а рівні - 2 373 м.
Таким чином, Східно-Мічаюської структура, що знаходиться в одній структурної зоні з Дінью-Савіноборской, знаходиться значно вище її і цілком може бути гарною пасткою для вуглеводнів. Екраном служить грабенообразних прогин північно-західного простягання асиметричної форми.
Західний борт грабена проходить по малоамплітуднимі порушень скидного характеру, за винятком окремих профілів (пр. 40992-01, - 05, 40990-02). Порушення східного борта грабена, найбільш опущена частина, якого знаходиться на пр. 40990-02, 40992-03, високоамплітудні. За ним передбачувані проникні пласти контактують з саргаевскімі або з Тиманского утвореннями.
На південь амплітуда порушення зменшується і на рівні профілю 40992-08 грабен з півдня замикається. Таким чином, південна перікліналь Східно-Мічаюської структури виявляється в опущеному блоці. В даному випадку пласт В - 3 може контактувати з порушення з міжпластові глинами Яранськ горизонту.
Південніше в цій зоні знаходиться Іван-Шорська Прирозломного структура, яка пересічена двома меридіональними профілями 13291-09, 40992-21. Відсутність сейсмопрофілей хрестом простягання структури не дозволяє судити про надійність виявленого роботами з п 40992 об'єкта.
грабенообразних прогин, у свою чергу, розбитий тектонічними порушеннями, завдяки яким утворюються ізольовані підняті блоки в його межах. Вони названі нами як Центрально-Мічаюської структура. На профілях 40992-04, - 05 в опущеному блоці знайшли відображення фрагменти Східно-Мічаюської структури. Є невелика малоамплітуднимі структура на перетині профілів 40992-20 і 40992-12, названа нами Східно-Тріпан'ельской.
. 4 Нафтогазоносність
Площа робіт розташована в Іжма-Печорської нафтогазоносної області в межах Міча-Пашнінского нафтогазоносного району.
На родовищах Міча-Пашнінского району нефтеносен широкий комплекс теригенно-карбонатних відкладень від середнього девону до верхньої пермі включно.
Поруч з розглянутою площею знаходяться Мічаюської і Південно-Мічаюської родовища.
Глибоким пошуково-розвідувальним бурінням, що проводилися в 1961 - 1968 рр. на Мічаюської родовищі, свердловинами №1-Ю.Лемью, 6, 7, 11, 14, 16, 18, 19, 21, 23, 24 розкрита поклад нафти, приурочена до піщаниках пласта В - 3, що залягає у верхній частині Яранськ горизонту франского яруси. Поклад пластова, сводовая, частково водоплавна. Висота поклади близько 25 м, розміри 14? 3.2 км.
На Мічаюської родовищі промислова нафтоносність пов'язана з піщаними пластами, залягають в підставі казанського ярусу. Вперше нафта з верхнепермскіх відкладень на цьому родовищі отримана в 1982 р з скв.582. Опробуванням в ній встановлена ??нафтоносність пластів Р 2 - 23 і Р 2 - 26. Поклади нафти в пласті Р 2 - 23 приурочені до піщаниках, імовірно руслового генезису, простягає у вигляді декількох смуг субмеридионального простягання через все Мічаюської родовище. Нафтоносність встановлена ??в вкв. 582, 30, 106. Нафта легка, з високим вмістом асфальтенів і парафіну. Поклади приурочені до пастці структурно-літологічного типу.
Поклади нафти в пластах Р 2 - 24, Р 2 - 25, Р 2 - 26 приурочені до піщаниках, імовірно руслового генезису, простягає у вигляді смуг через Мічаюської родовище. Ширина смуг змінюється від 200 м до 480 м, максимальна товщина пласта від 8 до 11м.
Проникність колекторів становить 43 МД і 58 мД, пористість 23% і 13,8%. Початкові запаси кат. А + В + С 1 (геол./Ізвк.) Дорівнюють 12176/5923 тис.т, категорії С 2 (геол./Ізвк.) 1311/244 тис.т. Залишкові запаси на 01.01.2000 р за категоріями А + В + С 1 становлять 7048/795 тис.т, по категорії С 2 1311/244 тис.т, накопичена видобуток 5128 тис.т.
Південно-Мічаюської нафтове родовище розташоване в 68 км на північний захід від м Вуктил, в 7 км від Мічаюської родовища. Воно відкрите в 1997 р свердловиною 60 - Ю.М., в якій з інтервалу 602 - 614 м отримано приплив нафти 5 м 3/сут по ПУ.
Поклад нафти пластова, литологически екранована приурочена до піщаниках пласта Р 2 - 23 казанського ярусу верхньої пермі.
Глибина залягання покрівлі пласта у зводі дорівнює 602 м, проникність колектора 25,4 мД пористість 23%. Щільність нафти становить 0,843 г/см 3, в'язкість у пластових умовах 13,9 мПа. с, вміст смол і асфальтенів 12.3%, парафінів 2,97%, сірки 0,72%.
Початкові запаси рівні залишковим запасам на 01.01.2000р. і становлять за категоріями А + В + З 1 742/112тис.т., по категорії С 2 2254/338 тис.т.
На Дінью-Савіноборском родовищі поклад нафти в теригенних відкладеннях пласта В - 3 Яранськ горизонту франского ярусу верхнього ...
