Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Лес
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1970
Источник информации: ПП_2021г. Без пласта С3
Метод открытия:
Площадь: 73.45 км²
Среднемакарихинское нефтяное месторождение
Среднемакарихинское нефтяное месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми, в 90 км от г. Усинска, в географическом отношении - в южной части Большеземельской тундры и занимает территорию междуречья р.Усы и ее правого притока Большой Макарихи.
Лицензия СЫК № 01750 НЭ от 10.11.2006 года на право пользования недрами с целью доразведки и добычи принадлежит ОАО «НК «Роснефть».
В непосредственной близости (35-70 км) от месторождения расположены Баганское, Северо-Баганское, Усинское, Харьягинское и Возейское нефтяные месторождения.
В региональном тектоническом плане район Среднемакарихинского нефтяного месторождения распологается в пределах Макариха-Салюкинской антиклинальной зоны, входящей в состав Хорейверской впадины Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. По поверхности фундамента Хорейверской впадине соответствует погребенный Большеземельский свод (рис.1).
Рис.1. Выкопировка из схемы тектонического районирования Тимано-Североуральского региона. Масштаб 1:1000000
Продуктивными горизонтами в разрезе месторождения являются пласты нижнекаменноугольного, нижнесилурийского и ордовикского возрастов. Коллекторами являются карбонатные породы (доломиты, известняки и органогенные известняки) с поровым, порово-кавернозным и трещинным типом пустотного пространства.
Среднемакарихинское месторождение открыто в 1970 г., в 2000 г. введена в пробную эксплуатацию кижнесилурийская залежь, в промыщленной разработке залежь находится с 2003 г. Верхнеордовикская залежь введена в разработку в 2009 г.
Впервые запасы нефти и растворенного газа по пласту Оз Среднемакарихинского месторождения утверждены в 1986 г. (Протокол ГКЗ СССР № 10077) в количестве (геол/извл.) 15060/3765 тыс.т нефти и -/337 млн. м3 газа по категории С2.
Залежь нефти в доломитовой толще верхнего ордовика (О3)
Нефтяная залежь верхнеордовикского возраста приурочена к валообразной складке с двумя купольными поднятиями: Северо-Макарихинским и Среднемакарихинским.
Нефтесодержащий объект представлен доломитовыми породам, так называемая «доломитовая толща», залегание которых фиксируется на глубинах 4170- 4330 м. Изменение вскрытых толщин по площади варьирует в небольшом диапазоне от 129 м до 152 м. Продуктивная толща сложена доломитами. В результате изучения керна по большим щлифам установлено, что коллекторы верхнеордовикских отложений являются трещинными с наличием пор вторичного выщелачивания.
Продуктивность коллекторов верхнего ордовика была выявлена по результатам опробования СКВ. 12 (перфорация) и скв.13, 14 (открытый ствол).
Всего ордовикские отложения на месторождении вскрыты 8- скважинами (№№ 1 Н- М, 8, 12, 13, 14, 19, 21, 22) из них продуктивная часть залежи зафиксирована в скважинах Хо№8, 12, 13, 14,21.
По данным опробования получены притоки нефти с дебитами от 1,6 т/сут до 42,2 т/сут. В СКВ. 8 при вскрытии горизонта произощел нефтяной выброс на дневную поверхность. После ликвидации аварии через щтуцер диаметром 9 мм получен приток нефти дебитом 42Д т/сут.
Залежь нефти массивно - сводовая, ограниченная с запада тектоническим экраном с его простиранием по направлению с юга на север. Тектонический разлом зафиксирован данными сейсмических исследований.
Термобарические условия залежи характеризуются аномально высоким пластовым давлением. Коэффициент аномальности составляет 1,47.
Уровень подсчета (УВНК) по залежи 03 принят на отметке -4136 м., соответствующего подошве интервала опробования скв. 21., в результате которого из интервала 4207-4238м. (абс.отм. -4105-4136 м) получен приток 1,6 мЗ/сут на 2 мм. штуцере.
Источник: Материалы к оперативному изменению запасов УВС пласта Оз Среднемакарихинского месторождения (на 01.01.2015 года). Лицензия СЫК 01750 НЭ. Гудков А.С., Перечицкий П.В., Колбунов М.Г., и др. 2015
Следующее Месторождение: Ишуевское (Оренбург/Самара)