Общие сведения о Восточно-Мастерьельском месторождении. Мастерьельское месторождения нефти


Общие сведения о Восточно-Мастерьельском месторождении

Географическое и административное положение месторождения

Восточно-Мастерьельское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми в 12 км к северо-востоку от г. Усинска, в непосредственной близости (1,5 км) от разведываемого Мастеръельского и в 12 км от разрабатываемого Усинского нефтяных месторождений.

Смотреть карту в полном размере 

Ближайшие населенные пункты – г. Усинск, деревни Колва, Освань, Сынянырд, село Усть-Уса – расположены на правом берегу р. Уса и удалены от площади работ на 10 – 40 км.

От г. Усинска до станции Сыня функционирует железная дорога. Доставка грузов может производиться речным транспортом, авиатранспортом, автотранспортом по бетонным и грунтовым дорогам, а также по временным зимним дорогам. С запада и юго-запада от месторождения проходят нефтепроводы с нефтепромысловыми коммуникациями.

Природно-климатические условия района месторождения

В гидрографическом отношении Восточно-Мастерьельское месторождение расположено в южной части Большеземельской тундры в районе водораздела рек Колва, Косью, правых притоков р. Усы, принадлежащих бассейну Печоры. Основной водной артерией является р. Уса, крупнейший приток Печоры, протекающая в 10 км от рассматриваемой площади и в 6 км от г. Усинска, судоходная в течение навигационного периода.

Реки района относятся к равнинному типу, преимущественно снегового питания. Мелкие реки, берущие начало из водораздельных болот, характеризуются глубокими (до 30 м) каньонообразными врезами и отсутствием надпойменных трасс.

Реки замерзают в ноябре и вскрываются в мае-июне. Средняя многолетняя продолжительность ледостава составляет 200 – 205 дней. Средняя толщина ледяного покрова – 90 – 120 см, максимальная толщина льда достигает 1 м. Водный режим рек характеризуется высоким весенним половодьем и низкой зимней меженью.

Рельеф района месторождения представляет собой полого-волнистую, местами холмистую равнину с абсолютными отметками от +50 до +150 м, покрытую сетью многочисленных ручьев и рек. Характерный рельеф- чередование пологих валообразных возвышенностей.

Месторождение расположено в зоне распространения островной вечной мерзлоты. Глубина кровли мерзлоты непостоянная, колеблется от 5 до 20 м. Мощность вечномерзлых пород около 100 м.

Климат региона умеренно-континентальный, умеренно-холодный формируется, преимущественно, под воздействием арктических и, в меньшей степени, атлантических воздушных масс. Короткое прохладное лето сменяется продолжительной суровой зимой.

Среднегодовая температура воздуха составляет минус 4,4°С. Самый теплый месяц года – июль со средней температурой плюс 13°С. Средняя температура летнего периода – плюс 10,7°С. Самый холодный месяц года – январь со средней температурой минус 19,1°С. Средняя температура зимнего периода – минус 18,2°С.

Продолжительность безморозного периода в среднем составляет 80 дней, начиная с мая и завершаясь октябрем. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 175 дней.

Образование устойчивого снежного покрова происходит в октябре-ноябре. Нарастание снегового покрова происходит неравномерно по площади и во времени. Высота снежного покрова на открытых площадях в среднем равна 32 см. Вследствие сильных ветров для обширных низменных пространств с множеством локальных понижений характерно скопление снега до 2 м. Число дней с устойчивым снежным покровом составляет 204 дня при общем количестве 213 дней. Толщина снежного покрова достигает 1,5 м. Разрушение снежного покрова происходит в апреле-мае.

Сильные ветра, метели, пурга- характерные особенности района месторождения. В зимнее время сильные ветры. Среднее количество дней с сильными ветрами в год равно 16,3 (наибольшее достигает 70 дней). Метели чаще возникают при циклонах, которые вызывают усиление ветра. Поземные метели образуются при скорости ветра 4 – 6 м/сек. Среднее число дней с метелями за зиму составляет 35 – 40 дней.

Средняя продолжительность светового дня в декабре составляет 3 – 4 часа, в январе – 4 – 6 часов, в мае-июне достигает 18 – 22 часов.

petrolibrary.ru

Гидрогеологические условия Восточно-Мастерьёльского месторождения

В гидрогеологическом отношении Восточно-Мастерьельское нефтяное месторождение расположено в центральной части Большеземельского артезианского бассейна второго порядка, выделенного в пределах Печорской системы артезианских бассейнов. Территория месторождения располагается в области развития реликтовых многолетнемерзлых породах, оказывающих существенное влияние на гидрогеологические и гидрохимические условия водоносных комплексов в верхней части разреза. Верхняя граница пород с нулевой температурой отмечена на глубинах 105 – 203 м, нижняя – от 230 до 455 м. Реликтовая толща многолетнемерзлых пород (ММП) является региональным водоупором, поэтому в разрезе выделяются 2 гидродинамические зоны:

– зона интенсивного водообмена, соответствующая гидрохимической зоне пре­сных вод с минерализацией до 1 г/л;

– зона затрудненного водообмена (ниже зоны ММП).

Большеземельский артезианский бассейн имеет двухэтажное гидрогеологическое строение. Нижний гидрогеологический этаж, характеризующийся скоплениями преимущественно вод трещинно-жильного типа, сложен верхнепротерозойскими поро­дами складчатого фундамента. Верхний этаж, характеризующийся развитием преимущественно пластовых вод, сложен осадочными породами фанерозоя и подразделяется, в свою очередь, на два гидрогеологических яруса.

В пределах Восточно-Мастеръельской площади выделяются следующие водоносные горизонты и флюидоупорные толщи:

Водоносный комплекс ордовикско-силурийских отложений.

Региональная флюидоупорная толща верхнедевонских отложений.

Водоносный комплекс верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений.

Региональная флюидоупорная толща тульского горизонта нижнекаменноугольных отложений.

Водоносный комплекс средневизейско-нижнепермских отложений.

Региональная флюидоупорная толща нижнепермских отложений.

Водоносный комплекс верхнепермских отложений.

Водоносный комплекс триасовых отложений.

Водоносный комплекс нижнее-верхнеюрских отложений.

Зональная флюидоупорная толща верхнеюрско-нижнемеловых отложений.

Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений.

В пределах Восточно-Мастерьельского месторождения для достоверной характеристики гидрогеологических условий нет достаточного количества анализов пластовых вод, поэтому привлечены материалы по химическому составу пластовых вод по площадям юга Хорейверской впадины: Южно-Мичаельской, Мичаельской, Хатаяхской, Баганской, Северо-Баганской, Восточно-Баганской, Восточно-Возейской.

Водоносный комплекс ордовикско-силурийских отложений представлен переслаиванием плотных кавернозных доломитов с редкими прослоями известняков и глин. Перекрывающим флюидоупором является регионально выдержанная карбонатно-терригенная толща тиманской и саргаевской свит верхнего девона, представленная переслаиванием известняков, мергелей и аргиллитов.

Подземные воды вскрытой части разреза юга Хорейверской впадины (Восточно-Баганское, Южно-Баганское месторождения) представляют собой рассолы хлоркальциевого типа (Сулин В.А., 1948). Величина минерализации пластовых вод, по сравнению с более северными районами Хорейверской впадины (Мильков В.М., 1985), пониженная и составляет 150 – 175 г/л. Коэффициент метаморфизма равен 0,65 – 0,70; коэффициент сульфатности – 0 – 0,25. Для пластовых вод комплекса характерно высокое содержание микрокомпонентов (Br – до 550 мг/л, J – до 26 мг/л) и они могут быть использованы для извлечения ценных компонентов (Br, J, K, Li, Rb, Sr и т.д.). В анионном составе преобладает Cl- – 3090 мг-экв/л, в катионном составе Na+ – 2271 мг-экв/л и Са++ – 605 мг-экв/л (скв. 5 Восточно-Баганская).

Состав органических веществ, растворенных в воде, представлен одной пробой из скв. 1 Восточно-Возейская. Это воды с высоким содержанием углерода битумного – 2,58 мг/л, углерода жирных кислот – 96,0 мг/л, фенолов летучих – 2,0 мг/л.

Карбонатные породы водоносного комплекса верхнедевонско-нижнекаменноугольных отложений представлены доломитами, известняками, рифогенными известняками. Подстилающим флюидоупором служит регионально распространенная толща тиманско-саргаевских отложений, а перекрывающим – глинисто-карбонатные отложения тульского горизонта нижнего карбона. Глубина залегания комплекса на рассматриваемой площади 3200 – 3800 м.

Состав пластовых вод характерен для карбонатных комплексов: высокая степень метаморфизма (0,7 – 0,8), высокий коэффициент сульфатности (0,5 – 2,0), повышенная минерализация (до 200 г/л).

В гидродинамическом отношении подошвенные воды нижнефаменской залежи нефти Восточно-Мастеръельского месторождения охарактеризованы скв. 3 и скв. 2. Расчетный дебит в скв. 3 в интервале 3201,5 – 3208 м при начальной депрессии на пласт 18 МПа составил 17,6 м3/сут. Пластовые воды характеризуются как рассолы хлоркальциевого типа минерализацией 197,5 г/л. Плотность пластовой воды составляет 1,108 г/см3. В анионном составе преобладает Cl- – 3429 мг-экв/л, в катионном – Na++K+ – 2610,8 мг-экв/л и Са++ – 700 мг-экв/л.

Наиболее полно гидродинамические условия охарактеризованы скв. 2 в интервале 3155 – 3200 м. Расчетный дебит пластовой воды с пленкой нефти при расчетной депрессии 15,27 МПа составил 19 м3/сут. Пластовое давление на глубине 3175 м составляет 32,5 МПа, при этом превышение над гидростатическим 1,04, температура равна +73оС.

Коэффициент продуктивности составляет 1,242 м3/(сут×МПа). Коэффициент гидропроводности по КВД имеет значение 0,368 Дсм/сП, по коэффициенту продуктивности – 1,535 Дсм/сП.

Таким образом, на основании рассмотрения гидродинамической обстановки можно предположить, что преобладающим режимом дренирования нижнефаменской залежи будет упруго-водонапорный.

Водоносный комплекс средневизейско-нижнепермских отложений представлен известняками и доломитами с подчиненными прослоями глин и карбонатно-алевролитовых пород.

Характеристика комплекса приведена в соответствии с общепринятыми представлениями о гидрогеологическом строении юга Хорейверской впадины. На месторождении исследованы лишь подошвенные воды визейского возраста.

Выделение комплекса обусловлено наличием зонально выдержанного флюидоупора нижнепермских терригенных отложений артинского яруса (на месторождении отсутствуют), а также сменой литологического состава вмещающих пород на карбонатные (переслаивание известняков, мергелей и глинистых известняков). Подстилающим флюидоупором служат глинисто-карбонатные отложения тульского горизонта.

Наличие регионально выдержанной пачки ангидритов серпуховского возраста способствует повышению минерализации вод до 130 – 185 г/л на всей территории Хорейверской впадины. Пластовые воды отложений характеризуются высокой степенью метаморфизма 0,73 – 0,8 и высокими значениями коэффициента сульфатности.

Пластовые воды серпуховских отложений опробованы в скв. 1 (интервал 2713 – 2834 м), скв. 2 (интервал 2808 – 2820 м) и скв. 3 (интервал 2787 – 2816 м). Представительной оказалась проба из скв. 2. По физическим свойствам она представляет собой мутноватую светло-желтую жидкость плотностью 1,1225 г/см3 с запахом нефтепродуктов с осадком (железа). По химическому составу – это слабокислый (рН=5,86) крепкий рассол (минерализация 182,37 г/л) хлор-кальциевого типа хлоридно-натриевого состава.

В анионном составе преобладает Cl- – 3132,3 мг-экв/л, в катионном – Na+ – 2354,9 мг-экв/л и Са++ – 598,8 мг-экв/л. Микрокомпонентный состав представлен Br – до 504,4 мг/л и J – до 20,4 мг/л.

Пластовые воды терригенных отложений нижней перми характеризуются минерализацией 75 – 100 мг/л, степенью метаморфизма – 0,6 – 0,7, коэффициентом сульфатности – 0 – 0,5. Минерализация пластовой воды по пробе из скв. 1 Восточно-Возейская составляет 110 г/л, в анионный состав: Cl- – 1910 мг-экв/л, катионы – Na+ – 1038 мг-экв/л, Са++ – 335 мг-экв/л, микрокомпонентный состав представлен Br – 230 мг/л, J – 15 мг/л.

Водоносный комплекс верхнепермских отложений представлен переслаиванием песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями аргиллитов и глин. В верхней части казанского и уфимского ярусов выделяются локальные флюидоупоры, сложенные глинами и аргиллитами, которые, однако, не препятствуют перетоку пластовых вод из вышележащего комплекса. На хорошую гидравлическую связь с водами нижнетриасовых отложений указывает сходство химического состава пластовых вод. Фоновыми значениями минерализации для юга Хорейверской впадины приняты 75 – 100 г/л, в пределах западной части (зона Восточный Возей – Мастерьель) – 50 – 75 г/л, коэффициенты: метаморфизации – 0,6 – 0,65, сульфатизации – 0 – 0,25, что характеризует воды, как сильно метаморфизованные. Воды данного комплекса хлоркальциевого типа (по классификации Сулина В. А.), хлоридно-натриевого состава, практически безсульфатные.

Водоносный комплекс триасовых отложений. Водовмещающие породы сложены песчаниками, алевролитами и глинами. Высокая глинистость разреза, а также наличие регионально выдержанной флюидоупорной толщи чаркабожской свиты, способствуют значительному росту минерализации пластовых вод с глубиной от 5 г/л (Т3) до 60 г/л (Т1). В обратной зависимости изменяются коэффициенты метаморфизации (1 – 0,5) и сульфатизации (2 – 0,25). Литологический состав пород, слагающих флюидоупорную толщу, допускает свободную миграцию пластовых вод и флюидов в вышележащие горизонты.

Данных по составу вод на рассматриваемых площадях нет. Для юга Хорейверской впадины фоновыми значениями минерализации пластовых вод приняты 50 – 75 г/л, коэффициентов минерализации и сульфатизации, соответственно, 0,6 – 0,66 и 0 –0,25. Воды хлор-кальциевого типа.

Характеристика вод нижне- верхнеюрских, меловых и четвертичных отложений приводится по данным Усинской геологоразведочной экспедиции ПГО «Полярноуралгеология» полученным на Мастеръельской, Северо-Мастеръельской, Баганской площадях.

Водоносные комплексы нижне- верхнеюрских, меловых и четвертичных отложений. Эти комплексы не имеют практического значения в отношении нефтегазоносности и могут иметь самостоятельное значение в качестве источников технической и питьевой воды при наличии хороших дебитов. По химическому составу воды пресные гидрокарбонатно-натриевые и кальциевые и солоноватые хлоридно-натриевые, минерализация 1 – 10 г/л с глубиной возрастает до 30 – 35 г/л. Питание комплексов осуществляется за счет паводковых вод и фильтрации атмосферных осадков. Воды мягкие, образующие зону свободного водообмена.

Слабоводоносный нижне- верхнеюрский терригенный комплекс представлен разнозернистыми, глауконитосодержащими глинистыми песками и известковистыми песчаниками. Верхним водоупором для обводненных прослоев служит толща верхнеюрско-нижнемеловых отложений, имеющая зональное распространение, находящаяся в зоне отрицательных температур и представленная глинами и глинистыми алевролитами. Нижним водоупором является толща мерзлых юрских и триасовых отложений. Мощность обводненных прослоев не превышает 20 метров. Дебит составляет от 0,4 до 1,6 л/сек при понижениях уровня 32 и 23,3 м. Коэффициент фильтрации изменяется от 0,2 до 0,8 м/сут, водопроводимость – от 1,8 до 7 м2/сут. Воды по составу гидрокарбонатные кальциево-натриевые или натриевые с минерализацией 0,3 – 0,5 г/л. Водосодержащие прослои комплекса имеют локальное распространение и низкие фильтрационные свойства, поэтому, практического значения не имеют.

Для хозяйственно-питьевого водоснабжения наиболее перспективны воды четвертичных отложений.

Водоносный горизонт озерно-аллювиальных, аллювиально-морских нижнечетвертичных (чирвинский горизонт) отложений представлен песками мелко-, среднезернистыми с линзами и прослоями (до 10 м) гравийно-галечников общей мощностью от 18 до 21 м. Дебиты скважин изменяются от 1,4 до 11,6 л/сек при понижениях уровня 22 и 13,1 м. Коэффициент фильтрации составил 10 м/сут, расчетные значения водопроводимости изменяются от 7,14 до 407,8 м2/сут. По химическому составу воды гидрокарбонатные кальциево-натриевые или натриево-магниево-кальциевые с минерализацией от 0,3 до 0,9 г/л. Водоносный горизонт используется для водоснабжения вахтовых поселков.

Водоупорный локально-водоносный горизонт среднечетвертичных отложений представлен суглинками и глинами с подчиненным значением мелко-, среднезернистых песков. Водовмещающими являются прослои и линзы песков мощностью от 0,5 до 18 м. Дебиты скважин изменяются от 0,17 до 1,5 л/сек при понижении уровня 1 – 14,6 м. Минерализация пластовых вод – 0,1 – 0,5 г/л. Данный горизонт для организации крупного централизованного водоснабжения малоперспективен.

Водоносный горизонт верхнечетвертичных современных аллювиальных отложений развит по долинам крупных водотоков. Вмещающими породами являются мелко- и среднезернистые пески с прослоями и линзами гравийно-галечников мощностью от 2 до 11,5 м. Дебиты скважин составили 0,3 – 0,6 л/сек при понижениях уровня 0,5 –1,5 м. Минерализация вод – 0,1 – 0,6 г/л. Практического значения не имеют.

Слабоводоносный горизонт современных озерно-болотных отложений связан с широким развитием слабопроницаемых суглинков и довольно ровным рельефом. Водовмещающими породами являются торф, заторфованные пески, супеси. Средняя мощность обводненных отложений 1 – 1,5 м. Воды отложений пресные с минерализацией до 0,2 г/л, практического применения не имеют.

petrolibrary.ru

Нефтеносность месторождения Восточный-Мастерьёль

Промышленные залежи нефти установлены в карбонатных отложениях нижнего силура, верхнего девона и нижнего карбона. Основные перспективы месторождения связаны с карбонатными отложениями нижнефаменского подъяруса верхнего девона.

Для характеристики параметров пластов и их неоднородности привлечены данные промыслово-геофизических исследований (ГИС), результаты лабораторных исследований керна и детальная корреляция геологического разреза по скважинам (граф прил. 2- смотреть).

После подсчета запасов в 2008 г. на месторождении пробурены 4 эксплуатационные скважины: 113, 114а, 118 и 120 – все забоем в отложениях верхнего девона фаменского яруса.

Залежь нефти в карбонатных отложениях веякской свиты нижнего силура -S1vk характеризуется как пластовая, сводовая, литологически ограниченная (граф. прил. 3-смотреть,  граф. прил. 9- смотреть). Водонефтяной контакт не вскрыт, уровень нефтеносности принят по подошве нефтенасыщенного коллектора на отметке 3799 м.

Размеры залежи 1×0,75 км; высота – 3,8 м; глубина залегания – 3903 м.

Отложения силура вскрыты в четырех скважинах: в одной (скв. 1) они продуктивны, в остальных – коллектора замещены плотными породами. Общая толщина пласта изменяется от 3,8 до 7,2 м, составляя в среднем 5,8 м. В контуре нефтеносности одна скважина (граф. прил. 6). Значение эффективной нефтенасыщенной толщины по одной скважине равно 3,8 м. Водонасыщенные коллектора не выделяются

Характеристики неоднородности имеют следующие значения: коэффициент гранулярности – 1, коэффициент расчлененности – 1.

Залежь нефти в карбонатных отложениях нижнефаменского яруса верхнего девона – D3fm1(zd) приурочена к верхнему пласту коллекторов в биогермной толще облекания задонского возраста. Залежь характеризуется как пластовая, сводовая. Глубина залегания 3089 – 3182 м. Покрышкой служат глинисто-карбонатные отложения елецкого горизонта нижнефаменского подъяруса толщиной 47 – 139 м. Снизу залежь ограничивает плотный пласт известняков толщиной 10 – 56 м.

В данной работе на 01.01.2009 г. скорректирован структурный план и карта нефтенасыщенных толщин по результатам бурения эксплуатационных скважин (113, 114а, 118 и 120), не вошедших в подсчет запасов 2008 г. (протокол № 1473 – ДСП).

Скв. 118 пробурена в центральной части залежи между скв. 106 и 2. В верхней части разрез из-за отсутствия записи каротажа (только ГК в интервале а.о. 3150 – 3160 м) и искажением показаний ГИС из-за присутствия цементного кольца (интервал а.о. 3165 – 3179 м) информация о коллекторах продуктивных отложений отсутствует. Кроме того, скважина не вскрыла подошву пласта. Вскрытая мощность нефтенасыщенных толщин в скв. 118 составляет 13 м.

Скв. 120 и 113 пробурены в районе скв. 1 и 110.

Скв. 120 вскрыла кровлю проницаемого коллектора на 35 м выше, чем ожидалось, а скв. 113 на уровне планируемых. Нефтенасыщенные толщины ожидались в этих скважинах порядка 20 м, но в результате комплексной интерпретации ГИС составили 5,7 и 4,6 м соответственно для скв. 120 и 113.

Скв. 114а пробурена в 300 м южнее скв. 3 на юго-западном окончании залежи на 10 м выше предполагаемой отметки. Нефтенасыщенная толщина составила 22,1 м, но по данным ГИС нижняя часть разреза обводнена.

Строение залежи показано на структурной карте кровли проницаемых карбонатных отложений нижнефаменского возраста и геологическом разрезе (граф. прил. 4, 10-11). Уровень подсчета минус 3082 м. Установленный этаж нефтеносности 93 м. Размеры залежи в пределах контура продуктивности составляют 9×0,75÷1,6 км.

По скважинным данным общая толщина пласта составляет в среднем 67,9 м, минимальная – 44,2 м (скв. 110), максимальная – 90,9 м (скв. 101).

Эффективная толщина составляет в среднем – 23,3 м, изменяясь от 2,2 м (скв. 114) до 42,3 м (скв. 4). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 4,6 м (скв. 113) до 37,6 м (скв. 106) при среднем значении 20,8 м (граф. прил. 7- смотреть).

В распределении эффективных толщин коллекторов наблюдается общая закономерность, обусловленная структурным положением отдельных куполов залежи с максимальными толщинами в их своде. В то время, как в скважинах, пробуренных в более пониженных участках залежи (скв. 108, 103 и 101), разделяющих купола, отмечается значительное сокращение числа и толщины проницаемых разностей в толще пластового резервуара (до 9 и 11%).

В пределах продуктивной части разреза коэффициент гранулярности изменяется в широких пределах – от 0,08 до 0,75 и составляет в среднем 0,36; коэффициент расчлененности – от 3 (скв. 113) до 19 (скв. 4) при среднем значении 10 прослоев.

Предполагаемый режим залежи упруго-водонапорный. Основной напор законтурных вод следует ожидать с западной стороны, где в предрифовой зоне развиты органогенно-обломочные коллектора в шлейфе рифа. С востока, в зоне развития шельфовых отложений следует ожидать ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и отсутствие активного водонапорного режима.

Залежь нефти в карбонатных отложениях серпуховского яруса (пласт 1) нижнего карбона – С1s1 приурочена к подангидритовому пласту, который прослеживается в подошве сульфатно-карбонатной толщи серпуховского возраста. Залежь пластовая, сводовая (граф. прил. 5- смотреть). Глубина залегания 2785 – 2841 м.

В контуре нефтеносности находится 10 скважин. При опробовании скв. 113 в перфорированной колонне интервала 3057 – 3068 м (абс. отм. 2686,4 – 2696,3 м) после СКО получен приток безводной нефти дебитом 48 м3/сут на штуцере 8 мм.

Уровень водо-нефтяного контакта (на абс. отметке минус 2701 м), принятый в предыдущем подсчете запасов, по совокупности данных испытаний, керна и ГИС подтвержден результатами бурения новых скважин и результатами испытаний в эксплуатационной колонне в скв. 113. Размеры залежи составляют 4,1×0,8÷1,8 км. Установ­ленный этаж нефтеносности залежи – 28 м.

Покрышкой для залежи служат сверху сульфатные отложения пласта 2 серпуховского яруса толщиной 13 – 15 м. Подстилает залежь плотный карбонатно-глинистый пласт визейских отложений толщиной 15 – 17 м (граф. прил. 12- смотреть).

Общая мощность пласта 1 в пределах его продуктивности составляет 28 м, изменяясь от 25,4 до 32,0 м. Эффективные толщины колеблются от 14,0 до 23,5 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,0 до 12,2 м (граф. прил. 8- смотреть). Коэффициент гранулярности составляет 0,66; коэффициент расчлененности – 6.

Предполагаемый режим залежи упруговодонапорный.

petrolibrary.ru

Стратиграфия Восточно-Мастерьёльского месторождения

В геологическом строении месторождения принимают участие породы осадочного чехла, представленные палеозойскими, мезозойскими и четвертичными отложениями (приложение 1).

Палеозойская группа – PZ. Палеозойские отложения выделены в объеме силурийской, девонской, каменноугольной и пермской систем.

Силурийская система – S. В пределах Восточно-Мастерьельского месторождения вскрытая мощность силурийских составляет 148 – 180 м.

Нижний отдел – S1. Выделен в объеме венлокского яруса (S1v) седъельского горизонта (S1sd). В объеме горизонта выделена веякская свита (S1vk), разрез которой сложен преимущественно доломитами с прослоями известняка. Вскрытая мощность свиты достигает 120 м.

Верхний отдел – S2. Верхнесилурийские отложения присутствуют в сокращенном объеме и представлены лудловским ярусом (S2ld). В составе яруса выделен гердъюский горизонт (S2gj), сложенный доломитами и известняками с прослоями глин, мергелей и аргиллитов. Мощность отложений составляет 64 – 84 м.

Девонская система – D. Отложения в пределах рассматриваемой площади представлены только верхним отделом.

Верхний отдел – D3. В составе отдела выделяются франский и фаменский ярусы. Мощность верхнедевонских отложений варьирует от 767 м до 793 м.

Франский ярус – D3f. В составе яруса выделяются нижний, средний и верхний подъярусы общей мощностью 406 – 532 м.

Нижне- среднефранский подъярус – D3f1-2. Нерасчлененные нижне- среднефранские поддоманиковые отложения в объеме тиманского и саргаевского горизонтов (D3tm+sr) с размывом залегают на силурийских отложениях. Литологически разрез представлен известняками серыми, неравномерно глинистыми, с прослоями темно-серых плитчатых мергелей и аргиллитов. Мощность отложений изменяется от 13 до 26 м.

Доманиковый горизонт (D3dm) представлен битуминозными известняками с прослоями битуминозных мергелей. Мощность отложений составляет 13 – 23 м.

Верхнефранский подъярус – D3f3. Нерасчлененные верхнефранские отложения представлены в объеме ветласянского, сирачойского, евлановского и ливенского горизонтов (D3vt+src+ev+lv). Вскрыт рифогенный тип разреза. В основании рифогенной толщи залегают известняки неравномерно глинистые прослоями доломитизированные. Выше разрез представлен преимущественно вторичными доломитами. Мощность рифогенной толщи на месторождении изменяется от 301 до 395 м. На склонах мощность резко уменьшается и рифогенная толща замещается слоистыми породами, переходящими к западу в более глубоководные осадки.

Фаменский ярус – D3fm. В составе яруса выделяется только нижний подъярус.

Нижнефаменский подъярус – D3fm1 представлен в объеме задонского (D3zd) и елецкого (D3el) горизонтов.

Задонский горизонт – D3zd. Нижняя толщи облекания рифового массива сложена известняками глинистыми, с частыми тонкими прослоями аргиллита. Мощность пачки от 21 до 81 м. В верхней части толщи облекания установлена промышленная залежь нефти. Литологически отложения представлены, преимущественно, известняками, пятнисто доломитизированными, пористо-кавернозными, трещиноватыми, крепкими, массивными. Мощность отложений изменяется от 131 до 165 м.

Елецкий горизонт – D3el. Литологически разрез представлен переслаиванием известняков серых, тонко- скрытокристаллических, неравномерно глинистых, доломитизированных. В подошве выделяется карбонатно-глинистая пачка, сложенная известняками темно-серыми, плотными, глинистыми с прослоями аргиллитов.

Каменноугольная система – С. В составе системы выделяются все три отдела общей мощностью от 724 до 784 м.

Нижний отдел – С1. Отложения представлены визейским и серпуховским ярусами. Отложения турнейского яруса уничтожены предвизейским региональным размывом.

Визейский ярус – C1v представлен средне- верхневизейским подъярусами (C1v2-3) в объеме окского надгоризонта (C1ok).

Породы окского надгоризонта представлены, преимущественно, неравномерным чередованием известняков и доломитов. Общая мощность визейского яруса составляет 202 – 224 м.

Серпуховский ярус – C1s. Нижнесерпуховский подъярус – C1s1. В составе подъяруса выделяется заборьевский надгоризонт (С1zb) в объеме тарусского (C1tr) и стешевского (C1st) горизонтов, мощностью 150 – 167 м. В подъярусе выделяются шесть пачек (нумерация снизу вверх) различающихся по литологическим признакам. Нечетные пачки представлены карбонатными отложениями, четные – сульфатными.

Карбонатные отложения (пачки – 1, 3, 5), представлены доломитами неравномерно известковистыми, мелкопористыми, трещиноватыми, с примазками нефти, с редкими включениями ангидрита белого в виде вкраплений, гнезд и линз.

Сульфатные отложения представлены ангидритами массивными, плотными, крепкими, с прожилками доломитов.

Верхнесерпуховский подъярус – C1s2. Отложения подъяруса представлены старобешевским надгоризонтом (C1sb) в объеме протвинского (C1pr) горизонта. Мощность горизонта изменяется от 93 до 110 м. Литологически разрез представлен известняками. Средний отдел – С2. В составе отдела выделяются отложения башкирского и московского ярусов, с размывом залегающих на нижнекаменноугольных отложениях.

Башкирский ярус – С2в сложен известняками детритовыми, прослоями доломитизированными до перехода в доломит. Мощность отложений на месторождении меняется от 72 до 105 м.

Московский ярус – С2m представлен известняками детритовыми, органогенно-обломочными, прослоями доломитизированными до перехода в доломит, местами неравномерно окремненными, порово-кавернозными. Мощность яруса варьирует от 78 до 113 м.

Верхний отдел – С3. Нерасчлененные отложения верхнего карбона сложены известняками детритовыми, органогенно-обломочными, слабо доломитизированными, неравномерно перекристаллизованными, местами окремненными, неравномерно глинистыми, пористыми, слоистыми. Мощность отложений изменяется от 82 до 129 м.

Пермская система – Р. Отложения системы представлены в объеме нижнего и верхнего отделов, согласно залегающих на верхнекаменноугольных отложениях. Общая мощность отложений на месторождении колеблется в пределах 784 – 838 м.

Нижний отдел – Р1. В составе отдела выделяются нерасчлененные ассельский и сакмарский ярусы (P1a+s), артинский и кунгурский (P1ar, P1k) – отсутствуют. Литологически разрез представлен известняками органогенно-обломочными, неравномерно глинистыми, с характерной фауной. Мощность нижнего отдела составляет 63 – 88 м. 

Верхний отдел – Р2. В составе отдела выделяются уфимский (P2u) и нерасчлененные казанский и татарский ярусы (P2kz+t), залегающие со стратиграфическим несогласием на нижнепермских отложениях.

Верхнепермские отложения представляют собой толщу неравномерного переслаивания глин, песчаников и алевролитов. Глины алевритистые, неизвестковистые, слоистые, комковатые, с растительным детритом. Песчаники полимиктовые, разнозернистые, глинистые, плотные, слабо сцементированные. Алевролиты полимиктовые, глинистые, песчанистые, неравномерно известковистые, слоистые, плотные. Мощность меняется от 698 до 769 м.

Мезозойская группа – Mz. Мезозойские отложения залегают с размывом на породах верхнепермского возраста и представлены триасовой, юрской и меловой системами.

Триасовая система – Т. В составе системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний, общей мощностью от 999 до 1071 м. Отложения включают в себя чаркабожскую и харалейскую свиты нижнего отдела, ангуранскую среднего отдела и нарьянмарскую среднего+верхнего отделов.

Чаркабожская свита – T1cb представлена циклически переслаивающимися глинистыми, разнозернистыми песчаниками, красноцветными глинами и алевролитами. Мощность отложений составляет 572 – 596 м.

Харалейская свита – T1hr. Отложения свиты представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов. Доминирующее положение занимают глины. Алевролиты красно-бурые, глинистые. В подошве залегают песчаники глинистые, слюдистые, разнозернистые, с окатышами глин, гравием кремня. Мощность изменяется от 79 до 113 м.

Ангуранская свита – T2an. Разрез свиты представлен чередованием глин, песчаников и алевролитов. Мощность отложений колеблется в пределах 135 – 154 м.

Нарьянмарская свита – T2-3nm. представлена частым переслаиванием алевритистых глин, глинистых полимиктовых песчаников и алевролитов. Все разности пород содержат обугленный растительный детрит. Мощность свиты от 171 – 244 м.

Юрская система – J. Юрские отложения представлены нерасчлененными нижним+средним и верхним отделами (J1+2). Отложения образованы, преимущественно разнозернистыми песчаниками с примесью каолинита, с растительным детритом, обломками обугленной древесины и линзами угля. Встречаются прослои известковистых глин. Мощность отложений составляет от 40 до 69 м.

Верхний отдел – J3. Нижняя часть разреза представлена переслаиванием глинистых алевролитов и алевритистых глин. Мощность отдела изменяется от 145 до 187 м.

Меловая система – К. Отложения системы выделены в объеме нижнего отдела (К1), сложенного песками разнозернистыми с гравием и галькой, с маломощными прослоями глин и суглинков. Мощность отложений 56 – 67 м.

Четвертичная система – Q. Отложения системы с размывом ложатся на нижнемеловые. Разрез представлен суглинками серыми с включениями гальки и гравия различных пород, встречаются прослои глин. Мощность четвертичных осадков составляет 130 – 156 м.

petrolibrary.ru

Мастерьёльское нефтяное месторождение - Komi, Parma

Мастерьёльское нефтяное месторождение

Komi, Parma, Russia

perm, krasnovishersk, Russia

saratov, privolzhskiy, Russia

perm, kerchevskiy, Russia

jamalo-nenets, pangody, Russia

homjel, vasilevicy, Belarus

kharkivska, berezivka, Ukraine

Пембаcabo delgado, pemba, Пемба, Mozambique

hanty-mansija, langepas, Russia

hanty-mansija, langepas, Russia

karelija, medvezhyegorsk, Russia

hanty-mansija, nyagan, Russia

chukotka, vstrechnyy, Russia

primorje, yaroslavskiy, Russia

baskortostan, neftekamsk, Russia

Nearby places: Мастерьёльское нефтяное месторождение

  • Остров Сыняди Near 12 KM
  • Северо-Мастерьёльское нефтяное месторождение. Near 13 KM
  • Остров Осьваньди Near 15 KM
  • во времена репрессий была женская зона Near 17 KM
  • Озеро Исак-Ты Near 23 KM
  • Болото Балда-Нюр Near 25 KM
  • Болото Ольховый Нюр Near 26 KM
  • в 1843 году стояла изба Рыбака Near 54 KM
  • Болото Мукерканюр Near 56 KM
  • Latitude: 66.0788082

    Longitude: 57.7889441

    www.worldplacebox.com