Размещено на http://www.allbest.ru/

дипломная работа

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН СВАБИРОВАНИЕМ С ИНФОРМАЦИОННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИМ СОПРОВОЖДЕНИЕМ АВТОНОМНОЙ И ДИСТАНЦИОННОЙ АППАРАТУРОЙ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИН УСИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Оглавление

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Физико-геологический очерк района

1.2 Исторический очерк района

1.3 Стратиграфия и литология

1.4 Тектоника

1.5 Нефтеносность и водоносность

1.6 Физические свойства пород

2. Методы вызова притока

2.1 Основы теории методов вызова притока

2.2 Методика полевых работ при свабировнии

2.3 Технологическое оборудование для свабирования скважин

2.4 Обработка и интерпретация результатов свабирования

3. Теоретические и экспериментальные исследования автора

3.1 Факторы, учитываемые при выборе депрессии на пласт для вызова притока

3.2 Обработка кривой свабирования в системе «ГДИ-ЭФФЕКТ» и ПО «Гидрозонд»

4. Техника безопасности и охрана окружающей среды

4.1 Техника безопасности при проведении работ

4.2 Охрана недр

Заключение

Библиографический список

Введение

Автор данной дипломной работы проходил практику в промысловой геофизической партии в городе Когалым ХМАО с 10 сентября 2016 по 10 октября 2016. Был принят на должность геофизика. За время практики должен был:

- Выполнять полевые (промыслово-геофизические) работы по получению данных о геологии изучаемого района, обеспечивая полноту использования и геологическую интерпретацию всех геофизических материалов, полученных как в процессе проводимых работ, так и предшествующими исследованиями;

- Вести документацию, систематизировать и анализировать ее, составлять отчеты о проведенных промыслово-геофизических работах;

- Обеспечивать и контролировать соблюдение действующих методических положений, инструкций и требований по производству промыслово-геофизических работ;

- Внедрять мероприятия по организации труда, повышению эффективности полевых (промыслово-геофизических) исследований, применению более совершенных методик проведения работ и обработки геофизических данных;

- Контролировать соблюдение правил учета и хранения геофизических материалов, норм выработки геофизическими бригадами, Закона "Об охране окружающей среды", правил и норм охраны труда и пожарной безопасности;

- Руководить работой техников-геофизиков и других исполнителей, занятых на промыслово-геофизических работах;

- Оказывать содействие и сотрудничать с заказчиком в деле обеспечения здоровых и безопасных проведениях ГИС;

- Принимать необходимые меры по ограничению развития аварийной ситуации и ее ликвидации, оказывать первую помощь пострадавшему, принимать меры по вызову скорой помощи, аварийных служб, пожарной охран;

- Соблюдать технику и методику производства геофизических исследований;

- Выполнять инструкции по приемке и оценке качества материалов геофизических исследований;

- Знать технические характеристики применяемой геофизической, прострелочно-взрывной аппаратуры, оборудования и правила их эксплуатации;

- Соблюдать правила оформления документации (актов на выполнение работы, нарядов-путевок, балансов рабочего времени и др.);

- Знать применяемые при производстве работ материалы и правила их хранения; основы трудового законодательства; правила и нормы охраны труда и пожарной безопасности.

1. Геологическая часть

1.1 Физико-геологический очерк района

В административном отношении Усинское нефтяное месторождение расположено в Усинском районе Республики Коми, в 115 км к северу от г. Печора. В географическом отношении площадь месторождения составляет часть Печорской низменности в пределах листа карты Q - 40 - XVI и входит в бассейн нижнего течения p. Колвы, правого притока p. Усы, впадающей в p. Печору.

В тектоническом плане месторождение приурочено к одноименному поднятию в пределах крупной структуры I-го порядка - Колвинского мегавала. Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м. Западное крыло пологое, восточное переходит во флексуру.

Район месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолюбтными отметками от + 50 до +140 м; при этом низкие отметки (50 - 80 м) принадлежат урезу p. Колва, пересекающей месторождение почти в меридиональном направлении. Поверхность сильно заболочена с типичной для лесо-тундровой зоны растительностью: ель, сосна, береза, лиственница. Климат района резко континентальный со среднегодовой температурой минус 2.5 ⁰С. Температура меняется от +30 ^оС летом до минус 55 ^оС зимой. Среднее количество годовых осадков 450 мм.

Представления о геологическом строении Усинского месторождения базируются на данных пробуренного фонда скважин, а также площадных (сейсморазведка) и частично региональных геофизических исследований (гравиаразведка, магниторазведка, электроразведка).

По сложности геологического строения согласно действующей классификации месторождение относится к группе очень сложного строения.



Рисунок 1 Усинское месторождение

месторождение свабирование скважина пласт

1.2 Исторический очерк района

На базе запасов нефти месторождения - одного из крупнейших на севере европейской части СССР (ныне РФ), создан новый нефтедобывающий район с центром в г.Усинске Коми АССР (ныне Республики Коми). По территории месторождения проложен магистральный нефтепровод Возей-Уса-Ухта-Ярославль, построена железнодорожная ветвь Сыня-Усинск. Грузоперевозки в период навигации также осуществляются по рекам Печоре, Усе и Колве. В г.Усинске имеется современный аэропорт, принимающий самолеты различных типов.

Район месторождения представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками от 50 до 140 м; при этом низкие отметки (50…80 м) принадлежат урезу р.Колвы, пересекающей месторождение почти в меридиальном направлении. Рельеф местности сильно заболочен и залесен. Климат района резко континентальный со средней годовой температурой минус 2,5^оС. Годовые температуры меняются от +30^о (июль) до минус 55^о (январь). Количество годовых осадков 450 мм.

В ноябре 1960г. на Усинской структуре была забурена первая глубокая скважина. Заложению опорной скв.1 предшествовали аэромагнитная и гравиметрическая съемки, электроразведочные и сейсморазведочные (МОВ и КМПВ) работы, а также структурно-колонковое бурение. В 1963г. с глубины 1216-1305 м из скважины был получен приток тяжелой вязкой нефти из карбонатных отложений пермско-каменноугольного возраста. Залежь легкой нефти в отложениях среднего девона выявлена в 1968г. скв.7, в которой с глубины 3080-3144 м получен фонтанный приток.

В 1972г. отчет “Подсчет запасов нефти Усинского месторождения и его геологическое строение” был представлен в ГКЗ. Запасы, подсчитанные в УТГУ, по состоянию на 01.07.72г. утверждены по трем залежам: в карбонатах перми-карбона, в доломитах серпуховского надгоризонта и в песчаниках живетского яруса среднего девона.

Годом раньше, в 1971г., институтом Печорнипирефть на оперативных материалах геологоразведочных работ по этому месторождению предварительно подсчитаны запасы нефти и была составлена технологическая схема разработки первоочередного участка по среднедевонской залежи легкой нефти в северной наиболее изученной части Усинского месторождения, соответствии с которой началось бурение эксплуатационных скважин.

В 1973г. институтом Печорнипинефть составлена технологическая схема на всю залежь легкой нефти в отложениях среднего девона.

При подсчете запасов этой залежи для более точной оценки геологами УТГУ было условно проведено разделение среднедевонских песчанников на основную толщу афонинского горизонта и верхнюю старооскольского.

Разрабатывать залежь основной толщи в технологической схеме предусматривалось единой сеткой скважин с поддержанием пластового давления методом внутриконтурного заводнения при разрезании ее рядами нагнетательных скважин на 11 блоков. В основной толще песчаников (общей толщиной 5-110 м) были выделены три песчаные пачки снизу-вверх I, II, III. Верхняя пачка старооскольского горизонта (IV) рассматривается как объект возврата.

В уточненной технологической схеме разработки (1978г.) обосновано и предложено выделение в разрезе основной толщи двух самостоятельных объектов разработки: нижнего - I+II пачки и верхнего - III пачки.

В опытно-промышленную эксплуатацию залежь основной толщи введена в августе 1973г., нагнетание воды в пласт началось в мае 1974г.

По состоянию на 01.01.1987г. разбуривание среднедевонских залежей, в основном, завершено.

История открытия и разведки месторождения, краткие сведения о ранее проведенных работах и исследованиях с исчерпывающей полнотой приведены в отчет (11) № ”Подсчет запасов нефти Усинского месторождения и его геологическое строение”, отчет был рассмотрен ГКЗ СССР в 1972 году. По его материалам утверждены запасы нефти и газа, которые легли в основу технологических документов разработки залежей нефти в последующие годы.

1.3 Стратиграфия и литология

Геологический разрез Усинского месторождения изучен от силурийских по четвертичные отложения. Общая толщина осадочного чехла по сейсмическим данным (И.Б. Бейрахов) оценивается в 7 км и более. Осадочный чехол сложен отложениями ордовикского, силурийского, девонского, каменноугольного, пермского, триасового, юрского, мелового и четвертичного возрастов. О литологии неизученной части разреза силура и нижнепалеозойских отложений, а также о составе и возрасте фундамента можно судить по материалам соседних площадей (Возейская и Баганская), где отложения осадочного чехла скважинами вскрыты полностью (граф.прил.2).

Докембрий

Фундамент вскрыт скв.51, 63, 90 - Возейскими, на Колвинском мегавале, 1Б - Баганское (Хорейверская впадина) соответственно к северу и к востоку от Усинской структуры. Представлен он кварцевыми порфирами, альбитофирами, песчаниками серицитовыми и карбонатно-глинисто-алевролитовыми сланцами.

Палеозойская группа

На Усинской площади вскрытая толщина палеозойских отложений по разрезам скв.10, 24, 37 составляет соответственно 3287, 3504, 4103 м. Наиболее древние из них датируются силуром.

Силурийская система

Отложения силурийского возраста на Усинской структуре вскрыты скв.10, 24 и 37. Вскрытая толщина соответсвеннощ408, 558 и 1073 м. Верхняя граница системы проведена условно по кровле толщи известняков, охарактеризованных в нижней части силурийскими остракодами. Выше кровли этих известняков присутствуют нижнедевонские остракоды. Представлены отложения, в основном, известняками скрыто- и мелкокристаллическими, прослоями глинистые с редкими прослоями мергелей и доломитов.

Девонская система

Отложения девонского возраста представлены всеми отделами: нижним, маломощным средним (вплоть до выпадения из разреза) и относительно мощным верхним.

Кровля девонской системы на Усинской площади установлена по перерыву в отложениях турнейско-ранневизейского времени. Подошва системы вскрыта скв.10, 24 и 37, показавшими толщины её соответсвенно 1468, 1609 и 2005 м.

Нижний отдел

Верхняя граница отдела проводится по подошве глинисто-алевролитовой пачки, возраст которой по фауне и споро-пыльцевым комплексам определяется как живетский.

Нижнедевонские отложения повсеместно развиты на площади и представлены карбонатными, глинистыми и сульфатными породами, размытыми в той или иной степени в зависимости от положения относительно палеоподнятий. Толщина отложений меняется от 452 до 834 м.

По принятой в ТПО ВНИГРИ стратиграфической схеме нижнедевонские отложения в составе лохковского яруса, по литологическим признакам и фауне подразделяются на свиты Д₁^а и Д₁^б толщиной соответственно 501 и 284 м. В свою очередь, свита Д₁^а делится на три пачки (0, I, II), а свита Д₁^б - на 5 пачек (III^а, IV^б, IV^в, IV^г, IV^д).

Свита Д₁^а. Пачка “0” сложена высокоомными известняками с прослоями глин и глинистых известняков, с пачкой песчаников в кровле (толщиной 33 м). Пачка “0” вскрыта скв.37 толщиной 243 м.

Пачка I характеризуется более низкими значениями КС на каротажных диаграммах, слагается глинами с прослоями известняка и мергеля. Толщина 351 м.

Пачка II представлена чередованием известняков, мергелей и глин. Ее толщина 182 м.

Свита Д₁^б. Пачка III^а сложена высокоомными известняками с прослоями доломитов и мергелей. Толщина пачки 0-168 м. В подошве пачки выделяется каротажный репер III.

Пачка IV^б сложена известняками с прослоями доломитов, мергелей и глин. Толщина пачки 35 м.

Пачка IV^в толщиной 44 м сложена известняками, мергелями, доломитами с прослоями глин.

Пачка IV^г толщиной 0-31 м сложена аналогичными породами с прослоями ангидритов в верхней части.

Пачка IV^д по составу преимущественно доломитово-ангидритовая с прослоями мергелей и глин. Пачка заканчивает разрез нижнедевонских отложений, наиболее полно представлена в скв.39-Возей, где максимальная мощность составляет примерно 120 м.

Средний отдел

На размытой поверхности отложений нижнего отдела с угловым несогласием залегают осадки нижнего отдела, представленные в объеме живетского яруса, афонинского и старооскольского горизонтов. Породы яруса целиком размыты в присводовых, западной частях структуры. Максимальные мощности отмечаются в северной части структуры, где присутствуют отложения обоих горизонтов. Максимальная мощность отложений отмечается в скв.39-Возей - 195 м.

Афонинский горизонт

По своим литологическим особенностям в составе афониского горизонта выделяется 3 пачки: глинисто-алевролитовая, основная песчаная толща (в нее входят I+II и III пачки - нижний и верхний объекты разработки) и глинисто-карбонатовая (граф.прил.3).

Нижняя глинисто-алевролитовая пачка, залегающая в основании среднедевонских отложений, маломощная и распространена более широко. В северной части месторождения она представлена переслаиванием алевролитов, глин и редкими прослоями водонасыщенных песчаников (скв.244, 880). К югу песчаные прослои появляются чаще и в пределах VII, VIII, IX блоков разработки в отдельных случаях сливаются с песчаниками в основной толще и включены в ее состав. В средней части месторождения (блоки IV, V, VI) эти прослои линзовидны и по-видимому при наличии зон слияния с основной толщей нефтенасыщенны, а в противном случае водонасыщены, что подтверждается опробованием в начальный период разведки (скв.100). При нефтенасыщенности этих прослоев они включались в основную толщу. Мощность песчаников составляет на севере от 1 до 3 реже 5 м, на юге от 1 до 10 м. Общая мощность пачки от 1-5 м на юге до 20 м на севере.

Основная песчаная толща сложена нефтенасыщенными кварцевыми песчаниками светло-серого цвета с буроватым оттенком от нефтенасыщения от тонко-щдо крупнозернистых, хорошо отсортированными, пористыми с подчиненными прослоями светло-серых с зеленоватым и буроватым оттенками, глинистых кварцевых и хлорито-кварцевых алевролитов и реже темно-серых, серых с зеленоватым оттенком, алевролитистых, тонкослоистых с углефицированным растительным детритом аргиллитоподобных глин.

Толща делится снизу вверх на две песчаные пачки I+II, III и межпластовую алевролито-глинистую. Толщина пачек составляет: I+II от 0 до 85 м, III от 0 до 35 м и межпластовая от 3 до 12 м. В отдельных случаях наблюдается отсутствие межпластовой пачки и слияние I+II и III пачек.

По фауне и спорам основная песчаная спора по возрасту датируется морсовским, мосоловским и черноярским горизонтами центральных районов Русской платформы и сопоставляется с афонинским горизонтом в разрезах Волго-Уральского типа. Морсовскому горизонту из основной толщи по-видимому будут соотсветствоватьщI и II пачки, а мосоловскомущи черноярскому - межпластовая между II и III пачками и III пачка.

Глинисто-карбонатная пачка представлена глинами неравномерно известковистыми и алевритистыми, серыми и зеленовато-серыми, с прослоями в средней части известняков органогенных и мелкокристаллических, часто глинистых, в нижней - алевролитов и мелкозернистых песчаников. В этой пачке многочисленная фауна и споры указывают на мосоловский и черноярскийщ (афонинский) возраст вмещающих пород. Толщина пачки достигает 28 м.

Старооскольский горизонт.

Представлен верхней (IV) пачкой, которая распространена в северной и восточной частях структуры. Сложена она кварцевыми нефтенасыщенными песчаниками буровато-серыми от тонко- до грубозернистых и алевролитами с резкими прослоями глин. Пачка характеризуется резкой литологической изменчивостью по площади на коротких расстояниях. Толщина ее составляет до 35 м.

Верхний отдел

Представлен в несколько сокращенном объеме (вследствии выпадении верхних и нижних горизонтов). По фаунистической характеристике выделяется два яруса с границей между ними в подошве мергелей, толщина отложений меняется от 909 до 1079 м.

Верхнедевонские отложения несогласно залегают на породах среднего и нижнего девона и трансгрессивно перекрываются визейскими отложениями нижнего карбона. Нижняя граница отбивается по подошве глин кыновского горизонта и является не всегда четкой, так как не исключена возможность появления небольших песчаных прослоев в подошве франских отложений и при выходе под размыв и глинистых отложений среднего девона. Верхняя граница во всех скважинах выражена отчетливо и проводится в подошве визейских глинистых пород.

Франский ярус

В объеме яруса выделяются нижне- и верхнефранские подъярусы толщиной от 96 до 214 м.

Нижнефранский подъярус

В составе подъяруса по фауне и споро-пыльцевым комплексам выделятся кыновский, саргаевский и доманиковская свита. Общая толщина подъяруса не указывается из-за неустановленной границы между нижне- и верхнефранскими отложениями.

Кыновский и саргаевский горизонты представлены глинами зеленовато-серыми, редко шоколадного цвета, с прослоями известняков и глинистыми темно-серыми мергелями в верхней части. В нижней части отмечается прослои алевролитов и плотных тонко- и мелкозернистых песчаников. Толщина отложений от 6 до 47 м (в юго- восточной части).

Доманиковая свита и верхнефранский подъярус

Нерасчлененные отложения в депрессионных фациях, относимые ранее к доманиковой свите в настоящее время отвечают доманиковой свите и нерасчлененным, из-за отсутсвия фауны, на горизонты верхнефранским отложениям и представлены неравномерно окремненными и битуминозными известняками, участками пористыми и нефтенасыщенными с прослоями битуминозных мергелей и сланцев.

На каротажных диаграммах кровля и подошва отложений выделяется высокими сопротивлениями и являются четким репером. Толщина отложений достигает 174 м на севере и 90 м на юге.

Фаменский ярус

Повсеместно присутствует в сокращенном объеме. Верхняя часть яруса размыта. Верхнефаменский подъярус выделяется в южной части площади, в северной части размыт. Увеличенные толщины фаменского яруса отмечаются в опущенных блоках, что объясняется большим размывом в предвизейское время на приподнятых блоках. В составе отложений фаменского яруса выделяются 3 пачки.

Нижняя - глинисто-мергелистая толща, ранее относилась к верхнефранскому подъярусу. Фаменский ее возраст подтвержден присутствием в этих отложениях в скв.1-Уса неясного по возрасту комплекса спор с новыми видами по размеру подходивших, как считалось раньше к франским видам, но в настоящее время тот же комплекс спор встречен в скв.1-Янгыт в месте с фауной остракод и кокодонт нижнефаменкого подъяруса. Толщина толщи достигает 600 м.

Средняя пачка на разрезе выделяется как репер Д, сложенная чередованием известняков с глинистыми известняками и мергелями, имеет толщину 50-55 м.

В верхней пачке, толщиной до 300 м, развиты преимущественно пятнисто-доломитизированные разности мелко- и скрытокристаллических, реже органогенных известняков. В этой же пачке по ПГИ выделяютя пласты Ф₁, Ф₂, Ф₃, Ф₄ и Ф₅, верхний из которых относится к верхнефаменскому подъярусу продуктивен в южной наиболее приподнятой части структуры. Общая толщина фаменского яруса составляет 638-850 м.

Каменноугольная система

Верхняя граница системы во многих скважинах условна и дана на основании сопоставления каротажных диаграмм с разрезами скважин, где эта граница фаунистически обоснована. Проводится она в подошве слоев с фауной ассельского яруса. В целом, для площади в распределении толщин характерно увеличение их от 438 м (скв.23) - 478 м (скв.30) на севере до 829 м на юго-западе (скв.27) и от центральной части структуры (скв.9 - 731 м, скв.35 - 706 м) к востоку (скв.6 - 803 м) и западу (скв.10 - 872 м) на крыльях. Такое резкое изменение толщин связано, с одной стороны, с увеличением толщин отдельных стратиграфических единиц, с другой стороны, срезом верхней части отложений.

Нижний отдел

Представлен в объеме визейского и серпуховского ярусов. Толщина отдела изменяется от 275 до 535 м.

Визейский ярус

Отложения яруса начинаются глинами с прослоями известняков и песчаников, которые по споро-пыльцевой характеристике и составу фораминифер могут быть отнесены к тульскому горизонту яснополянского надгоризонта. Таким образом, перерыв в отложениях охватывает полностью турнейское, нижневизейское и частично средневизейское время. Нижняя граница проводится в подошве глинистых доломитов серпуховского яруса.

Ярус подразделяется на две части. Нижняя представлена темно-серыми глинами с прослоями известняков и кварцевых песчаников верхней части тульского и нижней части алексинского горизонтов. Мощность терригенной части от 8 м до 39 м. Верхняя часть - карбонатная толща окского подгоризонта в составе алексинского-веневского горизонтов сложена известняками органогенно-обломочными, тонко- мелко- и крупнокристаллическими, прослоями в различной степени доломитизированными, мощностью от 107 до 208 м.

Серпуховский ярус

Выделяется в объеме тарусского, стешевского и протвинского горизонтов. Литологически ярус представлен в нижней части глинистыми известняками и доломитами, прослоями пористыми, выщелоченными и кавернозными, в средней части - ангидритами, с прослоями и линзами доломитов, в верхней (в составе протвинского горизонта) - известняками различного облика с прослоями глин и мергелей с гнездами ангидритов. Толщина нижней и средней пачек изменяется от 80 до 200 м и связано с размывом верхней части. Наибольшие толщины приурочены к опущенным блокам, а также отмечаются на погружениях складки. В средней пачке выявлена промышленная нефтеносность, приуроченная к прослоям пористых доломитов.

Толщина верхней пачки 60-140 м. Общая мощность яруса 160-320 м.

Средний отдел

Отдел выделяется в составе башкирского и московского ярусов. Верхняя граница проводится по фаунистическим данным и часть условно там, где нет фаунистических определений. Толщины изменяются от 130 м на севере и до 300 м на юге площади.

Башкирский ярус

Верхняя граница проводится по подошве слоев с фораминиферами верейскогощ горизонта. Ярус представлен органогенными, в основном водораслевыми, и органогенно-обломочными известняками, нефтенасыщеннымищ и водонасыщеннымищ в зависимости от гипсометрического положения. Толщины изменяются от 55 до 105 м.

Московский ярус

Из-за малого количества фаунистических данных отложения на горизонты не расчленены.

В целом ярус представлен детритовыми и органогенно-обломочными известняками, часто пористыми, кавернозными и нефтенасыщенными. Мощность яруса меняется от 55-120 м на севере и юго-востоке 244 м на юго-западе и западе.

Верхний отдел

Отложения отдела представлены детритовыми и органогенно-обломочными разностями, иногда брекчиевного облика, часто нефтенасыщенных. Толщины изменяются от 0 на севере до 80 м на юго-западе.

Пермская система

В составе системы выделены два отдела: нижний и верхний.

Нижний отдел

В нижнем отделе, толщиной от 0 до 90 м, выделяются нерасчлененные отложения ассельского и сакмарского ярусов представленные детритовыми, преимущественно мшанково-криноидными, серыми известняками, часто рыхлыми и пористыми нефтенасыщенными в своде структуры. Толщина отложений меняется от 0 до 90 м. Уменьшение толщины происходит за счет последующего регионального размыва. Отложения отсутствуют в северной и центральной частях структуры, увеличенные толщины вскрыты в юго-западной, южной и восточной частях.

В верхней части отдела выделяются отложения, представленные глинами, мергелями, известняками, песчаниками и алевролитами полимиктовыми, возраст которых точно не установлен (кунгурский-артинский ? ярусы). Верхняя граница условна, толщина колеблется от 0 до 46 м.

Верхний отдел

Верхнепермскими отложениями, лежавшими на размытой поверхности пород нижнего отдела, начинается мощная толща терригенного чехла перми и мезозоя. Отдел представлен в полном объеме, выделяются уфимский (со значительной долей условности), казанский и татарский ярусы. Расчленение разреза на ярусы из-за малого количества фаунистических определений и уверенных каротажных реперов не произведено.

Отложения представлены глинами зеленовато-серыми, коричневыми и красно-коричневыми, алевритистыми и песчанистыми, часто известковистыми: песчаниками полимиктовыми, зеленовато-серыми и коричневыми, от тонко- до крупнозернистых, обычно плохо отсортированных, часть карбонатных и глинистых, алевролитами зеленовато-серыми и красновато-коричневых и глинистых. Толщина отложений отдела колеблется в значительных пределах от 100 до 820 м, увеличение наблюдается от свода к погружениям.

Мезозойская группа

Мезозойские отложения на Усинской площади представлены триасовой и юрской системами и в ряде скважин условно выделены отложения нижнего мела.

Толщины отложений изменяются от 780 до 1240 м, увеличение их наблюдается от свода структуры к ее крыльям и связано с наращиванием более молодых горизонтов верхней юры и за счет появления меловых отложений.

Триасовая система

Верхняя граница триасовых отложений на каротажных диаграммах неотчетлива, проводится по сопоставлению с опорной скважиной в основании мощной толщи песков со среднеюрскими споро-пыльцевыми комплексами.

Система представлена в полном объеме, выделяются нижний (наиболее полный), средний и верхний отделы в объеме местных свит: чаркабожской, харалейской, ангуранской и нарьянмарской. Толщина ситемы изменяется от 680 до 770 м, а на погружениях за счет увеличения верхней части до 940 м.

Чаркабожская свита (нижний триас). Верхняя граница проводится в подошве песчаников и выражается на каротажных диаграммах увеличением КС и ПС и является основным репером мезозоя (подошва шапкинской свиты). Свита сложена переслаиванием песчаников полимиктовых, глинистых, буро-коричневых и зеленовато-серых, от тонко- до крупнозернистых, алевролитов и глин. Толщина от 460 до 590 м.

Шапкинская серия (нижний+средний триас). Верхняя граница в каротажных диаграммах неотчетлива, проводится по некоторому увеличению значений КС в подошве сероцветной толщи песчаников с верхнетриасовыми споро-пыльцевыми комплексами. Представлены отложения пестроцветными глинами харалейской свиты и зеленовато-серыми песчаниками полимиктовыми, мелко- и среднезернистыми, участками сильно известковистыми, с редкими прослоями глинистых алевролитов. Толщина отложений 150-220 м.

Нарьянмарская свита (верхний триас). Отложения развиты в неполном объеме, большая часть их размыта, представлены преимущественно песчаниками полимиктовыми, мелко- и среднезернистыми, участками сильно известковистыми, с редкими прослоями глинистых алевролитов. Толщина отложений колеблется от 20 до 35 м.

Юрская система

На размытой поверхности верхнетриасовых отложений залегают осадки юрской системы, представленной средним и верхним отделами. Толщина отложений от 80 до 320 м.

Средний отдел

Верхняя граница отложений проводится в основании песчанио-алевритовой толщи с раковинным детритом пелеципод и железисто-карбонатными конкрециями, характерными для келловейских пород. Отложения представлены песками полимиктовыми, серыми и белыми, от тонко- до крупнозернистых, в нижней части со слабоокатанными обломками каолиновой глины и каолина, с маломощными прослоями серых слюдистых глин и алевролитов. Толщина отложений 60-125 м.

Верхний отдел

Верхняя граница отложений проводится по смене глауконитовых песков и алевролитов четвертичными суглинками. Отложения представлены песками полимиктовыми, реже кварцевыми и глауконитовыми, зеленовато-серыми и светло-серыми, с железисто-карбонатными конкрециями в нижней части, с прослоями серых неравномерно песчанистых алевролитов и глин. Толщина меняется в пределах 10-215 м.

Меловая система

Отложения системы условно выделены по сопоставлению со структурами скважинами. В составе отложений выделяются морские осадки, представленные алевролитами и песками полимиктовыми и глауконитовыми, с галькой кварца и кремня, известково-фосфористых соединениями с прослоями темно-серых глин. Толщина отложений изменяется от 0 до 300 м на погружениях.

Кайнозойская группа

На размытой поверхности нижележащих отложений залегают четвертичные осадки, представленные песками серыми и желтыми, разно-сернистыми с кварцевой и кремневой галькой, суглинками темно-серыми, плотными и глинами темно-серыми, алевролитистыми и песчанистыми. Толщина колеблется от 70 до 160 м.

1.4 Тектоника

Пробуренные ”новые” разведочные и эксплуатационные скважины, в отличии от первого отчета (1972г.), выявили более сложную конфигурацию структурно-тектонического строения Усинского поднятия по среднедевонским отложениям продуктивной части разреза. Эти выявленные структурно-тектонические особенности дали материал для современного представления о геологическом строении залежей нефти, которые повлекли за собой сокращение размеров площадей ловушек и как следствие значительного уменьшения балансовых запасов нефти.

Ниже приведено описание наиболее значимых структурно-тектонических особенностей поднятия, в основном, по терригенным отложениям верхнего и среднего девона.

Усинская антиклинальная складка расположена в южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала. В современном структурном плане Колвинский мегавал представляет собой систему кулисообразно расположенных крупных брахиантиклинальных складок северо-западного простирания, осложненных в свою очередь более мелкими куполовидными поднятиями.

Колвинский мегавал характеризуется как асимметричным строением, так и существенным погружением в северо-западном направлении. Западные крылья структур в южной части мегавала, как правило, более пологие, чем восточные, которые осложнены крупноамплитудными тектоническими нарушениями. Как крупная структура, Колвинский мегавал наиболее рельефно выражен по каменноугольным отложениям. По верхнепермским и мезазойским терригенным отложениям, мощность которых существенно увеличивается с юга на север, а также на крыльях вала в сторону впадины, амплитуда Колвинского мегавала и составляющих его структур значительно уменьшается. По более глубоким горизонтам девонских и додевонских отложений складка приобретает более крутые углы падения.

По кровле среднего девона Усинская структура имеет северо-западное простирание. Размеры поднятия по подошве доманиковой свиты, совместно с Осванюрским структурным осложнением на юге, по замкнутой изогипсе минус 3300 м составляет 42x5-12 км, амплитуда около 500 м. Погружение слоев в южном, северном и западном направлениях сравнительно спокойное и пологое с углами падения от 5^о до 10^о. Восточное крыло крутое, переходящее во флексуру с углами падения от 10^о до 350^о и более. Южная, наиболее высокая часть структуры, осложнена двумя положительными складками северо-западного простирания (амплитудой около 80 м) с разделяющим их неглубоким прогибом. Юго-западное осложнение по подошве верхнего девона имеет размеры 7х2 км, к северу постепенно выполаживается сливаясь с западным крылом структуры, а к югу переходит в его юго-восточную периклиналь. Северо-восточное осложнение имеет размеры 9х1,8 км, к северу переходит в северную периклиналь структуры, а к югу постепенно выполаживается, сливаясь с юго-восточным крылом структуры. Выделенные структурные осложнения имеют унаследованный характер, в сводовых частях их отмечаются сокращенные мощности среднедевонских осложнений, а увеличенные мощности зафиксированы в разделяющем их прогибе. Северное погружение Усинской структуры осложнено дизъюнктивными нарушениями сбросового типа, которые имеют северо-западное простирание и раскалывают погружение структуры на ряд блоков. Севернее основной структуры, по кровле отложений среднего девона выделяются два блока. Южный блок имеет размеры 2х1 км, положительная структура блока имеет аплитуду около 30 м, северный - размеры 5,2х2 км, амплитуду около 50 м. Для крыльев складок блоков характерны те же углы падения, что и на основной структуре.

При анализе геологического материала по вновь пробуренным скважинам в пределах Усинской площади выявлен ряд разрывных нарушений, которые заложены в предвизейское время, затем подвижки по ним возобновились к началу протвинского и реже к началу верхнепермского времени. Эти нарушения возникли в периоды активизации тектонических движений, общего подъема территории. Нарушения носят сбросовый характер, зафиксированы в пробуренных скважинах “выпадением” различных интервалов толщиной, соответствующей амплитудам нарушений, а также резким увеличением толщин ниже поверхности размывов в опущеных блоках фаменских отложений, ангидритов серпуховского яруса, реже карбонатов перми-карбона.

Установленные сбросы в северной части имеют простирание 302^о - 276^о северо-запад (близкое сбросам на Возейской площади), углы падения 60^о - 65^о.

Сбросы, установленные в южной части структуры, имеют простирание 20^о - 25^о северо-восток, углы падения около 60^о.

Кроме указанных нарушений намечаются нарушения небольшой амплитуды подсекаемые одиночными скважинами в основной толще.

По этим скважинам нефтенасыщенные мощности не учитывались при построениях, а нарушения не проводились из-за невозможности проследить их простирание и направление падения.

Таким образом, в результате разбуривания месторождения, уточнилось представление о тектоническом строении структуры, выявились: более крутые углы погружения структуры на крыльях, наличие отдельных локальных поднятий в северной части структуры, а также серия сбросовых нарушений, что привело к значительному сокращению площади нефтеносности среднедевонских отложений по сравнению с ранее утвержденной ГКЗ СССР.

1.5 Нефтеносность и водоносность

Усинское нефтяное месторождение приурочено к одной из локальных структур Колвинскогощ мегавала - крупнейшей зоны нефтегазонакопления, в пределах которой выявлены такие крупные месторождения нефти как Возейское, Харьягинское, Южно-Хыльчуюское с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности от нижнего девона до триаса.

На Усинском месторождении разведанные промышленные залежи нефти приурочены: к терригенным отложениям живетского яруса, к карбонатным отложениям серпуховского яруса, фаменского яруса верхнего девона и к карбонатной толще среднекаменноугольно-нижнепермского возраста. Кроме того, интенсивные нефтепроявления отмечены при проходке карбонатов нижнего девона, доманиковой свиты и аллювиальных песчаников верхней перми. Эти интервалы нефтепроявлений являются первоочередными объектами при доразведке месторождения.

Ниже приводится краткая характеристика промышленно нефтеносных залежей.

Пермо-карбоновая залежь. Залежь массивного типа. Приурочена к карбонатной толще с поровыми, порово-кавернозными и трещинными коллекторами (глубины 1000-1400 м). Покрышкой является мощная толща верхнепермских алевролитов, аргиллитов и глин.

Нефть тяжелая, вязкая, смолистая. Пластовое давление около 13,3 МПа. Нефтенасыщенные толщины меняются от 0 на контуре до 112,6 м в центральной части залежи. Водонефтяной контакт изменяется в интервале абсолютных отметок от минус 1288 до минус 1342. При подсчете запасов ВНК принят на отметке минус 1310 м.

Размеры залежи в принятом контуре нефтеносности составляют 16x8,5 км. Этаж нефтеносности 356 м. Запасы нефти утверждены по категории С₁ и составляют: балансовые - 616,8 млн.т, извлекаемые - 92,5 млн.т (при коэффициенте нефтеотдачи 0,15). Залежь находится в опытно-промышленной эксплуатации.

В северной части Усинской площади в 1986г. скважиной 393 была открыта новая залежь нефти в карбонатных отложениях карбона на локальной структуре в районе скв.30. При опробовании в процессе бурения пластоиспытателем был получен приток тяжелой нефти (плотностью 0,9405 г/см³) дебитом 26,8 м³/сут с глубины 1908-1944 м. Залежь в доломитах III пачки серпуховского яруса. Залежь является пластовой, структурного типа. Коллекторы - пористые и кавернозные доломиты общей толщиной 18-20 м (глубины1640-1700 м).

Нефть легкая, смолистая. Пластовое давление 16,2 МПа. Нефтенасыщенные толщины меняются от 3 до 9,4 м. Водонефтяной контакт отмечается в пределах отметок от минус 1530 (на юге) до минус 1606 (на севере).

Размеры залежи 5x2 км, высота около 70 м. Запасы нефти утверждены по категории С₁ и составляют: балансовые - 2,4 млн.т, извлекаемые - 0,6 млн.т (при коэффициенте нефтеотдачи 0,25).

Фаменская залежь нефти. В разрезе фаменских отложений выделено пять пластов-коллекторов снизу-вверх (Ф₁+Ф₅) трещиновато-порового типа с возможным нефтенасыщением в интервале абсолютных отметок от 1825 до 2100 м. В 1981г. скв.586 доказана промышленная нефтеносность пласта Ф₅. Залежь пластово-сводового, щстратиграфически экранированного типа. Продуктивными здесь являются мелкокристаллические, иногда доломитизированные известняки, залегающие в кровле размытой поверхности девона. Сверху пласт ограничен визейскими глинисто-карбонатными породами, снизу - 20-метровой пачкой плотных слабо- и непроницаемых глинистых известняков.

Нефть легкая, сернистая, с большим газосодержанием (112,6 м³/т). Нефтенасыщенные толщины пласта колеблются от 2 до 40,2 м. Размеры залежи в пределах контура нефтеносности (минус 1848 м) составляют 7,5x3,5 км, высота 46 м.

Запасы утверждались ЦКЗ МНП. На балансе объединения Коминефть числятся по категории С₁ в объеме: балансовые - 3,2 млн.т, извлекаемые - 0,3 млн.т (при коэффициенте нефтеотдачи 0,1). Залежь находится в опытной эксплуатации на естественном режиме.

Остальные пласты в фаменском ярусе девона требуют дальнейшего изучения.

Карбонатные отложения доманиковой свиты верхнефранского подъяруса.

В ходе разведочного бурения на Усинском месторождении при вскрытии разреза по ряду скважин (5, 8, 15, 30 и других) наблюдались интенсивные нефтепроявления в виде разгазирования промывочной жидкости, появления пленок нефти, вплоть до поступления нефти в приемные емкости для глинистого раствора. При испытании этих отложений в скв.15 получен непромышленный приток нефти, а в скв.12, 23 притоков не получено. В ходе эксплуатационного и разведочного бурения при опробовании доманиковых отложений в различных частях месторождения в скважинах 420, 514, 527, 578, 393 притоков не получено, в скважинах 50, 674, 932 были получены очень слабые притоки нефти. Только в южной части структуры в разведочной скв.84 из интервалов 2978,8-2985,8 и 2992,4-3008,4 м был получен небольшой приток нефти дебитом 3,07 м³/сут. Таким образом, карбонатные отложения доманиковой свиты верхнефранского подъяруса содержат литологические ограниченные нефтяные залежи небольших размеров, изучение которых следует продолжить.

Среднедевонские залежи нефти, по которым в настоящей работе производится пересчет запасов, приурочены к терригенным поровым коллекторам основной толщи (пачка III и II+I) и верхней (IV) пачки живетского яруса. Основная толща песчаников развита по всей площади распространения среднедевонских отложений. Верхняя пачка песчаников распространена лишь на северной периклинали структуры.

Новые данные, полученные в процессе разбуривания этих нефтяных залежей, указывают на изменения в представлении в геологическом строении по сравнению с теми, которые имелись на дату подсчета запасов в 1972г.

Разведочные и эксплуатационные скважины 323, 350, 548, 559, 570, 37, 425, 611 позволили уточнить положение границы отсутствия песчаников в юго-западной части структуры. В скв.37, пробуренной в своде складки, и в скв.350, 425 отложения среднего девона размыты полностью. В скв.323, 548, 559, 570, 611 присутствуют лишь глинисто-алевролитовая пачка и низы I пачки, представленные плотными породами. В результате граница отсутствия песчаников в настоящее время проходит восточнее ее прежнего положения.

Скважины, пробуренные на западном и восточном крыльях структуры, выявили более крутое падение пород. В результате граница нефтеносности продвинулась к центру залежи.

В настоящее время в основной толще песчаников в пределах складки установлено две самостоятельные залежи нефти: основная с отметкой ВНК минус 3384, южная с отметкой ВНК минус 2907 м, в отличии от ранее принятой площади единой залежи с наклонным ВНК с отметками от -3168 на юге до 3384 м на севере.

Основная залежь. Залежь нефти классифицируется как пластовая сводовая стратиграфически и тектонически экранированная. На юго-западе основная залежь ограничена границей размыва среднедевонских отложений. На северной периклинали залежь ограничена сбросовым нарушением амплитудой 80-100 м проходящим между скважинами 385, 483, 387 и 288, 289, 943, 931, 282, 935.

В южной части структуры залежь ограничивается нарушением амплитудой 45-15 м, проходящим между скважинами 584, 583, 417, 575, 556 и 9, 585, 418, 576, 566, 557.

Водонефтяной контакт в песчаниках основной толщи этой залежи вскрыт на западном крыле структуры 32 скважинами и 5 скважинами на восточном крыле. ВНК принят горизонтальный на отметке -3384 м. В южной части залежи выявлена локальная впадина, содержащая водонасыщенные песчаники на высоких отметках, что можно объяснить запечатыванием воды в процессе формирования залежи. Невытесненная вода при миграции нефти во впадине способствовала установлению своего уровня ВНК, который отбивается на абсолютной отметке минус 2921 м по скв.32, 550, 551, 560, 561, 572, 573, 579.

На восточной части основной залежи отмечаются зоны замещения песчаников плотными породами. Такие зоны выявлены в скв.935, 380, 717, 514, 515, 529, 575.

Размеры основной залежи (I+II+III пачки) в пределах контура нефтеносности составляют 22x7,8 - 4,5 км. Высота залежи 560 м, ширина водонефтяной зоны на западном крыле до 1,2 км, на северной периклинали 0,5 км, на восточном - 1,0-0,3 км. Нефтенасыщенные толщины песчаников основной толщи изменяются от 0 до 58 м (по пачкам I+II - от 0 до 41 м, III - от 0 до 24,6 м). Наибольшие значения толщин отмечаются в центральной части залежи. Средние нефтенасыщенные толщины по нефтяной зоне составляют в основной толще - 24,6 м (III пачка - 9 м, I+II пачке - 19,7 м), по водонефтяной зоне: в основной толще - 12,3 м (III пачка - 3,1 м, I+II пачке - 11,6 м). Доля чисто нефтяной зоны от объема залежи основной толщи составляет 95,6% (III пачка - 98,9%, I+II пачке - 94,8), водонефтяной зоны 4,4% (III пачка - 1,1%, I+II пачке - 5,2%).

Южная залежь небольшая. Залежь пластовая сводовая тектонически и стратиграфически экранированная. Размеры ее 5,5x3 км, высота залежи 77 м. Ширина водонефтяной зоны изменяется от 250 м до 1,8 км.

Водонефтяной контакт этой залежи вскрыт, по состоянию на 01.11.86, в 14 скважинах и принят на отметке минус 2907 м. Залежь приурочена к песчаникам I+II пачки, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 22 м. Средние нефтенасыщенные толщины по нефтяной зоне составляют 9,9 м, по водонефтяной зоне - 8,6 м. Доля нефтяной зоны от объема залежи составляет 56,4%, водонефтяной - 43,6%.

В северной части площади на локальном поднятии (район скв.30) по данным бурения разведочных скважин 30, 393, 39-Возей, коллектора основной толщи среднего девона водонасыщены. Установленные залежи нефти в верхней IV пачке среднего девона пластовые структурные литологически, стратиграфически и тектонически экранированные. По результатам эксплуатационного и разведочного бурения уточнилось представление о размерах и распространении нефтенасыщенных песчаников и их толщинах.

По состоянию на 01.11.86 песчаники IV пачки встречены в 146 скважинах вместо 4 на дату подсчета. Как и ранее выделяются три основных участка развития песчаников верхней пачки. Продуктивные отложения IV пачки распространены в северной и частично восточной частях структуры. На остальной площади песчаники этой пачки встречаются отдельными линзами или размыты и под кыновскими отложениями залегают песчаники основной толщи. По результатам бурения скважин южная граница первого участка (северная периклиналь структуры) значительно сдвинулась к северу и приобрела извилистый вид. На севере за скв.483, 387, 385 залежь, по-видимому, ограничивается зоной замещения. Нефтенасыщенные толщины в пределах этого участка колеблются от 1 до 9,6 м.

Зона распространения второго участка песчаников пачки (восточное крыло структуры) значительно уменьшилась и прослеживается сейчас в виде небольшой полосы. Нефтенасыщенные толщины на этом участке изменяются от 0,8 до 10 м. Водонефтяной контакт на этих участках не подсечен и принят по аналогии с основной толщей, так как подошвы продуктивных отложений подсекаются на отметках от минус 3346 до 3353 м на восточном крыле (скв.140, 129, 215, 98) до минус 3381 м на северной периклинали (скв.385). Единый водонефтяной контакт в песчаниках основной толщи и верхней пачки, по-видимому, объясняется гидродинамической связью их по нарушениям, где наблюдается сочленение песчаников верхней пачки в опущенных блоках с песчаниками основной толщи в приподнятых блоках. Средние нефтенасыщенные толщины по верхней части в нефтяной зоне составляют 3,4 м, по водонефтяной зоне 1,9 м. Доля нефтяной зоны от объема залежи составляет 97,6%, водонефтяной - 2,4%.

В северной части Усинской площади на Северо-Усинском локальном поднятии по результатам бурения скв.30 и 39-Возей выделяется самостоятельная залежь в верхней пачке среднего девона с водонефтяным контактом установленным по этим двум скважинам на отметке минус 3299 м. Залежь пластовая, сводовая литологически и тектонически ограниченная. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 0 до 2,6 м, среднее их значение в нефтяной зоне 1,7 м, в водонефтяной зоне 1,2 м. Доля нефтяной зоны от объема залежи составляет 90,1%, водонефтяной - 8,9%.

При опробовании нижнедевонских карбонатных отложений на Усинском месторождении получены самые разноречивые результаты. На основании имеющихся данных по карбонатным коллекторам нижнего девона судить о их промышленной продуктивности не представляется возможным. Получение притоков нефти в скв.6, 7, 8 и 95 можно связать с перетоками нефти из вышележащих продуктивных коллекторов. Например, переток в скв.5 установлен с помощью закачки изотопов.

В разведочной скважине 37 с глубины 3677-3717 был получен приток нефти с водой дебитом 1,2 м³/сут из песчаников “0” пачки в подошве нижнего девона. С целью дальнейшего выяснения нефтеносности этой пачки в настоящее время бурится разведочная скв.85.

В гидрогеологическом отношении Усинское нефтяное месторождение располагается в центральной части Печорского артезианского бассейна, осложненного древними поднятиями, которые разделяют его на несколько более мелких структурных единиц второго порядка. Территория Усинского месторождения входит в состав Большеземельского артезианского бассейна второго порядка.

Взяв за основу литолого-стратиграфический принцип и условия циркуляции подземных вод, в разрезе мезо-кайнозойских отложений представляется возможным выделить следующие водоносные горизонты и комплексы:

Водоносный комплекс четвертичных отложений (Q) развит практически повсеместно. В нем можно выделить водоносные горизонты:

а) водоносный горизонт аллювиальных и озерно-аллювиальных отложений верхнечетвертичного и современного возраста (а III-IV) является первым от поверхности постоянно существующим водоносным горизонтом. Развит только по долинам рек (Усы, Колвы, Седью) и крупных ручьев. Горизонт является безнапорным. Коэффициент фильтрации 0,7-2,9 м/сут. Минерализация 0,05-0,16 г/л;

б) водоносный горизонт флювиогляциальных и озерно-ледниковых отложений верхнечетвертичного возраста (f, lgl III) распространен только в придолинной части р.Колвы. Горизонт является безнапорным. Коэффициент фильтрации 0,7-3,0 м/сут. Минерализация 0,07-0,3 г/л;

в) водоносный горизонт морских отложений верхнечетвертичного возраста (m III-IV) почти повсеместно распространен на водоразделах. Коэффициент фильтрации 0,1-4,3 м/сут. Минерализация 0,01-0,24 г/л;

г) водоносный горизонт аллювиальных и морских отложений среднечетвертичного возраста (а, m II) распространен в долинах рек Усы, Колвы и на водоразделах. Минерализация 0,6 г/л.

Водоносный комплекс нижнемеловых отложений (К₁). Гидрогеологически нижнемеловые отложения не изучены. Например, скв.263 (район с.Усть-Уса) был вскрыт этот комплекс на глубине 78-116 м. При откачке получен дебит в 360 м³/сут при понижении уровня на 32 м. Воды пресные с минерализацией 0,5 г/л гидрокарбонатного кальциево-натриевого состава.

3. Водоносный комплекс верхнеюрских отложений (J₃) имеет широкое распространение. Водоносными здесь являются пески и песчаники келловейского яруса. Волжский ярус считается региональным водоупором, а отложения оксфорд-киммериджского яруса содержат воды спорадического распространения. Коэффициент фильтрации 1,3 м/сут с глубиной воды приобретают напор. Минерализация вод 0,2-0,7 г/л.

4. Водоносный комплекс среднеюрских отложений (J₂) имеет широкое распространение. Водоносными здесь являются I, II пачки, сложенные тонкозернистыми глинистыми песками и песчаниками, и III пачка, развитая крупнозернистыми песками, гравием и галькой, и являющаяся наиболее водообильной. Подземные воды носят напорный пластово-поровый характер циркуляции, заключены между двумя водоупорами. Верхний - глины келловейского яруса, а нижний - глины алевритистые и алевриты нарьянмарской свиты верхнего триаса. Коэффициент фильтрации 0,3-5,7 м/сут, минерализация 0,3-0,5 г/л.

5. Водоносный комплекс триасовых отложений (Т) развит практически повсеместно. Комплекс напорный. Скв.508, 509, 510 до глубины 200 м вскрыты подземные воды с дебитами Q = 600-1080 м³/сут при понижениях 9-20 м.