Содержание к диссертации
Введение
1. Тектоническое районирование Приполярных районов Предуральского краевого прогиба 7
1.1. История вопроса и основные критерии тектонического районирования 7
1.2. Общие черты геологического строения и характеристика формационных комплексов 20
1.3. Роль дизъюнктивных нарушений в формировании структуры осадочного чехла 27
1.4. Предуральский краевой прогиб 34
1.4.1. Косью-Роговская впадина 34
1.4.2. Поднятие Чернышева 45
1.4.3. Поднятие Чернова ..*.-... 59
1.5. Уральская складчато-надвиговая область 59
1.5.1. Общие закономерности строения 59
1.5.2. Собское поперечное поднятие 61
1.5.3. Лемвинское поперечное опускание 62
1.5.4. Кожимское поперечное поднятие 66
2. Условия формирования лито лого-стратиграфических комплексов 69
2.1. Обзор основных этапов и состояния геологической изученности района исследований 69
2.2. Характеристика циклов седиментации 83
2.3. Формационные и литолого-фациальные особенности строения литолого-стратиграфических комплексов 86
3. Особенности строения нефтегазоносных комплексов 99
3.1. Распределение нефтегазоносности по разрезу 99
3.2. Литолого-стратиграфическая характеристика нефтегазоносных комплексов 112
4. Нефтегазогеологическое районирование 120
4.1. Принципы и критерии нефтегазогеологического районирования северных впадин Предуральского краевого прогиба 120
4.2. Выделение элементов нефтегазогеологического районирования, обоснование их границ и типизация ловушек углеводородов в их пределах 162
5. Перспективы нефтегазоносности Приполярных районов Предуральского краевого прогиба 152
5.1. Тектонические критерии оценки перспектив нефтегазоносности 152
5.2. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности и прогноз фазового состояния и качества углеводородов 177
5.3. Проблемы количественной оценки нефтегазоносности 162
5.4. Основные направления поисково-разведочных работ и рекомендации на их проведение
Заключение 178
Литература 181
- Поднятие Чернышева
- Обзор основных этапов и состояния геологической изученности района исследований
- Распределение нефтегазоносности по разрезу
Введение к работе
Состояние газовой отрасли на территории Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (ТПП), обладающей развитой добывающей промышленностью, транспортной системой и научно-техническим потенциалом, характеризуется крайним истощением разведанных запасов газа, что предопределило прогрессирующее на протяжении последнего десятилетия снижение уровня его добычи. Несмотря на значительную степень разведанности принятых начальных суммарных ресурсов свободного газа (44% по провинции), обусловленную в основном разведанностью северной части Денисовского прогиба, юга Печоро-Кожвинского мегавала и севера Верхнепечорской впадины (Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение), Тимано-Печорская провинция обладает значительным газовым потенциалом. Практически неизученными остаются большие по площади территории Предуральского краевого прогиба. В первую очередь это относится к Приполярным районам прогиба, которые могут являться базой дальнейшего развития газовой отрасли провинции и актуальность освоения которых связывается с развитием проектной газотранспортной системы «Ямал-Европа».
Под Приполярными районами Предуральского краевого прогиба подразумеваются Косью-Роговская впадина, поднятия Чернышева и Чернова и прилегающий к впадине с востока западный склон Уральской складчато-надвиговой области.
В тектоническом плане рассматриваемые районы располагаются в пределах двух надпорядковых тектонических элементов - Предуральского краевого прогиба и Западной структурной зоны Уральской складчато-надвиговой области. Этот факт долгое время предопределял традиционные сферы интересов геологоразведочных предприятий и научных организаций, проводящих работы по оценке перспектив нефтегазоносности ТПП и работы, ориентированные на поиски твёрдых полезных ископаемых.
Изучением геологического строения этих районов, а также проблемой их нефтегазоносности занимались в различные годы Л.Н. Беляков, Л.Т. Белякова, В.И. Богацкий, К.Г. Войновский-Кригер, В.А. Дедеев, Б.Я. Дембовский, А.И. Елисеев, И.В.
Запорожцева, Н.А. Малышев, В.П. Пучков, С.Н. Сивков, Б.И. Тарбаев, Н.И. Тимонин, П.А. Туманов, В.В. Юдин и многие другие.
Несмотря на длительный и разносторонний характер изучения рассматриваемых районов, появление новых геолого-геофизических данных и теоретических предпосылок, свидетельствующих в пользу расширения площади перспективных земель ТПП за счёт сложно построенных складчато-надвиговых зон как внешнего, так и внутреннего обрамления Предуральского краевого прогиба, до настоящего времени официально принятая оценка начальных суммарных ресурсов (НСР) углеводородов (УВ) существует только в традиционных границах провинции.
Последние результаты геолого-геофизических исследований, проведённых на отдельных площадях Приполярных районов Предуральского краевого прогиба, позволяют по-новому рассматривать их геологическое строение и свидетельствуют о необходимости переоценки НСР УВ, основываясь на расширении диапазона и объёма перспективных горизонтов и толщ, включаемых в расчёты, выделении новых потенциально нефтегазоносных районов, ранее не имевших количественной оценки УВ, а также районов, не укладывающихся в традиционные границы Тимано-Печорской провинции. Анализ геолого-геофизических данных позволяет уже сегодня говорить о наличии в этих районах крупных, сложно построенных ловушек углеводородов, а формационный анализ свидетельствует о благоприятных условиях накопления осадочных толщ, которые при последующих преобразованиях способны генерировать и аккумулировать УВ.
В основе переоценки ресурсов УВ стоит вопрос о внесении существенных корректив в тектоническое районирование рассматриваемой территории с последующим выделением и обоснованием элементов нефтегазогеологического районирования.
В настоящей работе рассмотрены особенности строения сложных тектонических зон, возникших при орогенезе Урала и развитии сопровождающего его краевого прогиба; условия формирования литолого-стратиграфических комплексов палеозоя в условиях перикратонного опускания краевой части платформы; на основе литолого-фациального анализа уточнено и обосновано выделение нефтегазоносных комплексов (НГК) в разрезе осадочного чехла, которые в благоприятных условиях могут
генерировать и аккумулировать УВ; вопросы качественной и количественой оценки перспектив нефтегазоносности, прогноза фазового состояния и качественых характеристик УВ; проведено нефтегазогеологическое районирование территории и дано обоснование выделения границ Северо-Предуральской нефтегазоносной области, нефтегазоносных районов и зон в пределах Приполярных районов Предуральского краевого прогиба; определены основные направления поисково-разведочных работ в рассматриваемых районах.
В основу диссертации положены материалы личных исследований автора во
время работы в Ухтинской геологоразведочной экспедиции ГП
«Полярноуралгеология», Специализированной гравиметрической экспедиции № 10
ГП «Печорагеофизика», филиале ООО «ВНИИГАЗ» «Севернипигаз», а также
результаты геологоразведочных работ, научных и тематических исследований,
проведённых геологическими предприятиями «Ухтанефтегазгеология»,
«Печорагеофизика», «Полярноуралгеология», Тимано-Печорским отделением ВНИГРИ, Институтом геологии УрО РАН, филиалом 000 «ВНИИГАЗ» «Севернипигаз», Ухтинским индустриальным институтом.
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Работа содержит 196 страниц машинописного текста, включая 40 рисунков, 7 таблиц и списка литературы из 165 наименований.
Автор выражает глубокую благодарность за критические советы и постоянную помощь в работе научному руководителю, д.г.-м.н. В. А. Скоробогатову, признательность за консультации и советы Б.Г. Ахматову, A.M. Плякину, А.С. Шутову, Б.С. Шутову, В.П. Шегпунову, а также сотрудникам отдела перспективного развития ГРР филиала ВНИИГАЗа «Севернипигаз» за дружескую поддержку и техническую помощь при подготовке работы.
Поднятие Чернышева
Поднятие Чернышева является наиболее спорным по строению и развитию из структур первого порядка в северной части Предуральского краевого прогиба. Эта крупная (20-45 х 350 км), дугообразная в плане, сложно дислоцированная структура по масштабам не имеет аналогов в прогибе. На юге она разделяет Косью-Роговскую и Большесынинскую впадины, а севернее ограничивает с запада Предуральский краевой прогиб. Изучением геологии поднятия занималось не одно поколение геологов (Ф.Н. Чернышев, А.П. Карпинский, Н.С. Шацкий, А.А.Чернов, В.А. Варсанофьева, B.C. Журавлёв, К.Г. Войновский-Кригер, Н.П. Херасков, В.А. Дедеев, В.А. Разницын, П.А. Туманов, А.С. Перфильев, Н.И. Тимонин и многие другие). До последнего времени поднятие Чернышева большинством исследователей рассматривалось как шовный чешуйчато-надвиговый антиклинорий, сформированный над разломом глубокого заложения. В пределах поднятия карбонатные формации палеозоя, начиная с раннесилурийских, интенсивно дислоцированы и выведены на дневную поверхность по сложной системе тектонических нарушений. Поэтому поднятие Чернышева до настоящего времени не имеет официальной оценки начальных суммарных ресурсов углеводородов, за исключением Хоседаюской антиклинальной зоны и Адзьвинской депрессии в северо-западной части поднятия.
Современные представления о морфологии разнопорядковых структур поднятия Чернышева получены по данным бурения (в основном в западных частях поднятия) и по результатам сейсморазведочных работ, которые в региональном и общепоисковом плане начали проводиться в пределах поднятия с начала 1990-х годов. Эти работы позволили подтвердить надвиговую природу восточного и западного ограничений поднятия, которым, соответственно, были даны названия Восточно-Чернышевский и Западно-Чернышевский надвиги (Юдин, 1994). Этими надвигами на расстояние в 300 км выведены на поверхность нижнесилурийские карбонатные отложения, в которых отмечаются зоны тектонического брекчирования. Нижележащие ордовикские отложения нигде по материалам геологической съёмки не фиксируются. По данным бурения на прилегающей Кочмесской структуре в разрезе верхнеордовикских отложений присутствуют соленосные образования, по которым, видимо, и происходили послойные срывы в условиях тангенциального сжатия. С учётом этого, а также данных, приведённых выше, о возможности крупных послойных срывов в чехле Косью-Роговской впадины, поднятие Чернышева рассматривается как фронтальная, клинообразная в разрезе дислокация высокоамплитудного регионального послойного срыва по кровле ордовикских отложений.
Интересно отметить, что первые предположения и доказательства о надвиговом характере сочленения поднятия с соседними тектоническими элементами были получены ещё в 1959 г. Результаты электроразведочных работ в южной части Печорского угольного бассейна позволили по-иному трактовать восточное нарушение, которое всеми исследователями (за редким исключением) до этого безоговорочно принималось как сброс. Вертикальное электрозондирование, выполненное в зоне "Адакского сброса", показало, что под горизонтом с высоким сопротивлением, отвечающим выходам на поверхность силурийских карбонатных пород, залегает горизонт с низким электрическим сопротивлением, который может отвечать терригенным пермским отложениям. На основании этого был сделан вывод о том, что восточный склон поднятия Чернышева представляет собой надвиг с пологим падением плоскости сместителя на запад. Существование надвига было подтверждено в 1959 г. работами речной сейсморазведочной партии Ю.М.Портнова. Для проверки этого предположения в том же году западнее линии Адакского нарушения была заложена скв. Крт-8, которая на глубине 145 м под дислоцированными отложениями силура вскрыла верхнепермские песчаники, падающие под углом 5-10. Но в последующее время факт надвигового сочленения поднятия Чернышева с Косью-Роговской впадиной многими исследователями не рассматривался как типичный и характерный элемент строения для всего поднятия. И только в последние годы результаты бурения и сейсморазведки позволили коренным образом пересмотреть строение всего поднятия Чернышева (Юдин, 1994; Гряда Чернышева...., 1996; Острижный, Шутов, 1997).
Внутренняя приповерхностная структура поднятия в общем представлена одной или двумя приразрывными, веерообразно расположенными асимметричными антиклиналями или чаще моноклиналями, разделёнными осевыми синклиналями, ограничения которых носят также тектонический характер. Во внутренних синклиналях местами сохранился весь разрез орогенного комплекса пород, перекрытый с угловым несогласием среднеюрскими отложениями, указывающими на послетриасовое время формирования структур.
Дугообразными в плане взбросо-надвигами аллохтонная структура поднятия Чернышева разделяется на ряд тектонических элементов второго порядка, каждое из которых имеет свои специфические черты строения. По морфологии приповерхостных структур, а также пока ещё немногочисленным сведениям о строении параавтохтона и автохтона по простиранию поднятия выделяется пять поперечных блоков-чешуй и две продольные структурные зоны в центральной части поднятия.
Самый северный Степковожский блок на севере ограничен надвиговыми дислокациями поднятия Чернова, а на юге - продолжением взбросо-надвига, сформировавшего Верхнероговскую структуру. Этот блок имеет довольно простое строение и образован надвигом, перекрывающим отложения Варандей-Адзьвинской структурной зоны. Породы, слагающие аллохтон, имеют моноклинальное залегание и слабо дислоцированы (рис. 12).
Южнее располагается Тальбейский блок, имеющий асимметричное строение. На востоке он ограничивается дугой Восточно-Чернышевского надвига, по пологой плоскости которого силурийские отложения поднятия Чернышева далеко надвинуты на породы Косью-Роговской впадины (рис. 13). В структурно-морфологическом плане это нарушение правильнее было бы рассматривать, как поддвиг, образованный в результате послойных срывов в основании осадочного чехла впадины. Этот блок, единственный из всех поперечных блоков поднятия Чернышева, наиболее хорошо изучен сейсморазведкой. По отложениям палеозоя на основании результатов площадных сейсморазведочных работ в параавтохтоне Восточно-Чернышевского надвига подготовлена крупная Вор гаму сюрская структура (рис. 14). Амплитуда надвига (поддвига) в пределах этой структуры оценивается по данным сейсморазведки не менее 15 км. По морфологии приповерхостных структур в центральной части Тальбейского блока выделяется одноимённая синклиналь, довольно хорошо изученная в результате проведения в её пределах поисковых работ на уголь. Для неё характерно более пологое (29- 40) юго-восточное крыло и более крутое (до 52) северо-западное, оборванное почти на всём протяжении синклинали взбросом. Этот взброс, а также расположенный западнее взбросо-надвиг образуют линейно вытянутую, веерообразную в разрезе структуру, ограничивающую Тальбейский блок с запада.
Обзор основных этапов и состояния геологической изученности района исследований
Настоящий раздел имеет целью показать уровень изученности рассматриваемой территории, раскрыть, в какой мере задачи, поставленные перед настоящей работой, решены предыдущими исследователями. Ниже приводятся результаты геологосъёмочных, поисково-разведочных работ и геофизических исследований, степень изученности района сейсморазведкой и глубоким бурением, общая характеристика его изученности и перечень наиболее актуальных проблем, требующих ближайшего разрешения.
Этапу масштабного проведения геофизических работ и глубокого бурения на нефть и газ в Приполярных районах Предуральского краевого прогиба предшествовал длительный период изучения территории геологическими методами.
К числу первых геологических изысканий относятся работы экспедиций Русского географического общества под руководством А. Кейзерлинга и П. Крузенштерна в 1842 г. и Э. Гофмана в 1847-50 гг. В результате этих работ получены первые данные о горных породах Приполярных районов Урала и Западного Приуралья, а также сведения о наличии маломощных пропластков углей в пермских песчаниках в районе деревни Елец по р.Усе. Имеются также сведения о маршрутных исследованиях конца прошлого и начала настоящего веков ( Э. Зюсс, А.В. Журавский, Д.Д. Руднев и др.), в результате которых были обнаружены источники горячих минерализованных вод в районе поднятия, которое впоследствии получило имя Чернышева, найдены большие скопления горного хрусталя в бассейне р. Бол.Харуты на Приполярном Урале и подтверждены сведения об угленосности пермских отложений Приуралья.
В 1907 г. академик Ф.Н. Чернышев обобщил результаты предыдущих исследований и сформулировал представления об основных особенностях тектоники региона. Находки каменного угля надолго определили направленность геологических работ в районе. Исследования А.А. Чернова в 1923-33 гг. позволили установить большие перспективы угленосности и обозначить территорию, как Печорский угольный бассейн.
С 1936 г. на территории района начались систематические геологосъёмочные работы регионального характера, первые из которых проводились на Западном склоне Приполярного и Полярного Урала. Хорошая обнажённость палеозойских отложений в районе позволила изучить состав и строение разреза осадочного чехла в широком стратиграфическом диапазоне от терригенных отложений кембрия-ордовика до молассовых комплексов верхней перми. Среднемасштабная геологическая съёмка в этих районах была начата в 1940-х годах К.Г. Войновским-Кригером, который впервые выделил на Западном склоне Приполярного Урала два фациальных типа палеозойских отложений: елецкий карбонатный и лемвинский сланцевый. Он высказал обоснованное предположение о том, что лемвинские отложения шарьированы на елецкие (Войновский-Кригер, 1949). Эти исследования были существенно дополнены работами, проведёнными в 1946-1947 гг. в южной части Лемвинской зоны В.В. Меннером и М.Е. Раабен (Раабен, 1959). Изучая природу поднятия Чернышева, К.Г. Войновский-Кригер высказал предположение, что поднятие следует рассматривать как складчатую структуру, возникшую на площади краевого прогиба во время последних фаз герцинского тектогенеза, а не как платформенную структуру. Ранее такое мнение существовало и отстаивалось Н.С. Шатским. Одной из важнейших особенностей поднятия Чернышева К.Г. Войновский-Кригер считал её "наложенность" на краевой прогиб, понимая под этим термином тот факт, что формирование мегаантиклиналей, подобных поднятию Чернышева, произошло после окончания средне- и позднепалеозойской седиментации в результате последнего складкообразующего процесса.
Этап геологосъёмочных работ масштаба 1 : 200 000 на рассматриваемой территории начался во второй половине 50-х годов. В Косью-Роговской впадине установлено широкое развитие четвертичных, верхнепермских, на ограниченных участках - триасовых отложений и разработана их стратиграфия. На поднятии Чернышева описаны и расчленены на ярусы палеозойские осадочные образования от силура до перми, а также выделены отложения триаса. В зоне сочленения поднятия Чернышева и Косью-Роговской впадины установлены проявления траппового вулканизма базальтового состава, приуроченные к границе перми и триаса. На территории Западного склона Урала одновременно проводились детальные геологосъёмочные и поисковые работы, направленные на изучение проявлений и месторождений коренных и россыпных твёрдых полезных ископаемых. Геологическая съёмка на особо сложных и закрытых участках сопровождалась и дополнялась данными картировочного бурения.
В этот же период вся рассматриваемая территория была охвачена мелкомасштабными гравиметрическими и аэромагнитными исследованиями, результаты которых внесли значительный вклад в формирование взглядов на тектонику района.
Наиболее фундаментальными работами в области стратиграфии, литологии и тектоники Приполярных районов прогиба и сопредельных территорий Урала являются монографии А.И. Елисеева (1978), В.Н. Пучкова (1979), Н.И. Тимонина (1975), В.В. Юдина (1994). Этим же вопросам посвящены многочисленные работы А.И. Антошкиной, Л.Н. Белякова, К.Г. Войновского-Кригера, В.А. Дедеева, Б.Я. Дембовского, Ю.В. Казанцева, М.А. Камалетдинова, Н.А. Малышева, И.С. Муравьёва, Б.И. Тарбаева и многих других исследователей.
Изучение перспектив нефтегазоносности района начато с конца 1950-х годов путём проведения сеисморазведочных работ и глубокого бурения. Первая сейсморазведочная партия появилась на р.Усе летом 1958 г. Результатом проведения речных рекогносцировочных работ МОВ явились рекомендации на проведение аналогичных работ на реках Косью, Бол. и Мал. Роговой, Бол. Кочмес. На протяжении последующих 16 лет здесь проводились работы МОВ в различных модификациях. Переход к методике многократного прослеживания отражающих горизонтов (МОГТ) произошёл в конце 70-х годов. В дальнейшем производственные партии выполняли наблюдения только по методике, обеспечивающей обработку материала по способу ОГТ. Методическим упущением при проведении сеисморазведочных работ в этот период явилось отсутствие стадийности выполняемых исследований. В целом произошло смещение акцентов в сторону наращивания детальных поисковых работ при незавершённой стадии регионального и рекогносцировочного этапов. Часто проведение сейсморазведочных работ было направлено на детальное опоискование ранее выявленных структур. В меньших объёмах параллельно проводился этап поисковых работ на новых площадях. Такой подход предопределил крайне неравномерную изученность сейсморазведочными работами рассматриваемой территории (рис. 19). Итогом проведения сейсморазведочных работ явилось выявление более 60 локальных структур, перспективных на нефть и газ, часть из которых была подготовлена к глубокому бурению. По данным сейсморазведки были составлены структурные карты регионального характера, дающие представление о строении территории по основным отражающим горизонтам.
Недостаточность всей суммы информации, полученной при исследовании структур, в конечном счёте привела к необходимости возврата к региональному этапу исследований. Новый этап региональных работ был начат в 1989 г. и продолжался до 1992 г. Отработка региональных сейсмических профилей осуществлялась в рамках «Программы региональных сейсмо-стратиграфических исследований Тимано-Печорской провинции», рассмотренной и одобренной в Министерстве геологии Российской Федерации. Согласно программе были полностью выполнены исследования по профилю 13-РС, протягивающемуся от Сарембойского вала Варандей-Адзьвинской структурной зоны на севере до Усть-Лемвинской площади на юго-востоке, частично выполнены работы по профилям: 12-РС - на участке от широты Усино-Роговской структуры до Усть-Лемвинской площади, 14-РС - от северной части Коротаихинской впадины до Ярвожского купола Воркутской ступени и 17-РС - от восточной оконечности поднятия Чернова до Бергантымылькской структуры. Общий объем регионального сейсмопрофилирования по рассматриваемой территории составил 360 км (погонных). Полностью неотработанными остались профили 08, 09, 10 - PC (см. рис. 19). Однако завершить региональный этап исследований не удалось в связи с изменением политико-экономической ситуации в стране. Но уже первые данные этих исследований позволили пересмотреть взгляды на строение сложно дислоцированных зон обрамления Предуральского краевого прогиба (Гряда Чернышева...., 1997; Острижный, Шутов, 1997; Острижный, 1998; Особенности строения..., 1998) и сориентировать проведение сейсморазведочных работ на новых перспективных направлениях ( восточная часть поднятия Чернышева, западная часть Лемвинского поперечного опускания).
Распределение нефтегазоносности по разрезу
В результате проведения на рассматриваемой территории геологоразведочных работ на нефть и газ, а также поисковых и исследовательских работ на другие виды полезных ископаемых признаки нефтегазоносности получены по всему разрезу осадочного чехла, за исключением нижнеордовикского терригенного комплекса, не вскрытого бурением и выходящего в естественных обнажениях в пределах поперечных поднятий Западной структурной зоны Уральской складчато-надвиговой области. В этой зоне отложения комплекса подверглись интенсивным эпигенетическим преобразованиям, в результате которых снизились емкостные свойства пород-коллекторов. Однако в центральных частях провинции и в пределах Верхнепечорской впадины этот комплекс вскрыт рядом скважин (1-Сосьянская, 3-Низевая, 1-Западно-Дутовская, 1-Новая и др.), в которых были установлены хорошие ёмкостные свойства пород и прямые признаки нефтенасыщения в песчаниках терригенного ордовика.
Продуктивность осадочных комплексов распределяется неравномерно как по разрезу, так и по площади исследований. Промышленные скопления углеводородов установлены в пределах поднятия Чернышева в карбонатах силура, нижнего и верхнего девона и в Косью-Роговской впадине - в карбонатах каменноугольного и раннепермского возраста. Месторождения нефти и газа по величине запасов относятся к разряду мелких и средних (табл. 2).
На поднятии Чернышева открыто два нефтяных месторождения: Южно-Степковожское и Усино-Кушшорское. Первое месторождение расположено в пределах Степковожского блока в автохтоне Западно-Чернышевского надвига (рис. 22). Нефтяные залежи пластового типа в карбонатах нижнего и верхнего девона приурочены к сводовым тектонически ограниченным ловушкам и вскрыты скв. 1-Южно-Степковожская. Покрышками являются плотные глинистые известняки и глины в кровельной части нижнего девона и франского яруса верхнего девона.
Продуктивные отложения представлены проницаемыми пластами известняков и доломитов с трещинно-кавернозно-поровым типом коллектора. Нефти залежей парафинистые - 9,9% (DO, 5,9% (D3), высокосмолистые - 16,9 и 16,4% соответственно. Пластовая температура на глубине 4000 м составляет 76 С. При испытании нижне- и верхнедевонских отложений были получены притоки нефти дебитами 4,4 м3/сут по подъёму уровня и 6,1 м3/сут через 2-мм штуцер, соответственно.
Усино-Кушшорское месторождение расположено в южной части Хоседаюской антиклинальной зоны и приурочено к одноимённой структуре, которая представляет собой валообразную, вытянутую в северо-восточном направлении антиклиналь, разбитую серией тектонических нарушений на отдельные блоки (рис. 23). В пределах центрального блока в карбонатных отложениях силура скв. 21, 22 вскрыта нефтяная залежь пластового типа, приуроченная к сводовой ловушке, ограниченной на юго-западе тектоническим нарушением. Здесь из кровельной части карбонатов силура получены фонтанные притоки нефти дебитом от 3,9 до 11,5 м3/сут при работе через 3-мм и 9-мм штуцера. Этаж нефтеносности составляет 53,6 м, коллектор порово-трещинный, пластовое давление на глубине 1730 м 17,95 МПа, пластовая температура 41 С. Покрышкой для залежи являются плотные глинистые породы тиманско-саргаевского горизонта верхнего девона. Содержание парафина в нефти 3,38 %, смол и асфатьтенов 24.36%.
В Косью-Роговской впадине открыты Падимейское нефтяное, Романъельское, Интинское и Кожимское газовые месторождения. Падимейское месторождение расположено в пределах одноимённого поднятия в северо-западной части Воркутской ступени. Массивная залежь нефти в известняках нижнего и среднего карбона приурочена к сводовой тектонической ограниченной ловушке и вскрыта скв. 1-7 (рис. 24). Тип коллектора трещинно-поровый. Покрышкой являются глинистые отложения нижней перми, залегающие на размытой поверхности среднекаменноугольных карбонатов. Максимальные притоки нефти 32 м3/сут. получены при постоянном компрессировании. Пластовые давление и температура на глубине 1370 м составляют 13,85 МПа и 52С. Нефть слабопарафинистая (0,25%) и высокосмолистая (19,9%).
Промышленная газоносность установлена на Романъельском, Интинском и Кожимском месторождениях в среднекаменноугольных и нижнепермских отложениях. Газовые залежи массивные, однотипные по своему строению, содержатся в ловушках сводового типа, на отдельных участках с тектоническим ограничением, в фронтальных частях передовых надвиговых дислокаций (рис. 25).
Интинское месторождение приурочено к одноимённой системе дизпликатов, включающей Интинский, Чернореченский, Косьинский и Южный (Усть-Кожимский) блоки, выделяющиеся по каменноугольным отложениям. По нижнепермским карбонатам Интинский и Чернореченский дизпликаты представляют собой единый Северный блок. Промышленная газоносность среднекаменноугольных карбонатов установлена в пределах Интинского, Чернореченского и Южного блоков, а нижнепермских - в пределах Северного блока. Среднекаменноугольные залежи экранированы плотными, неравномерно глинистыми известняками нижней перми, а залежи, приуроченные к рифогенным известнякам ассельского возраста, глинисто-мергелистыми образованиями сезымской свиты. Тип коллектора - порово-кавернозный.
Газовая залежь Южного (Усть-Кожимского) блока вскрыта двумя скважинами (скв. 2, 3). Приток газа дебитом 211 тыс. м /сут (при депрессии 4,9 МПа) получен в скв. № 2 из интервала 2823-2900 м. После проведения солянокислотной обработки дебит скважины составил 700 тыс. м3/сут. При опробовании был замерен газоконденсатный фактор, равный 500 см /м . Пластовое давление принято равным 29,0 МПа, пластовая температура 61 С.
Газовая залежь Чернореченского блока (С2Ь) вскрыта тремя скважинами (скв. 1, 17 и 20). Промышленные притоки газа получены в скв.17 из интервала 2832-2946 м дебитом 173,4 тыс.м3/сут (депрессия не замерялась). Пластовое давление принято равным 30,3 МПа, пластовая температура 62 С.
Газовая залежь Интинского блока (С2Ь) также вскрыта тремя скважинами (скв. 14, 18 и 19). Промышленный приток газа получен в скв. № 14 при опробовании интервала 3069-3100 м. Дебит газа составил 519 тыс. м7сут при депрессии 10,6 МПа. Пластовое давление принято равным 34,6 МПа, пластовая температура 69,5 С.
