозным веществом, в средней части разреза с прослоем доломита (до 10 м) серого, мелко-тонкозернистого, мелкокавернозного, сильно окремненного.
Мощность башкирского яруса на Интинском участке составляет 100-181,4 м.
Московский ярус – С2m
Литологически ярус представлен известняками серыми, мелко-тонкозернистыми, органогенно-детритовыми, неравномерно перекристаллизованными, доломитизированными, плотными, крепкими, с кальцитовыми микротрещинами и редкими стилолитовыми швами.
Мощность отложений изменяется от 30 до 184 м.
В автохтонной части разреза вскрытая мощность нерасчлененных башкирского и московского ярусов составляет 119-236 м.
Отложения здесь представлены доломитами светло-серыми со слабым буроватым оттенком, мелкозернистыми, неравномерно перекристаллизованными, плотными, очень крепкими. В средней части выделяется прослой (5 м) доломито-кремнистой породы.
Верхний отдел – С3
Верхнекаменноугольные отложения представлены в сокращенном объеме касимовского яруса. Они сложены известняками темно-серыми, буровато-серыми, органогенно детритовыми, с фораминиферами, криноидеями, редкими брахиоподами. Известняки участками глинистые, неравномерно окремненные, плотные, крепкие, при расколе с резким запахом бензина, с прослоем (5 м) аргиллита темно-серого, алевритистого, слабо известковистого, с конкрециями пирита.
Мощность отложений составляет 31 м.
Пермская система – Р
Пермская система на Интинском месторождении представлена нижним и верхним отделами.
Нижний отдел – Р1
На размытой поверхности среднекаменноугольных пород залегают отложения нижнего отдела перми. В его составе выделены ассельский, сакмарский, артинский и кунгурский ярусы согласно принятым унифицированным стратиграфическим схемам (1989, 1990).
Ассельский и сакмарский ярусы – Р1a+s
Отложения нерасчлененных ассельского и сакмарского ярусов в аллохтонной части разреза представлены известняками серыми, от светло- до темно-серых, неравномерно глинистыми, участками мелкодетритовыми, плотными, крепкими, с трещинами и стилолитами, выполненными белым кальцитом и темно-коричневым глинистым веществом, с примазками битума и запахом бензина, с остатками фауны. В верхней части разреза (15-20 м) отмечаются известняки коричневые, коричневато-серые, буровато- и зеленовато-серые, глинистые, с постепенными переходами в мергели и аргиллиты.
Мощность нерасчлененных ассельского и сакмарского ярусов алохтонной части разреза составляет 115-283 м.
Автохтонная часть разреза нерасчлененных ассельского и сакмарского ярусов сложена известняками темно-серыми, мелко-тонкозернистыми, прослоями органогенно-детритовыми, неравномерно окремненными и глинистыми, слабо перекристаллизованными, с запахом бензина. В верхней части разреза наблюдаются прослои (от 5 до 10 м) доломитов темно-серых, тонкозернистых, сильно окремненных, слабо известковистых, трещиноватых, плотных, крепких.
Вскрытая мощность ассельского и сакмарского ярусов в автохтонной части разреза составляет 441-464 м.
Артинский ярус – Р1ar
Нижняя граница артинского яруса проводится в основании карбонатной толщи, сложенной известняками серыми, темно-серыми, сильно глинистыми, алевритистыми, плотными, крепкими, с трещинами, выполненными белым кальцитом и глинистым веществом, участками с запахом бензина. Средняя часть разреза артинского яруса сложена карбонатно- терригенными отложениями и представлена неравномерным чередованием известняков темно-серых, глинистых, участками окремненных, с брахиоподами, спикулами губок и карбонатно-глинистых пород неравномерно алевритовых, со спикулами губок, брахиоподами и члениками криноидей, с постепенными переходами в смешанные карбонатно-терригенные породы и известковистые алевролиты и аргиллиты. Породы неравномерно окремненные, плотные, крепкие, с разноориентированными трещинами, залеченными кальцитом, неясно линзовидно слоистые, часто с текстурой взмучивания осадка. В верхней части артинский ярус представлен терригенными породами, сложенными переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов.
Аргиллиты темно-серые до черных, неравномерно алевритистые, участками известковистые, с трещинами, заполненными белым кальцитом, иногда с редким углефицированным детритом и остатками фауны.
Песчаники серые, с зеленоватым оттенком, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, неясно слоистые, участками глинистые и известковистые, с многочисленными растительными остатками, с трещинами, выполненными белым кальцитом.
Алевролиты темно-серые, полимиктовые, неравномерно глинистые и известковистые, плотные, крепкие, косослоистые, с трещинами, выполненными глинистым веществом или кальцитом, с мелким углефицированным детритом.
Мощность артинского яруса в аллохтонной части разреза составляет 757-2521 м.
Вскрытая мощность артинского яруса в автохтонной части разреза в скважине 18-Интинской составляет 73 м.
Отложения здесь представлены известняками темно-серыми, шламовыми, неравномерно глинистыми, с примесью терригенного материала алевритистой разности, плотными, крепкими, с зернами пирита, прослоями, переходящими в мергели темно-серые, плотные, с зеркалами скольжения.
Кунгурский ярус – Р1k
Отложения кунгурского яруса согласно перекрывают породы артинского возраста, они представлены чередованием песчаников и аргиллитов.
Песчаники серые, полимиктовые, мелкозернистые, с глинистым цементом, слабо известковистые, плотные и трещиноватые (трещины выполнены белым кальцитом).
Аргиллиты темно-серые до черных, неравномерно алевритистые, слабо известковистые, с углефицированным растительным детритом.
Мощность кунгурского яруса на Интинском месторождении составляет 895-1527 м.
Верхний отдел – Р2
Верхний отдел пермской системы выделен в сокращенном стратиграфическом объеме и представлен уфимским ярусом. Отложения казанского и татарского ярусов отсутствуют.
Уфимский ярус представлен в объеме интинской свиты соответствующей верхней части воркутской серии. Он сложен неравномерно чередующимися песчаниками, алевролитами и глинами. По всей толще содержатся прослои углистых аргиллитов и углей, с железисто-карбонатными и известковыми конкрециями. Песчаники полимиктовые, окрашены в серые, зеленовато-серые тона, глинистые и известковистые, с углефицированным материалом, с обломками органических остатков. Мощность песчаных прослоев не превышает 5 м. Алевролиты серые, темно-серые, полимиктовые, неравномерно глинистые и известковистые, с обугленным растительным детритом. Глины темно-серые, зеленовато-серые, неравномерно алевритистые, неизвестковистые.
Мощность верхнепермских отложений составляет 237-465 м.
Четвертичная система – Q
Разрез слагается суглинками, супесями с галькой, гравием и валунами различных пород.
Мощность отложений составляет 48-65 м.
ТЕКТОНИКА
Участок работ расположен на восточной окраине Тимано-Печорской плиты, в юго-восточной части Косью-Роговской впадины, граничащей с Приполярным Уралом (рис. 3).
Рис. 3 Тектоническая схема района
В геологическом разрезе района работ, как и всего Тимано-Печорского региона, выделяются два структурных яруса – байкальский фундамент и плитный осадочный чехол, разделяемые предпалеозойским несогласием. Байкальский фундамент плиты характеризуется неоднородным внутренним строением, связанным с развитием древнего позднепротерозойского (рифей, венд, ранний кембрий) Тимано-Уральского подвижного пояса. Район работ относится к тектонически активному Приуральскому мегаблоку, развивавшемуся в позднем протерозое в условиях спрединга на коре океанического типа, в отличие от Тиманского и Большеземельского более жестких мегаблоков с корами континентального и промежуточного типов.
В структуре фундамента выделяются основные разломы северо-западного простирания (вдоль оси спрединга) и северо-восточного (трансформные). Байкальский цикл тектогенеза в Тимано-Печорском регионе завершился венд-кембрийским орогенным этапом развития и магматизмом с последующей пенепленизацией территории и формированием коры выветривания.
Высокой мобильностью фундамента Приуральского мегаблока, образованного на коре океанического типа, обусловлены активные нисходящие доорогенные и инверсионные орогенные тектонические движения в палеозойское время. Исследователи отмечают значительную унаследованность структур палеозойского комплекса от структур и разломов фундамента.
В разрезе осадочного чехла выделяется ряд разделяемых региональными несогласиями структурных этажей и подэтажей, отражающих стадийность тектонического развития Тимано-Печорской плиты, которая синхронизировалась с эволюцией Уральского подвижного пояса.
Ордовикско-нижнедевонский структурный этаж сформирован в течение раннепалеозойского (каледонского) цикла тектогенеза.
В позднекембрийско‑раннеордовикский этап Приуральский мегаблок представлял собой пассивную окраину Тимано-Печорской эпибайкальской плиты, восточнее которой происходило рифтообразование и образование Уральского палеоокеана. На этом этапе формировались тектонические нарушения сбросового типа, связанные со спредингом. Нарушения были в значительной мере унаследованы от разломов фундамента, но приобретали преимущественно субмеридианальное простирание. В нижнеордовикское время, по данным региональных обобщений, район работ входил в субмеридиальную полосу развития окраинно-плитной терригенной формации приморских равнин, авандельт, лагун и мелководного шельфа. Мощность терригенной формации нижнего-среднего ордовика на изучаемом участке Интинской складчато-чешуйчатой зоны (СЧЗ) увеличивается к востоку до 1200 м. В верхнеордовикско-силурийское и нижнедевонское время формировалась карбонатная формация с развитием субформаций, включающих рифогенную.
Среднедевонско-турнейский этаж сформирован на ранней стадии герцинского тектонического цикла и характеризуется двумя подэтажами. Среднедевонско-нижнефранский подэтаж сложен обломочной, вулканогенно-обломочной грабеновой и карбонатно-обломочной мелководно-шельфовой субформациями.
Верхнефранско‑турнейский подэтаж характеризуется, как и верхнеордовикско-нижнедевонский комплекс, закономерным развитием с запада на восток мелководно-шельфовой, рифовой, депрессионной субформаций и толщ заполнения.
Визейско-триасовый этаж сформирован на поздней стадии герцинского цикла и включает два подэтажа: визейско-нижнепермский нижний, сложенный преимущественно карбонатной формацией и пермско-триасовый терригенный, характеризующимся наиболее сложным строением и формационным составом. В начале пермского периода окраины Тимано-Печорской плиты, к которой относится и район работ, были затронуты процессами складчатости. Здесь, на месте бывшего глубоководного преддугового желоба стал развиваться краевой прогиб, компенсировавший воздымание Северо-Уральского орогена и формировались глубоководные флишевые отложения заполнявшие глубоководную впадину. В Приуральской части плиты, в т.ч. и районе работ, пермско-триасовый подэтаж сложен орогенным комплексом формаций: флишевой, сероцветной молассовой, соленосной, угленосной и красноцветной континентальной.
Формации юрско-мелового этажа, образованного в позднекиммерийский-альпийский цикл тектогенеза, на территории работ эродированы.
Согласно структурно-тектонического районирования осадочного чехла по кровле карбонатов нижней перми-карбона район работ приурочен к Интинской складчато-чешуйчатой зоне (СЧЗ) - тектонической структуре II порядка, осложняющей юго-восточную внутреннюю часть Косью-Роговской впадины Предуральского краевого прогиба.
Косью-Роговская впадина выполнена пермским орогенным молассовым комплексом пород, мощностью до 6500 м. В относительно приподнятой юго-западной и южной части впадины, в том числе в районе работ, в основании пермского комплекса залегают ассельско-сакмарские полифациальные отложения рифогенного комплекса мощностью от 100 м до 600 м и более. В этот комплекс входят и аналогичные по генезису гжельские отложения верхнего карбона. К востоку и северо-востоку преимущественно развиты маломощные (30-70 м) глубоководные депрессионные карбонатно-глинистые отложения сезымской свиты, залегающие на каменноугольных со значительным несогласием, фиксирующим начало активного формирования Предуральского прогиба.
На северо-западе участок захватывает смежную структуру II порядка - Абезьскую депрессию, граничащую с одноранговой Интинской СЧЗ по надвиговой зоне и представляющую внутреннюю наиболее прогнутую часть Косью-Роговской впадины. Абезьская депрессия фиксируется по всем горизонтам осадочного чехла в виде цепочки котловин и депрессий и характеризуется общим наклоном горизонтов осадочного чехла в восточном направлении. Кровля карбонатов нижней перми-карбона в наиболее погруженной восточной и северо-восточной части залегает на глубинах более 6500 м.
На северо-востоке Интинская СЧЗ граничит с Прилемвинской складчато‑покровной зоной, а на юго-востоке – с Кожимским поперечным поднятием Западно-Уральской мегазоны линейных складчато-надвиговых дислокаций. Граница с последним проходит по кулисообразно расположенным разрывам Главного Западноуральского надвига, фиксирующейся по выходам на дневную поверхность нижнепермских карбонатных отложений. Горизонтальная амплитуда этого надвига составляет от первых километров до первых десятков километров. По геологическим картам для южной части Интинской СЧЗ и Абезьской депрессии, как и для смежного Кожимского поперечного поднятия Урала, характерно субмеридиональное простирание надвиговых дизпликатов, которое меняется к северу на северо-восточное.
Складчатый байкальский фундамент по данным геофизических исследований в Косью-Роговской впадине погружен с запада на восток на глубины от 5 до 15 км и более. К северо-западу, в сторону внешнего борта впадины, его поверхность воздымается до 6 км, а к северо-востоку от участка работ погружается до 15 км. На западном внешнем борту Косью-Роговской впадины выделяется Кочмесская ступень с одноименной и Кымбожьюской структурами, а также ряд других, в различной степени нарушенных тектоническими сбросовыми и взбросовыми нарушениями северо-западного и субширотного простираний. Предполагается, что эти структуры формировались на продолжении валов и валообразных поднятий Хорейверской впадины и Варандей-Адзьвинской структурной зоны, в частности Кымбожьюское поднятие - на продолжении структур Салюкинской зоны, а Бергантымылькское – на продолжении вала Сорокина.
Граница Абезьской депрессии с Интинской СЧЗ, относящейся к внутреннему (восточному) борту впадины, проходит по Приуральской зоне разломов. Внутренний борт впадины характеризуется наиболее сложным строением, связанным с линейными системами тектонических чешуй-диспликатов, которые протягиваются от р. Кожим на юге до р. Усы. Эти системы чешуй захватывают на глубине различные стратиграфические интервалы разреза, что предопределяет значительное различие структурных планов в аллохтонном и автохтонном структурных комплексах.
Верхний структурный комплекс (аллохтон) слагают в значительной мере дислоцированные терригенные пермские и карбонатные нижнепермско-средне-нижнекаменноугольные отложения. Нижний структурный комплекс (автохтон) образуют более спокойно залегающие, преимущественно, карбонатные отложения от нижней перми до силура-ордовика.
По результатам сейсморазведочных работ и глубокого бурения установлено, что Интинская СЧЗ в верхнем аллохтонном дизъюнктивно нарушенном комплексе состоит из эшелонированных с запада на восток двух групп дизпликатов - Интинской и Кожимской, северо-восточного простирания. Интинская линейная система дизъюнктивных дислокаций является передовой в составе Интинской СЧЗ. Юго-восточнее, субпараллельно Интинской, выделяется сходно построенная Кожимская система дислокаций, а за ней Восточно-Кожимская, выделяющаяся фрагментарно в юго-восточной части площади работ.
Предполагается, что плоскость зеркала складчатости на Интинской системе дизпликатов располагается на уровне серпуховских отложений нижнего карбона, а на Кожимской системе опускается на уровень турнейских и верхнедевонских отложений, что свидетельствует о существенном нарастании дислокаций (количества и амплитуд взбросо-надвигов) в сторону Урала.
Интинская и Кожимская дислокации представляется как система тектонических надвиговых пластин-дизпликатов более мелкого порядка, последовательно вложенных одна в другую. Так, Интинская система дислокаций состоит из трех тектонических пластин. К двум верхним пластинам приурочена наиболее крупная (18х2км) и гипсометрически высокая Косьинская антиклиналь. К нижней, значительной по размерам пластине принадлежат периклинальные структуры: Усть-Кожимская, Чернореченская и Интинская, которые отделены друг от друга тектоническими нарушениями, сопутствующими основному надвигу.
В пределах Кожимской системы дислокаций выделяются Кожимский дизпликат сложного блокового строения и Угольный. К юго-востоку от Кожимской системы выделяется Восточно-Кожимский прогиб.
В нижнем структурном комплексе (автохтоне) опорными отражающими горизонтами являются ОГ IIt, приуроченный к кровле турнейских отложений нижнего карбона и ОГ IV-V-низы силурийских-верхи ордовикских отложений. По этим горизонтам вырисовывается обширная депрессионная зона, состоящая из кулисообразно расположенных синклиналей, отделенных друг от друга пологими перемычками и малоамплитудными положительными структурами. Все структурные элементы имеют северо-восточную ориентировку. Интинская и Кожимская синклинали разделены пологой протяженной перемычкой, в плане соответствующей Кожимской аллохтонной структурной зоне. Расположенная северо-западнее Интинской синклинали Среднекосьюская синклиналь гипсометрически на 200 м выше ее; разделены они друг от друга узкой протяженной периклиналью Интинской положительной структуры.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Согласно схеме нефтегазогеологического районирования Тимано-Печорской провинции рассматриваемая площадь расположена в пределах Интинско-Кожимской зоны нефтегазоконденсатонакопления (ЗНГКН), выделяемой с составе Интинско-Лемвинского НГР Северо-Предуральской ГНО. Площадь работ охватывает Интинское и Кожимское газ-газоконденсатные месторождения.
Интинско-Лемвинский НГР включает в себя складчато-надвиговые зоны: Интинско-Кожимскую, Лемвинскую, Восточно-Лемвинскую, Пармаюскую, которые рассматриваются как зоны нефтегазонакопления. Промышленно нефтегазоносным является средневизейско-нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс и в качестве перспективнного рассматривается артинско-кунгурский терригенный НГК. О перспективах нижезалегающих НГК, не вскрытых бурением свидетельствуют данные по смежному Кочмесскому и другим НГР Сведения о нефтегазоносности приводятся по данным многочисленных фондовых и опубликованных источников.
В Северо-Предуральской ГНО, к краевой восточной части которой относится район работ, залежи нефти, газа и нефтегазопроявления установлены бурением в широком стратиграфическом диапазоне верхнеордовикских - нижнепермских отложений, слагающих отдельные нефтегазоносные комплексы: ордовикско-нижнедевонский, доманиково-турнейский карбонатном и артинско-кунгурский карбонатно-терригенный.
В пределах Северо-Кожимского месторождения пробурены 5 скважин (№№ 21, 1, 15, 16, 5).
В нижнепермско-каменноугольном разрезе Косьинского блока-дизпликатов, установлены две массивные тектонически-экранированная залежь. Коллекторы каверново-порового типа сложены детритовыми известняками, характеризующихся пористостью в пределах месторождения 0,06-0,13%. Эффективные газонасыщенные толщины 3,6-22,0м. Максимальный приток конденсатного газа дебитом 374,2 тыс. м3/сут получен по скважине 17-Интинская при опробовании в колонне интервала 2672-2685м. Для всех залежей покрышкой служит глинисто-карбонатная толща сакмарского возраста (верхи сезымской свиты).
В отложениях толщи Р1ar1kаллохтонного комплекса на Северо-Кожимском месторождении установлены признаки нефтегазоносности. По керну наблюдались нефтепроявления в виде примазок окисленной нефти и запаха УВ в скважинах 17, 18 и 20-Интинские. При опробовании в открытом стволе, в скважине 18-Интинская из интервала 2520-2636,1м (Р1ar1k-P1a+s) получен глинистый раствор объемом 0,6 м3 с нефтью (30 %), а из интервала 2586 – 2707м приток газа дебитом 40 тыс.м3/сут. При опробовании скважины 17 получен приток газа, дебит которого, не определен. Прямые признаки наличия притоков газа и незначительных притоков нефти, говорит о перспективности артинского аллохтона.
Пласт P1art
Нефтегазоконденсатная залежь пласта P1art вскрыта скважинами №5 и №15 на а.о -1782.5 м. В интервалах продуктивного пласта испытаний не проводилось. Продуктивность горизонта доказана на ближайшем Интинском месторождении. Залежь массивная, сводовая. Представляет собой вытянутую с юго-запада на северо – восток брахиантиклинальную складку, тектонически экранированную с северо-запада и юго-востока. Размер залежи 1.2 км х 13 км, высота залежи 304 м. Условный подсчетный уровень (ГВК) принят на а.о. -1904 м по подошве газонасыщенного коллектора, выделенного в скважине №5. Пористость и газонасыщенность приняты по ГИС.
Пласт C2-P1a+s
Нефтегазоконденсатная залежь пласта C2-P1a+s вскрыта скважинами №5, №15, №1 и №21 на а.о -1937.1 до -2461.5 м. В интервалах продуктивного пласта проведено испытание в скважине №21, в результате был получен приток газа дебитом 1.2 тыс.м3/сут. Продуктивность горизонта доказана на ближайшем Интинском месторождении. Залежь массивная, сводовая. Представляет собой вытянутую с юго-запада на северо – восток брахиантиклинальную складку, тектонически экранированную с северо-запада и юго-востока. Размер залежи 1.2 км х 22.3 км, высота залежи 304 м. Условный подсчетный уровень (ГВК) принят на а.о. -2580 м по подошве газонасыщенного коллектора, выделенного в скважине №21.
Источник: Оперативный подсчёт запасов углеводородного сырья Северо-Кожимского месторождения по состоянию на 01.01.2018 г. Договор № 04-17/НТ от 19.04.2017 г. Сальников С.А., Батрак А.Н., Ткаченко О.В., и др. 2017
Следующее Месторождение: Юряхинское