Месторождение: Ярейюское (ID: 36411)

Свойства

Класс Месторождения:

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность: Лес

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 1973

Источник информации: Росгеолфонд

Метод открытия:

Площадь: 178.39 км²

Описание

Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение

В административном отношении Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской, в Ярейюском нефтегазоносном районе, в 120 км северо-восточнее г. Нарьян-Мара – административного центра округа, являющегося крупным речным и морским портом на Крайнем Севере, где находятся также аэропорт и производственно-технические базы.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза Ярейюского нефтяного месторождения приводится в соответствии с унифицированной схемой стратиграфии ТПП 1996 г. по результатам изучения керна, данных промыслово-геофизических исследований поисковых и разведочных скважин с использованием стратиграфических разбивок предыдущих работ ОАО «Нарьян-Марсейсморазведка», ГУП ТП НИЦ. Стратиграфическое расчленение вскрытого разреза произведено на основании сопоставления разрезов скважин, рассматриваемого участка работ, с другими изученными разрезами скважин по соседним площадям Колвинского мегавала.

Глубина залегания фундамента в пределах Колвинской зоны составляет 5.6-9.6 км. Нижний структурный этаж фундамента сложен различными структурно-вещественными комплексами, возрастной диапазон которых, по мнению разных исследователей, варьирует от архейско-раннепротерозойского до вендско-кембрийского.

Верхний, орогенный ярус, включает в себя нерасчлененные вендско-кембрийские отложения. Молассовая толща представлена туфогенно-обломочными образованиями, переслаиванием песчаников вулканномиктовых, туфов кислого состава, туфоалевролитов, глинистых сланцев. Толщина в зоне Колвинского мегавала составляет 500-1000 м.

На Ярейюской площади вскрытый разрез общей толщиной 4702 м (скважина 12) включает в себя породы палеозоя, мезозоя и кайнозоя.

Палеозойская группа – PZ

Ордовикская система – O

В пределах Колвинского мегавала ордовикские отложения, приходящиеся на основание осадочного чехла, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на рифей-венд-кембрийском метаморфизованном складчатом фундаменте. Отложения представлены преимущественно вторичными доломитами, в нижней части – с тонкими прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов, иногда красноцветных.

Ордовикские отложения в пределах Колвинского мегавала бурением не вскрыты и изучены только сейсморазведкой. Предполагаемая толщина этих пород более 600 м.

Силурийская система – S

Силурийские отложения вскрыты на соседних с изучаемой площадях скважинами 51, 63-Возейскими и 1-Колвинской. Силурийские осадки залегают без перерыва на отложениях верхнего ордовика и выделяются в составе двух отделов: нижнего и верхнего. В нижнем силуре преобладают карбонатные отложения, в верхнем силуре появляются глинистые разности. Толщина отложений силура, по данным сейсморазведки и бурения, в пределах Печоро-Колвинского авлакогена предполагается от 800 м до 1900 м.

Нижний отдел – S₁

Отдел выделен в составе лландоверийского и венлокского ярусов. Отложения нижнего силура представлены массивными вторичными доломитами серо-коричневыми, неравномерно известковистыми с обильным детритом беспозвоночных, в нижней части темно-серыми, пиритизированными, интенсивно трещиноватыми. Толщина отложений, вскрытых скважиной 1-Колвинская, составила 585 м.

Верхний отдел – S₂

 Верхнесилурийские отложения представлены лудловским и пржидольским ярусами. Отложения верхнего силура, вскрытые скважиной 1-Колвинская, имеют толщину 924 м.

Лудловский ярус – S₂ld

Отложения лудловского яруса представлены переслаиванием известняков, доломитов и мергелей.

Пржидольский ярус – S₂p

Отложения пржидольского яруса представлены переслаиванием мергелей, известняков и аргиллитов, вверх по разрезу глинистость отложений возрастает.

Девонская система – D

На отчетной территории девонские отложения представлены нижним, средним и верхним отделами. Отложения вскрыты скважинами 1, 7, 8Н, 9, 10, 12, 13-Ярейюские.

Нижний отдел – D₁

Нижнедевонские отложения представлены лохковским ярусом, согласно залегают на верхнесилурийских отложениях.

Лохковский ярус – D₁l

Лохковский ярус представлен в объёме овинпармского и сотчемкыртинского горизонтов. Овинпармскому горизонту в пределах Колвинского мегавала соответствует кумжинская свита, сотчемкыртинскому – ванейвисская.

Литологически на рассматриваемом месторождении отложения представлены переслаиванием аргиллитов красновато-коричневых, коричневых, зеленовато-серых. Аргиллиты плотные, массивные, крепкие (долбления №№ 7 и 8 скважины 12-Ярейюская).

Вскрытая толщина на Ярейюском месторождении 17.4 м. В сторону Хорейверской впадины мощности уменьшаются. Полное выклинивание нижнего девона наблюдается в сводовой части Инзырейского выступа.

Средний отдел – D₂

Среднедевонские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на нижнедевонских образованиях и включают в себя два крупных осадочных ритма, соответствующие эйфельскому и живетскому ярусам.

Среднедевонские отложения в пределах Колвинского мегавала характеризуются значительными колебаниями мощности. Установлено сокращение мощности отдельных горизонтов на склонах палеоподнятий, вплоть до полного выклинивания (Инзырейский блок).

Эйфельский ярус – D₂ef

Представлен верхним подъярусом, в котором выделяются омринский и колвинский субрегиональные горизонты. Отсутствие отложений бийского и кедровского горизонта говорит о перерыве в седиментации на рубеже нижнего и среднего девона. Вскрытая толщина составляет 278 м (скважина 12-Ярейюская).

Верхнеэйфельский подъярус – D₂ef₂

Омринский горизонт – D₂om

Омринский горизонт сложен преимущественно песчаниками, ритмично переслаи-вающимися с алевролитами и аргиллитами. По описанию керна, песчаники серые, светло-серые, массивные, плотные, крепкие, кварцевые, участками кавернозные, трещиноватые, прослоями слоистые, глинистые, преобладают тонко-мелкозернистые разносности, местами трещиноватые. Алевролиты серые, тонкослоистые, плотные, крепкие. Аргиллиты серые до черных, плотные, крепкие, слаботрещиноватые с редкими обломками углефицированной фауны (долбления №№ 60-76 скважина 12). Вскрытая толщина составляет 177 м.

Колвинский горизонт – D₂kl

Колвинский горизонт – реперное подразделение в разрезах Колвинского мегавала, с размывом залегает на омринском горизонте, а в единичных разрезах приразломной зоны – на нижнедевонских отложениях. Колвинскому горизонту соответствует колвинская свита, которая подразделена на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена преимущественно песчаниками, с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые с редкими маломощными прослоями углистого сланца, кавернозные (долбление № 59 скважины 12-Ярейюская), крепкие, плотные с включениями пирита (долбления №№ 56 и 58 скважины 12-Ярейюская). Аргиллиты плотные, трещиноватые, тонко-волнистослоистые с углистым сланцем (долбление № 55 скважины 12). Алевролиты грязно-серые до черного, плотные, хрупкие, слабо-трещиноватые, с прослоями углистого сланца (долбление № 57 скважины 12-Ярейюская). Верхняя подсвита колвинской свиты представлена чередованием аргиллитов с алевролитами (долбления № 53, 54 скважины 12). В скважине 8 преобладают песчаники серые, кварцевые, от мелко- до тонкозернистых, крепкие, трещиноватые, массивные с остатками фауны и флоры (долбления № 37, 39-48). Вскрытая толщина верхнеколвинских отложений 101 м.

Живетский ярус – D₂zv

Живетский ярус представлен старооскольским надгоризонтом, в составе которого, в пределах севера Колвинского мегавала согласно унифицированной стратиграфической схеме, выделяются вершорская и ошшорская свиты. Отложения живетского яруса согласно залегают на отложениях эйфельского яруса.

По описанию керна скважины 12 (долбление № 52) и скважины
8 (долбления №№ 30, 31) отложения литологически представлены чередованием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, буровато-коричневые, плотные, крепкие, мелкозернистые, слабослоистые, массивные, кварцевые, с редкими углистыми прослойками до 1 мм. Аргиллиты темно-серые до черного цвета, плотные, трещиноватые, слоистые, с углистыми прослойками. Алевролиты серые, плотные, крепкие, горизонтально-слоистые. Толщина отложений живетского яруса варьирует от 77 (скважина 12) до 90 (скважина 8Н) м.

Верхний отдел – D₃

Верхнедевонские отложения выделяются в объёме франского и фаменского ярусов и залегают со стратиграфическим несогласием на породах среднего девона.

Франский ярус – D₃f

Согласно стратиграфической схеме франский ярус подразделяется на три подъяруса: нижний, средний и верхний. В пределах месторождения отложения франского яруса довольно выдержаны по мощности и изменяются от 880 м до 918 м.

Нижне + среднефранский подъярусы – D₃f₁₊₂

В составе нижнефранского и среднефранского подъярусов на исследуемой территории выделяются отложения нерасчленных яранского+джьерского, тиманского+саргаевского и доманикового горизонтов.

Яранский + джьерский горизонты – D₃jаr+dzr

По описанию керна скважины 8-Ярейюская (долбления № 18-27) и скважины
12-Ярейюская (долбления №№ 47-52) толща яранского и джьерского горизонтов представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников. Аргиллиты зеленовато-серые до черных, плотные, хрупкие местами крепкие с зеркалами скольжения, слюдистые, с углифицированными растительными остатками. Алевролиты зеленовато-серые до коричневого цвета, сильнотрещиноватые, плотные, крепкие, массивные. Песчаники в нижней части темно-серые, мелкозернистые, массивные и горизонтально-слоистые, слабослюдистые, неравномерно глинистые, в верхней части светло-серые, кварцевые, мелко-среднезернистые. Суммарная толщина яранско-джьерских отложений на отчетном участке изменяется от 341 (скважина 1) до 380 (скважина 8Н) м.

Тиманский + саргаевский горизонты – D₃tm+sr

Нерасчлененные тиманско-саргаевские отложения представлены глинистой и карбонатно-глинистой пачками. Глинистая пачка является надежным литологическим репером. Недостаточность данных на сегодня не позволяет обосновать границу между этими горизонтами. Кровля тиманско-саргаевских отложений принимается в основании высокоомного доманикового карбонатного репера, ниже которого на каротажных кривых отмечается понижение сопротивления, увеличение естественной радиоактивности.

По описанию керна скважин 1-Северо-Ярейюская (долбления №№ 6, 7),
300-Восточно-Ярейюская (долбления №№ 32-34), 302-Восточно-Ярейюская (долбления №№ 3-13) аргиллиты в нижней части разреза коричневые, алевритистые, массивные, слюдистые, с раковистым изломом. В верхней части аргиллиты темно-, серовато-зеленые, тонкоотмученные, со слабо выраженной горизонтальной слоистостью, с присыпками алевролита по плоскостям наслоения, слюдистые, с гнездами пирита. Песчаники серые, коричневато-серые, полиминеральные, средне-, мелкозернистые, неравномерно-глинистые, сильно-слюдистые, прослоями на карбонатном цементе, с растительным углефицированным детритом. Алевролиты зеленовато-серые, неравномерно-глинистые, слюдистые, линзовидно-слоистые, с трещинами усыхания. Известняки светло-серые, серые тонкокристаллические, неравномерно-глинистые. Толщина тиманско-саргаевских отложений на территории работ довольно выдержана и составляет от 73 (скважина 12) до 107 (скважины 1, 8Н) м.

Доманиковый горизонт – D₃dm

Доманиковый горизонт сложен толщей известняков серых, темно-серых, крепких, крупнозернистых, с линзами кальцита, сильнотрещиноватых, с примазками глинистого материала по трещинам, со стилолитовыми швами, с отдельными кавернами выщелачивания.

Верхняя граница проводится в кровле высокоомных известняков доманикового горизонта. Толщина составляет от 4 (скважина 12) до 23 (скважина 8Н) м.

Верхнефранский подъярус – D₃f₃

Верхнефранский подъярус сложен нерасчлененными ветласянским + сирачойским и евлановским + ливенским горизонтами.

Ветласянский + сирачойский горизонты – D₃vt+src

Ветласянский + сирачойский горизонты литологически представлены в нижней части разреза глинисто-терригенными породами, и далее вверх по разрезу более карбонатными разностями.

Аргиллиты в нижней части разреза коричневые, массивные, слюдистые, с раковистым изломом. В верхней части аргиллиты темно-, серовато-зеленые, тонкоотмученные, горизонтально-слоистые, с присыпками алевролита по плоскостям наслоения, слюдистые, с гнездами пирита. Алевролиты зеленовато-серые, неравномерно-глинистые, слюдистые, линзовидно-слоистые, с трещинами усыхания. Известняки серые, темно-серые, крепкие, мелкокристаллические, крупнозернистые, неравномерно-глинистые, с линзами кальцита, сильнотрещиноватые, с примазками глинистого материала по трещинам, со стилолитовыми швами, с отдельными кавернами выщелачивания. Толщина ветласянских+сирачойских отложений составляет от 100 (скважина 8Н) до 224 (скважина 12) м.

Евлановский + ливенский горизонты – D₃ev+lv

По подошве высокоомных известняков нижнефаменского возраста отбивается кровля евлано-ливенских отложений, которые в свою очередь представлены толщей преимущественно терригенного состава, сложенной переслаиванием аргиллитов, алевролитов, мергелей, известняков. Аргиллиты зеленовато-серые, бурые, слабоизвестковистые, слабослюдистые, крупные, с зеркалами скольжения. Алевролиты темно-серые, коричневые, красновато-коричневые, линзовидно-слоистые, слабослюдистые. Известняки серые, темно-серые, мелкокристаллические, органогенно-детритовые. Мергели серые, темно-серые, плотные, участками доломитовые, слюдистые. Толщина горизонтов изменяется от 244 м (скважина 12) до 308 м (скважина 8Н).

Фаменский ярус – D₃fm

Согласно залегает на франских отложениях и представлен нижне-, средне- и верхнефаменскими подъярусами. Мощность отложений изменяется от 573 до 605 м.

Нижнефаменский подъярус – D₃fm₁

Выделяется в объеме нерасчлененных задонского и елецкого горизонтов.

Задонский + елецкий горизонты – D₃zd+el

Отложения литологически представлены преимущественно карбонатными породами. Известняки светло-серые, серые, органогенно-обломочные, мелкозернистые, с органогенным детритом, массивные, плотные, доломитовые, с незначительным содержанием терригенного материала, неравномерно слоистые за счет тонких прослоев стилолитового типа, выполненных бурой углефицированной органикой. Толщина отложений на территории работ достаточно выдержана и составляет от 246 (скважина 12) до 264 м (скважина 8Н).

Среднефаменский подъярус – D₃fm₂

Подъярус представлен в объеме усть-печорского горизонта.

Усть-печорский горизонт – D₃up

Литологически представлен глинисто-карбонатными породами. К нему отнесена разнообразная по составу толща мелководно-шельфовых отложений. В подошве залегает толща известняков коричневато-серых, доломитизированных, тонкокристаллических, массивных, трещиноватых, трещины выполнены кальцитом, с множеством стилолитовых швов, заполненных черным битуминозно-глинистым материалом. Выше расположена толща переслаивания известняков серых, темно-серых, скрытокристаллических, сильно глинистых и аргиллитов темно-серых, почти черных, тонкоотмученных, известковистых, слюдистых, листоватых. Далее, вверх по разрезу, выделяется карбонатная часть – известняки серые с коричневатым оттенком, скрыто- микрокристаллические, комковато-сгустковые, доломитистые, слабоглинистые, плотные, крепкие, с прослоями аргиллита. Верхняя часть усть-печорских отложений сложена аргиллитами. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком, неравномерно-известковистые, плотные с прослоями темно-серых, глинистых органногенно-детритовых известняков. Толщина отложений составляет от 164 (скважина 12) до 173 (скважина 7) м.

Верхнефаменский подъярус – D₃fm₃

Верхнефаменский подъярус представлен в объеме зеленецкого и нюмылгского горизонтов.

Зеленецкий + нюмылгский горизонты – D₃zl+nm

Породы горизонтов представлены известняками, в разной степени доломитизированными, органогенно-детритовыми, с прослоями глинистых известняков. Толщина отложений изменяется от 154 (скважина 13) до 178 (скважина 9) м.

Каменноугольная система – С

В каменноугольном разрезе выделяются нижний, средний и верхний отделы. Каменноугольные отложения сложены карбонатными породами с мощной сульфатно-доломитовой толщей нижнесерпуховского подъяруса и терригенными образованиями, приуроченными преимущественно к турнейскому ярусу и основанию визейского.

Нижний отдел – С₁

Нижнекаменноугольные отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Турнейский ярус – С₁t

Отложения турнейского яруса выдерживаются на всей рассматриваемой территории. Сложен ярус терригенными и карбонатными породами, первые из которых приурочены к основанию яруса. Такое чередование хорошо выражено на диаграммах ГИС, по которым данные отложения легко опознаются на всей территории мегавала. По описанию керна скважины 13: известняки светло-серые, серые, плотные, крепкие, массивные, тонкокристаллические, неравномерноокремненные, с вертикальными и горизонтальными трещинами, выполненными кальцитом (долбление № 16), пятнистые, за счет тонкослоистого глинистого материала, с многочисленными включениями пирита (долбление № 18) с органическими остатками плохой сохранности. Аргиллиты темно-серые, массивные, с включением мелких кристаллов пирита, прослоями пятнистые за счет включений алевролита. Алевролиты серые, глинистые, плотные, крепкие. Толщина яруса от 108 (скважина 9) до 127 м (скважина 7).

Визейский ярус – C₁v

Визейские отложения с размывом залегают на подстилающих породах турнейского яруса. В составе яруса выделяются нижний и верхний подъярусы. На участке работ толщина нижневизейских отложений составляет от 38 (скважина 8Н) до 62 (скважина 12) м, верхневизейских – от 174 (скважина 9) до 194 (скважина 8Н) м.

Визейский ярус сложен терригенными и карбонатными отложениями. По имеющемуся описанию керна скважины 13-Ярейюская (долбления №№ 9-15) алевролиты серые, темно-серые, почти черные, крупнозернистые, песчанистые, глинистые, с пятнистой структурой, с зеркалами скольжения, неравномерно слабо-окремненные, с включениями пирита и обугленными растительными остатками. Песчаники серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, трещиноватые, пятнистые. Аргиллиты темно-серые, черные, плотные, крепкие, алевритистые, слабоизвестковистые, местами углеподобные, неравномерно-окремненные, слюдистые, с включениями мелкого пирита. Известняки серые с буроватым оттенком, прослоями темно-серые за счет глинистости, мелко- и тонкозернистые, участками органогенно-детритовые, в различной степени перекристаллизованные и доломитизированные, неравномерно-окремненные, плотные, крепкие, массивные, с гнездами ангидрита, с редкими включениями кристаллов пирита. Единичные стилолитовые швы выполнены темно-серым до черного глинисто-битуминозным материалом.

Серпуховский ярус – C₁s

Представлен нижнесерпуховским и верхнесерпуховским подъярусами, которым соответствуют заборьевский и старобешевский надгоризонты.

Нижнесерпуховский подъярус – C₁s₁

Выделен в объеме нерасчлененных тарусского и стешевского горизонтов. На диаграммах ГИС кровля нижнесерпуховских отложений характеризуется высокими показаниями сопротивления и низкими значениями естественной радиоактивности. Эта граница является региональным репером, четко просматривается в разрезах скважин, которые вскрыли данные отложения.

Тарусский + стешевский горизонты – C₁tr+st

Сложены карбонатно-сульфатной толщей. В нижней части разреза породы представлены известняками темно-серыми, мелкокристаллическими, массивными, доломитизированными с линзами ангидритов и аргиллитов. Верхняя часть представлена ангидритами светло-серыми, голубовато-серыми, плотными, мелко-тонкокристал-лическими, с многочисленными трещинами, заполненными серой глиной. Толщина отложений изменяется от 166 (скважина 8Н) до 176 (скважина 3) м.

Верхнесерпуховский подъярус - C₁s₂

Верхний подъярус выделен в объеме протвинского горизонта, нижняя граница которого проводится в кровле высокоомных ангидритов.

Протвинский горизонт – C₁рr

Разрез протвинского горизонта сложен известняками желтовато-серыми, доломитизированными выветрелыми, интенсивно перекристаллизованными, неравномерно пористыми, участками органогенно-детритовыми. Толщина отложений составляет от 55 (скважина 3) до 60 м (скважина 9).

Средний + верхний отделы – C₂+C₃

Средне-верхнекаменноугольные отложения со стратиграфическим несогласием залегают на породах верхнесерпуховского подъяруса нижнего карбона и представлены неравномерно доломитизированными известняками. Осадконакопление средне-верхнекаменноугольных отложений происходило в условиях мелководного шельфа, с благоприятными условиями для накопления карбонатов с богатым комплексом фауны. Известняки серые, светло-серые, мелко-тонкозернистые, массивные, плотные, крепкие, участками слабо-трещиноватые, с примазками и тонкими горизонтальными прослойками темно-серой глины, слабопиритизированные, с включениями и мелкими гнездами кальцита. Толщина отложений изменяется от 111 (скважина 13) до 186 м (скважина 9).

Пермская система – P

Пермская система согласно унифицированной стратиграфической схеме ТПП 1996 г. подразделяется на два отдела – нижний и верхний. Литологически отложения представлены толщей карбонатных, терригенно-карбонатных и терригенных пород.

Нижний отдел – P₁

Нижнепермские отложения выделяются в составе нерасчлененных ассельского+сакмарского, артинского и кунгурского ярусов.

Ассельский + сакмарский ярусы – P₁a+s

 Отложения представлены карбонатными породами. Известняки светло-серые до темно-серых с желтоватым оттенком, плотные, крепкие, массивные, мелко- скрытокристаллические, отмечаются субгоризонтальные трещины и микротрещины, выполненные глинистым материалом и кальцитом, участками окремненные, органогенно-обломочные, детритовые. Толщина отложений изменяется от 61 (скважина 9) до 113 (скважина 107/1) м.

Артинский ярус – P₁ar

По имеющимся описаниям керна из скважины 107-Ярейюская разрез представлен смешанными глинисто-алевро-кремнисто-карбонатными породами: алевро-глинисто-карбонатные породы, спонголиты известковистые алевритистые, известняки спикуловые глинисто-алевритистые, известняки органогенно-обломочные с микрозернистым цементом алевритистые.

Спонголиты известковые алевритистые, обладающие наилучшими коллекторскими свойствами, сложены спикулами кремневых губок, сцементированных микро-тонкозернистым кальцитом, с примесью глинистого материала (5-7 %). Присутствует терригенная примесь алевритовой размерности, состав обломков, преимущественно, кварцевый, встречаются чешуйки мусковита, форма обломков полуугловатая, угловатая, количество обломочной примеси колеблется от 3-10 % до 15-20 %. Терригенная примесь распределена неравномерно – линзами и прослоями. Иногда породы представляют собой переслаивание алевролита известкового и спонголита. Присутствует также органогенный детрит (от 5-8 до 20 %): остатки мшанок, раковины гастропод, обломки раковин остракод, обломки раковин пелеципод, единичные обломки раковин и иглы брахиопод, остатки криноидей.

Известняки органогенно-детритовые от светло-серых до темно-серых, слоистые. Слоистость косая, местами волнистая. Светло-серые известняки представлены в виде прослоев, размером от долей мм и до 30 см и обломков различной окатанности. Прослои темно-серых известняков, редкие и маломощные (толщиной не более нескольких мм). Прослои серых известняков развиты относительно равномерно по всему описываемому интервалу. Прослои темно-серых аргиллитов не равномерно развиты по всему описываемому интервалу, от редких (толщиной не более 20 мм.) в начале интервала, до более частых (толщиной до 12 см.) к концу описываемого интервала. Фауна не равномерно представлена по всему описываемому интервалу обломками раковин и раковинами брахиопод.

Разрез сильно трещиноватый, трещины выполнены кальцитом или глинистым материалом, наблюдаются включения кремния, на поверхности керна выпоты нефти (долбления №№ 18-19 скважины 118-Ярейюская).

Нижняя граница проводится на диаграммах данных ГИС по подошве низкоомного глинистого пласта. Толщина отложений изменяется от 98 (скважина 39) до 176 (скважина 9) м.

Кунгурский ярус – P₁k

Отложения представлены терригенными породами. Литологически эта толща представляет собой переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов с преобладанием в верхней части песчаников. Песчаники серые, темно-серые, мелкозернистые, полимиктовые, алевритистые. Алевролиты темно-серые до черного, глинистые, слабопесчанистые, слоистые за счет прослоев песчаника, слюдистые, массивные. Аргиллиты серые, темно-серые, сильноалевритистые, с отпечатками и раковинами пелеципод, с примазками углефицированного растительного детрита. Толщина отложений изменяется от 163 (скважины 8Н, 118) до 212 (скважина 9) м.

Верхний отдел – P₂

Верхнепермские отложения согласно залегают на кунгурских и выделяются в объеме уфимского, казанского и татарского ярусов. Нижняя граница верхней перми проводится в глинистой толще по подошве песчанистых отложений. Граница отдела на диаграммах ГИС отображается по увеличению на фоне низких, характерных для глинистых отложений, значений сопротивления и немного суженным диаметром скважины.

По описанию керна скважин 118 и 119, отложения представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаник серый, зеленовато-серый, глинистый, плотный, разнозернистый, полимиктовый, слюдистый, известковистый, участками косо-неяснослоистый, с единичной мелкой и крупной галькой аргиллитов, участками углефицированным растительным детритом, с маломощным пропластком угля. Аргиллиты темно-серые с зеленоватым оттенком до черного, плотные, плитчатые с редкими маломощными прослоями коричневых глин, алевролитов и песчаников, редкими отпечатками фауны и флоры. Алевролиты серые, неяснослоистые, крупнозернистые, вначале разреза известковистые.

Верхняя граница перми проведена по региональному реперу – подошве пласта чаркабожских песчаников нижнего триаса, который выделяется высокими значениями кажущегося сопротивления, низкими значениями ПС и низкой естественной гамма-активностью. Толщина отложений на территории работ изменяется от 184 (скважина 2) до 236 м (скважина 33).

Мезозойская группа – MZ

Триасовая система – T

Отложения триасового возраста со стратиграфическим несогласием залегают на поверхности верхнепермских отложений. В триасовом разрезе выделяются нижний, средний и верхний отделы.

Нижний отдел – Т₁

В составе нижнего триаса выделяются чаркабожская и харалейская свиты.

Чаркобожская свита – T₁cb

Разрез представлен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников.

Глины серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, слабослюдистые. Песчаники серые с зеленоватым оттенком, полимиктовые, среднезернистые, прослоями мелко– тонкозернистые, крепкие, среднесцементированные, известковистые, слюдистые, с редкими маломощными прослоями шоколадно-коричневых глин. В основании свиты залегает «базальный» пласт песчаников, среднекрупнозернистых, с галькой различной степени окатанности. Толщина отложений составляет от 252 (скважина 41) до 298 м (скважина 37).

Харалейская свита – T₁hr

Свита представлена пресноводно-лагунными фациями. Литологически сложена песчаниками зеленовато-серыми, мелкозернистыми, полимиктовыми, плотными, крепко сцементированными. Глины темно-коричневые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, сильно перемятые, с зеркалами скольжения, массивные, редко с неясной линзовидной слоистостью. Толщина отложений изменяется от 43 (скважина
44) до 114 м (скважина 43).

Средний отдел – Т₂

В составе среднего отдела триасовой системы выделяется ангуранская свита.

Ангуранская свита – T₂an

Отложения ангуранской свиты представлены переслаиванием континентальных глин, алевролитов и песчаников. Глины пестроокрашенные, неравномерно алевритистые, аргиллитоподобные, сильно перемятые, с зеркалами скольжения. Алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком, мелкозернистые, сильноглинистые, плотные, с включениями растительного детрита. Песчаники зеленовато-серые, тонкозернистые, полимиктовые, слюдистые, массивные, редко слоистые, с обильными присыпками растительного детрита по плоскостям наслоения. Толщина отложений от 104 (скважина 33) до 213 м (скважина 44).

Верхний отдел – T₃

На изучаемой территории отложения верхнего триаса представлены нарьянмарской свитой.

Нарьянмарская свита – T₂₊₃nm

Свита сложена сероцветной толщей грубого переслаивания песчаников, алевролитов и глин, с преобладанием в разрезе последних. Глины серые, красно-бурые, зеленовато-серые, редко охристые, имеют смешанный минеральный состав, плотные, сильно перемятые, с зеркалами скольжения. Алевролиты мелко- и крупнозернистые, слюдистые с включениями растительного детрита и плохо окатанных галек глин. Песчаники серые, тонкозернистые, полимиктовые, слюдистые, крепко сцементированные, участками известковистые, массивные. Толщина отложений колеблется от 259 (скважина 48) до 406 м (скважина 33).

Юрская система – J

В составе юрской системы присутствуют нерасчлененные нижний+средний и верхний отделы. Юрские отложения с перерывом залегают на размытой поверхности триаса.

Нижний + средний отделы – J₁₊J₂

Отложения представлены толщей песков и песчаников с подчиненными прослоями алевролитов и глин. Пески и песчаники светло-серые до белых, кварцево-слюдистые. Алевролиты серые, неясно-слоистые, глинистые. Глины темно-серые, плотные, слюдистые, известковистые, алевритистые, линзовидно-слоистые, с растительным детритом по напластованию, со скоплениями слюды и алевритового материала. Толщина отложений составляет от 120 (скважина 41) до 140 м (скважина 37).

Верхний отдел – J₃

Верхнеюрские терригенные отложения представлены неравномерным переслаиваием глин, песков и алевролитов. Верхняя часть разреза сложена глинами от светло-серых до черных, аргиллитоподобными, средней плотности, массивными, местами плитчатыми с фауной белемнитов. Нижняя часть разреза сложена толщей переслаивания глин, песчаников, алевролитов. Глины аргиллитоподобные светло-серые до черных, хрупкие, массивные, сильно песчанистые, переходящие в алевролиты серые, массивные, плотные, полимиктовые. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, слюдистые, глинистые, массивные, участками горизонтальнослоистые, за счет присыпок слюдистого материала по плоскостям наслоения, с включениями хорошо окатанных галек. Толщина отложений изменяется от 173 (скважина 107/1) до 215 (скважина 33) м.

Меловая система – К

Меловые отложения представлены нижним отделом, со стратиграфическим несогласием залегают на верхнеюрских породах.

Нижний отдел – K₁

Литологически отложения нижнего мела представлены в верхней части переслаиванием глин, песков, песчаников и алевролитов, в нижней части – глинами. Пески светло-серые, разнозернистые кварц-полевошпатовые, с примесью гальки и гравия. Алевролиты серые, глинистые прослоями с глауконитом, с ходами илоедов. В нижней части разреза глины темно-серые до черных, в середине слоя ярко-зеленые, глауконитовые, неясно-слоистые, отмученные, неравномерно-известковистые, с ходами илоедов, часто переходящие в алевролиты зеленовато-серые, с включениями конкреций пирита и известняка. Фауна представлена пелециподами.Толщина составляет в среднем 155 м.

Кайнозойская группа – КZ

Четвертичная система – Q

Четвертичные отложения с перерывом залегают на нижележащих породах. Нижняя часть разреза литологически представлена суглинком серым, зеленовато-серым, плотным, структурным, с гравием и галькой, глинами зеленовато-серыми. Выше по разрезу наблюдается чередование песков, супесей, алевритов, с линзами торфов, обломками древесины, углистого детрита. Самая верхняя часть разреза литологически представлен песками желтовато-серыми мелкозернистыми, глинами голубовато-серыми тяжелыми. Толщина четвертичных отложений достигает 296 м.

Краткие сведения о нефтегазоносности района

Ярейюское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ярейюском нефтегазоносном районе (НГР) Печоро-Колвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП).

В пределах исследуемого района нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от среднего девона до нижнего триаса включительно.

В Ярейюском НГР открыты месторождения: им. Ю.Россихина (D₃f₁-I, D₃f₁-II,
D₃f₁-III, D₂), Ярейюское (T₁-I, T₁-II, P₂-IVa, P₂-V, P₂-VI, P₂-VIIIа, P₂-VIIIб, P₁ar-I, P₁ar-II, P₁a+s-I, P₁a+s-II, P₁a+s-III), Южно-Хыльчуюское (Р₂-VI, Р₂-VII, Р₁к₂, Р₁к, P₁a, P₁s, С₂₊₃) и Хыльчуюское (T₁-I, T₁-II, P₂-VI, P₂-VIIIа, P₂-VIIIб, P₁-I, P₁-II+III, P₁ar).

Залежи приурочены к различным типам ловушек – пластовым сводовым, массивным (неполнопластовым), литологически, стратиграфически, тектонически экранированным.

По типу природных резервуаров, близости физико-химических свойств флюидов, литологии вмещающих пород и покрышек в Печоро-Колвинской НГО в разрезе осадочного чехла (сверху вниз) выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):

1. Триасовый терригенный;

2. Верхнепермский терригенный;

3. Верхневизейско-нижнепермский карбонатный;

4. Доманиково-турнейский карбонатный;

5. Среднедевонско-нижнефранский терригенный;

6. Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный.

 Триасовый терригенный НГК

Триасовый нефтегазоносный терригенный комплекс представляет собой мощную толщу терригенных континентальных и пресноводно-бассейновых осадков (русловые, дельтовые, пляжевые фации). Разрез сложен чередованием непроницаемых глинисто-алевритовых, собственно глинистых пород и песчаных пластов – коллекторов. Пласты и линзы песчаников распространены по площади прерывисто, невыдержанно.

Залежи нефти и газа, приуроченные к континентальным отложениям триасового терригенного НГК, открыты на Хыльчуюской, Ярейюской (Ярейюский НГР) и Харьягинской (Харьяго-Усинский НГР) площадях. Коллекторами служат высокоемкие песчаники чаркабожской свиты нижнего триаса, которые генетически связаны с русловыми фациями. Дебиты нефти варьируют в широких пределах: 4.8-73 м³/сут через 4 мм штуцер и 24 мм соответственно. Дебиты газа изменяются от 48 тыс.м³/сут до 285 тыс.м³/сут через 5 мм и 14 мм диафрагмы соответственно. Коллекторы представлены разнозернистыми полимиктовыми песчаниками с пористостью 14.9-28 %, проницаемостью 0.266-45.0 мД.

Плотность нефти в стандартных условиях изменяется в пределах 831-850.3 кг/м³, вязкость – 3.76-7.76 мкм²/с. В пластовых условиях плотность равна 786-819 кг/м³, вязкость – 2.6-4.84 МПа∙с. Нефти смолистые, высокопарафинистые, малосернистые.

В пределах описываемого комплекса на Хыльчуюском месторождении в отложениях чаркабожской свиты нижнего триаса открыты 2 нефтегазоконденсатные и 4 нефтяные залежи в пластах Т₁-I (базальный пласт) и Т₁-II.

На Ярейюском месторождении установлены 2 газоконденсатные залежи в чаркабожских песчаниках нижнего триаса: пласты Т₁-I и Т₁-II. Залежи пластовые сводовые, Т₁-II – литологически-ограниченная. Залежи опробованы в скважинах 1Г, 8, 10Г, 11, 44, 48. Подробная характеристика дана в разделе 6.2.

Верхнепермский терригенный НГК

В состав комплекса входят отложения кунгурского яруса нижнего отдела и уфимского, казанского и татарского ярусов верхнего отдела пермской системы. Отложения представлены неравномерным переслаиванием песчаных пластов-коллекторов и непроницаемых глинистых осадков.

В кровле кунгура залегает пачка песчаников – региональный геофизический и литологический репер. Коллектор имеет пористость 17-23 %, проницаемость до 267 мД. Небольшие пластовые, сводовые, массивные, литологически экранированные залежи нефти и газа в них установлены на Южно-Хыльчуюском (Р₁k, Р₁k₂), Сарутаюском (Р₁k) месторождениях.

Выше по разрезу залегают отложения верхней перми. Наиболее высокоемкие коллекторы связаны с пластами руслового генезиса. Коллектор гранулярного типа. Пористость составляет 17-26 %, проницаемость – до 1 Д. Промышленная нефтегазоносность верхнепермских терригенных отложений установлена на севере Колвинского мегавала на Хыльчуюской, Южно-Хыльчуюской, Ярейюской площадях, а также в пределах соседнего Харьяго-Усинского НГР на Сарутаюской (Р₂u), Харьягинской (Р₂-XII+XIII - Р₂-XI, Р₂-X, Р₂-VIII-IX, Р₂-VI-VII, Р₂-V, Р₂-IV, Р₂-III, Р₂-II, Р₂-I), Усинской (Р₂u–IV) и других площадях. Залежи нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные, пластовые, сводовые, литологически ограниченные. Они экранируются одновозрастными глинисто-алевритовыми породами. Дебиты нефти колеблются от 3 до 280 м³/сут., дебиты газа от 7 до 524 тыс. м³/сут.

Промышленные скопления углеводородов на Хыльчуюском месторождении приурочены в данном комплексе к песчаным пластам кунгурского яруса нижней перми
(1 нефтегазоконденсатная залежь в пласте Р₁-I и 1 газоконденсатная залежь в пласте
Р₁-II+III) и верхней перми (4 нефтяные залежи в пластах Р₂-VI и Р₂-VIII). На Южно-Хыльчуюской площади выявлены 1 нефтяная (пласт Р₁к₂), 1 газонефтяная (пласт Р₁к) залежи, приуроченные к кунгурскому ярусу нижней перми, и 2 газовые (пласты Р₂-VI и Р₂-VII) залежи, приуроченные к верхнепермским отложениям.

В пределах Ярейюской площади в отложениях данного комплекса установлены промышленные газоконденсатные залежи в пластах Р₂-IVa, P₂-V, P₂-VI, P₂-VIIIа, P₂-VIIIб верхнепермского возраста. Пласты-коллекторы приурочены к песчаникам полимиктовым, разнозернистым, неравномерно глинистым, пористым. Залежи пластовые сводовые литологически ограниченные. Залежи охарактеризованы испытаниями в скважинах 1Г, 10Г, 11, 43, 44, 48.

Верхневизейско-нижнепермский карбонатный НГК

В состав комплекса входят отложения верхнего подъяруса визейского яруса и серпуховского яруса нижнего карбона, нерасчлененной толщи верхнего и среднего карбона, ассельско-сакмарского и артинского ярусов нижней перми.

На Ярейюской площади комплекс вскрыт практически всеми поисково-разведочными скважинами на разную глубину. На полную мощность комплекс вскрыт скважинами 1, 7, 8Н, 9, 10, 12, 13, вскрытая полная средняя мощность составляет порядка 750 м.

Литологически разрез комплекса представлен преимущественно известняками с прослоями доломитов, а в нижней части и аргиллитов. Комплекс в зависимости от особенностей литологии разреза можно разделить на два подкомплекса: окско-серпуховский сульфатно-карбонатный и верхнесерпуховско-нижнепермский карбонатный.

К настоящему времени в отложениях комплекса северной части Колвинского мегавала открыты нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные и нефтегазокондесатные залежи, приуроченные к коллекторам порово- и порово-кавернозного типов. Их пористость достигает 20 % и более, проницаемость – 1000 мД. По типу залежи как массивные, так и пластовые, сводовые, иногда литологические. Залежи приурочены к отложениям верхне-, среднекаменноугольного, ассельско-сакмарского и артинского возраста.

В Ярейюском НГР промышленная нефтегазоносность верхневизейско-нижнепермского комплекса установлена на Хыльчуюской, Южно-Хыльчуюской и Ярейюской площадях, в пределах соседнего Харьяго-Усинского НГР – на Усинской (C₁s₁ пачка III, P₁-C₃), Возейской (P₁a, P₁ar, C₂₊₃), Харьягинской (P₁ar, P₁a+s) и других площадях. Залежи нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные, массивные, пластовые, сводовые, литологически ограниченные. Покрышкой для залежей описываемого комплекса являются непроницаемые вышезалегающие глинистые уплотненные породы кунгурского яруса.

На Хыльчуюском месторождении в кровле артинских карбонатно-терригенных пород открыты 2 нефтегазоконденсатные залежи. На Южно-Хыльчуюском месторождении к ассельско-сакмарским (пласты P₁a и P₁s) отложениям приурочены 3 нефтяные залежи, имеющие блоковое строение, к верхне-среднекаменноугольным – 1 нефтяная залежь.

На Ярейюском месторождении в отложениях ассельско-сакмарского и артинского ярусов выявлены 4 нефтяные, 1 газоконденсатная и 3 нефтегазоконденсатные залежи, приуроченные к пластам Р₁ar-I, Р₁ar-II, Р₁a+s-I, Р₁a+s-II, Р₁a+s-III. Их подробная характеристика дана в разделе 6.2.

Доманиково-турнейский карбонатный НГК

В состав доманиково-турнейский нефтегазоносный комплекса входят отложения доманикового горизонта среднефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса верхнего девона и турнейского яруса нижнего карбона.

На Ярейюской площади комплекс вскрыт в интервале глубин 2677-4057 м скважинами 1, 7, 8Н, 9, 10, 12, 13, вскрытая полная средняя мощность составляет порядка 1150 м. Полностью описываемый комплекс вскрыт скважинами 1, 7, 8Н, 9, 12.

Литологически разрез комплекса представлен чередованием проницаемых и уплотненных разностей известняков с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов.

Нефтегазоносность комплекса связана с установленными на различных стратиграфических уровнях органогенными постройками, формирование которых обусловлено возникновением и заполнением некомпенсированной впадины сформировавшейся в доманиковое время, по бортам которой на границе с мелководным шельфом существовали условия для преимущественного развития органогенных и краевых рифогенных построек барьерного типа. В пределах Колвинского мегавала выделяются полосы построек: доманикового, сирачойского и ухтинского возрастов. Коллекторы представлены битуминозными известняками доманикового горизонта среднефранского подъяруса, рифовыми образованиями верхнефранского подъяруса и карбонатными разностями фаменского яруса верхнего девона.

Промышленные залежи нефти в данном комплексе выявлены в соседнем Харьяга-Усинском НГР на Усинском (D₃fm пласты Ф₄ и Ф₅), Возейском (D₃dm пачки I+II, D₃fm пласты Ф₁ и Ф₂), Харьягинском (D₃-I, D₃-I, D₃-III), Инзырейском (D₃src), Леккерском (D₃fm пласты Ф₄ и Ф₅) и других месторождениях.

В депрессионных доманикитовых отложениях нефтеносность установлена на Возейском месторождении (D₃dm пачки I+II (Центральновозейское поднятие)). В пределах Хорейверской впадины, расположенной восточнее Колвинского мегавала, нефтеносность доманикового горизонта установлена на Восточно-Колвинском, Западно-Ярейягинском месторождениях и месторождении им. Р. Требса, где дебиты нефти составили 5.7-14.3 м³/сут. Залежи мелкие по запасам, приурочены к низкопоровым глинисто-битуминозным известнякам, сформированным в относительно глубоководных впадинах на шельфе. Покрышкой локального типа являются перекрывающие глинистые отложения ветласянского возраста. На Хыльчуюском месторождении при опробовании доманиковых отложений в скважине 7 в интервале 3620-3650 м получен приток пластовой воды в объеме 14.6 м³.

В сирачойских отложениях открыты массивные залежи нефти на Инзырейском (D₃srč (риф, северный, южный купола)) и Средне-Харьягинском (D₃srč (восточный и западный купола) месторождениях. Коллекторами служат водорослевые, биоморфно-детритовые, водорослево-детритовые известняки и доломиты кавернозно-пористые, трещиноватые, разнокристаллические. Пористость по керну составляет 6-25.8 %, проницаемость – 1.0-5791.6 мД. Пористость по ГИС варьирует в пределах 6.69-16.77 %. На севере Колвинского мегавала сирачойские отложения были опробованы на Ярейюском месторождении. При испытании в процессе бурения интервалов 3667-3694 и 3682-3757 м в скважине 12 получены притоки пластовой воды с углеводородным газом и с пленкой нефти объемом 6.05 и 9.57 м³, соответственно.

Евлановско-ливенские отложения, залегающие на сирачойских, представлены глинисто-карбонатной толщей, являющейся зональным флюидоупором на севере Тимано-Печорской провинции для нижележащих верхнефранских отложений.

Нижнефаменские отложения в пределах всей северной части Колвинского вала считаются бесперспективными. Нерасчлененные средне-верхнефаменские отложения, представленные переслаиванием карбонатных и терригенно-карбонатных пачек, как правило, также не имеют в своем разрезе коллекторов. В южной части Колвинского мегавала нефтеносность выявлена в елецких и верхнефаменских шельфовых карбонатных отложениях на Возейском, Усинском, Леккеркском (D₃fm пласты Ф₁, Ф_2, Ф₄, Ф₅) месторождениях. На Ярейюском месторождении при испытании нижнефаменских отложений притоков получено не было в скважинах 13 (интервалы 3149-3200, 3199-3242 м) и 8Н (интервал 3268-3359 м); 0.94 м³ пластовой воды получено в скважине 13 при испытании в интервале 3245-3301 м. При испытании в процессе бурения средне-верхнефаменских отложений на Ярейюском месторождении (в скважинах 7 (интервал 2933-3051 м), 12 (интервал 2844-2904 м), 13 (интервалы 2791-2859, 2989-3033, 2989-3010 м)) притоков не получено.

Самая верхняя часть комплекса представлена чередованием карбонатных и терригенных пачек турнейского яруса каменноугольной системы. Низко-среднеемкие коллекторы выделяются в верхней карбонатной части разреза и имеют ограниченное распространение. На севере Колвинского мегавала и сопредельных тектонических элементах (Хорейверская и Денисовская впадины) в турнейских отложениях нефтепроявлений не обнаружено. На Ярейюском месторождении в скважинах 9 (интервал 2956-3037 м), 12 (интервал 2726-2746 м) и 13 (интервалы 2700-2733 и 2689-2718 м) при испытании туренейских отложений притоков получено не было; в скважине 7 (интервал 2806-2836 м) получено 15.6 м³ фильтрата глинистого раствора и пластовой воды с растворенным газом; в скважине 12 при испытании интервала 2738-2816 получено 10 м³ пластовой воды.

Среднедевонско-нижнефранский терригенный НГК

На Ярейюском месторождении среднедевонско-нижнефранский терригенный нефтегазоносный комплекс вскрыт скважинами 1, 7, 8Н, 9 и 12 на различную мощность в интервале глубин 3865-4685 м, полностью вскрыт только скважиной 12.

Комплекс выделяется в объеме эйфельского и живетского ярусов среднего девона, яранского и джъерского горизонтов (хыльчуюская свита) нижнего франа, тиманского + саргаевского (ярейюская свита) горизонтов нерасчлененных нижне-среднефранского подъярусов верхнего девона. Литологически комплекс представлен переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов.

Промышленная нефтегазоносность комплекса установлена в соседнем Харьяго-Усинском НГР. Нефтяные залежи выявлены на на Инзырейском (D₃f₁(dzr), D₂stпачки IV, V), Восточно-Сарутаюском (D₃dzr, D₂zv, D₂ef-III, D₂ef-II+I), Возейском (D₃dzr «верхняя» пачка, D₂st пачки IV, V, D₂ef пачки I+II, III), Харьягинском (D₂ef пачки I-1, I-2, III, D₂st «верхняя» пачка, D₃dzr пачка А), Усинском (D₂zv(st) пачка IV, D₂ef пачки I+II и III) и других месторождениях. Региональным флюидоупором являются отложения тиманского и саргаевского горизонтов, имеющие повсеместное развитие и содержащие несколько внутикомплексных флюидоупоров зонального и локального распространения.

Залежи пластовые сводовые, неполнопластовые, литологически, тектонически, стратиграфически экранированные. Дебиты нефти составляют до 387 м³/сут.

Коллекторы среднедевонских отложений характеризуются пористостью от 8 до 10 %. Нефти легкие (0.792-0.818 г/см³), малосернистые (0.07-0.21 %), высокопарафинистые (8.03-31.96 %). Залежи нефти пластовые, сводовые, тектонически нарушенные и экранированные, литологически ограниченные. Коллекторы представлены мономинеральными кварцевыми, средне-мелкозернистыми, реже крупнозернистыми песчаниками с незначительным содержанием глинистого и карбонатного цементов.

Коллекторы верхнедевонских залежей характеризуются пористостью от 6 до 12 %. Нефти легкие (0.798-0.817 г/см³), от малосернистых до сернистых (0.08-1.14 %), высокопарафинистые (15.5-41.53 %). Залежи пластовые, литологически ограниченные и экранированные. Состав нижнефранских песчаников мезомиктовый: кроме кварца
(70-80 %) в них встречаются зерна полевых шпатов, обломки пород фундамента, глинистые окатыши, чешуйки слюд. Цемент кремнистый и карбонатный (преобладают), а так же глинистый. Карбонатный цемент представлен кальцием и сидеритом, глинистый имеет каолинит-хлорит-шамозитовый состав.

В Ярейюском НГР промышленная нефтегазоносность установлена на месторождении им. Ю. Россихина. Залежи нефти приурочены к отложениям старооскольского надгоризонта живетского яруса среднего девона (D₂) и нижнефранского подъяруса верхнего девона (D₃f₁-I, D₃f₁-II, D₃f₁-III). Залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные

На Ярейюском месторождении в скважине 1 из интервалов глубин 4303-4311 м (подошва хыльчуюской свиты) и 4235-4304.8 м (хыльчуюская свита) подняты кварцевые песчаники, низкопористые, трещиноватые, с запахом бензина и выпотами нефти.

При опробовании общего интервала 4129-4302 м (хыльчуюская свита) в скважине 1 получен слабый приток газа, дебит которого визуально определен около 1000 м³/сут. В скважине 7 испытателем пластов из интервала 4112-4540 м получена вода дебитом 3.8 м³/сут из хыльчуюских, живетских и эйфельских отложений. Из отложений колвинского горизонта в скважине 8 в открытом стволе в интервале 4540-4559 м получен фильтрат глинистого раствора с пластовой водой с растворенным газом.

Верхнеордовикско-нижнедевонский карбонатный НГК

Нефтеносность района связана с карбонатными отложениями данного комплекса.

Нефтепроявления по керну установлены в верхнесилурийских и нижнедевонских отложениях на Усинском, Возейском и Инзырейском месторождениях соседнего Харьяга-Усинского НГР.

В нижнедевонских отложениях на Инзырейской площади из лохковских отложений в скважине 204 в процессе бурения при забое 4551 м произошло самопроизвольное нефтегазопроявление с последующим обрушением стенок скважины, скважина была пущена в работу с дебитом нефти 85 м³/сут и газа 13.7 м³/сут, авария не была ликвидирована, каротаж не выполнен, скважина ликвидирована; в скважине 206 в открытом стволе (МИГ-146) в интервале 4656-4770 м за 10 минут получен приток нефти по пересчету дебитом 18 м³/сут.

В связи с отсутствием каротажа и данных керна по скважине 204 и сложным строением отложений закартировать ловушки не представляется возможным, полученная нефть связана, скорее всего, с небольшими залежами литологически ограниченного типа, на что указывает наличие аномально высоких пластовых давлений (коэффициент аномальности 1.92). В скважине 206 коллекторами являются пласты кварцевого песчаника, который имеет пористость 9.2 % и эффективную толщину порядка 6 м. Нефть легкая плотностью 0.821-0.829 г/см³, маловязкая, высокопарафинистая, смол и асфальтенов 1.26-2.17 % вес., малосернистая (0.07-0.09 %). Ловушки локальные, флюидоупором служат глины и глинистые карбонаты внутри отложений, перекрывающие продуктивные пласты.

В пределах Харьяга-Усинского НГР в этом комплексе выявлены мелкие залежи нефти в нижнедевонских отложениях на Возейском месторождении, в силурийских отложениях на Леккеркском месторождении и непромышленные нефтепроявления на Усинском месторождении.

На Ярейюском месторождении отложения комплекса вскрыты скважиной 12 на глубину 17 м.

Источник: Подсчет геологических запасов нефти, газа и компонентов Ярейюского нефтегазоконденсатного месторождения. Договор № 6370/18П0185//18Y1796 от 15.05.2018 г. Чепкасова В.А., Плотников А.В., Резвухина Д.В., и др. 2019

Следующее Месторождение: Куюмбинское