Анализ эффективности Абдуловского и Усень-Ивановского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В данном дипломном проекте произведен анализ эффективности ГРП, проведенных компанией «ПетроАльянс» на Абдуловском и Усень-Ивановском месторождениях.

Абдулловское нефтяное месторождение открыто в 1960 году и вступило в промышленную разработку в 1971 году. Абдулловское месторождение включает в себя шесть ранее выделявшихся в Балансе запасов РГФ отдельных месторождений: Абдулловское, Тумбарлинское, Суллинское, Южно-Троицкое, Березовское и Рятамакское. Лицензия на право пользования недрами УФА № 00354 НЭ выдана ОАО «АНК Башнефть» 31.08.98 г. Абдуловское месторождение разрабатывается НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча» ООО АНК «Башнефть».

Месторождение находится в третьей стадии разработки. Накопленная добыча с начала разработки по месторождению составила 2309 тыс.т. Начальные балансовые запасы нефти промышленных категории (В+С₁) в целом по месторождению составляют 26208 тыс. т (65,8%) при коэффициенте нефтеотдачи - 0,310, категории С₂ - 13615 тыс. т (34,2%) при коэффициенте нефтеотдачи - 0,252. Основная доля запасов нефти от всех запасов нефти месторождения приурочена к пачке кизеловского горизонта турнейского яруса.

Усень-Ивановское нефтяное месторождение открыто в 1958 году. Разрабатывается с 1981 года НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча» ООО АНК «Башнефть». Месторождение находится в третьей стадии разработки. На месторождении выделяют 2 объекта разработки, принятые в действующем проектном документе: пласт VI бобриковского горизонта и тиманский горизонт. Накопленная добыча нефти с начала разработки - 466,36 тыс.т. На государственном балансе РФ числятся по категории (В+С₁) начальные геологические запасы нефти в количестве 2770 тыс. т, извлекаемые 943 тыс. т при коэффициенте нефтеизвлечения - 0,170.

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография и общие сведения о районе работ

В административном отношении Абдулловское нефтяное месторождение расположено на территории Ермекеевского района республики Башкортостан в 38 км к северо-западу от станции Аксаково и в 40 км западнее г. Белебея. Ближайшими являются Стахановское, Троицкое, Дмитриевское нефтяные месторождения, также разрабатываемые силами НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча» ООО АНК «Башнефть».

Небольшие населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами и только через деревню Новосулли проходит шоссейная дорога Октябрьский-Ермекеево. В экономическом отношении район сельскохозяйственный. Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой и теплым, иногда сухим и жарким летом. Колебание средних температур составляет от -35° С зимой до +30° С летом. Среднее годовое количество осадков около 500 мм. Глубина промерзания почвы доходит до 1,8 м.

В орографическом отношении район месторождения представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную речными долинами и оврагами. Основная часть территории занята пашнями, а юго-западная часть, в основном, лесами. Гидрографическая сеть района связана с реками Ик, Кидаш, Стивинзя, Ташлы, Суллимордовские и Татарские Сулли.

Усень-Ивановское нефтяное месторождение расположено в северо-восточной части Белебеевского административного района Республики Башкортостан, в 17 км к северо-востоку от г. Белебея. В южной части месторождения расположено с. Усень-Ивановское.

Ближайшими являются Илькинское, Кальшалинское, Солонцовское нефтяные месторождения, также разрабатываемые силами НГДУ «Туймазанефть» ООО «Башнефть-Добыча» ООО АНК «Башнефть».

Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой. В 15 км к западу от месторождения проходит с юга на север асфальтовое шоссе Белебей-Серафимовка-Октябрьский. Месторождение связано с этой дорогой гравийным шоссе. Часть Усень-Ивановского месторождения расположена на территории государственного природного заказника, национального парка «Аслы-Куль», санитарно-охранной и водоохраной зонах.

Климат умеренно-континентальный с колебанием средних температур от -15 до +20 °С, с жарким летом до +30 °С и суровой зимой до -35…-40 °С, годовое количество осадков 450-500 мм. Глубина промерзания почвы доходит до 1,8 м.

В орографическом отношении район месторождения и ближайшие окрестности представляют собой холмистое плато, эрозированное речной и овражной сетью с абсолютными отметками современного рельефа до 310-415 м. Западная часть территории в основном занята пашнями, а восточная лесом. Район лесостепной. Через площадь месторождения протекает р. Усень, пересекающая месторождение с севера на юг, и ручей Тюрякай.

1.2 Стратиграфия и литология района

В геологическом строении Абдулловского и Усень-Ивановского месторождения принимают участие докембрийские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные образования.

Эонотема верхний протерозой PR₂

Вендская система V

Представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов зеленовато-серых, слюдистых с плитчатой отдельностью. По плоскостям наслоений встречаются обуглившиеся растительные остатки.

Вскрытая толщина 45-50 м.

Палеозойская эратема РZ

Девонская система D

Средний отдел D₂

Эйфельский ярус D₂ ef

Со стратиграфическим несогласием залегают отложения Кальцеолового горизонта D₂ ef cl

Представлен переслаиванием светло-серых кварцевых песчаников и алевролитов с простоями аргиллитов.

Мощность горизонта 6-11 м.

Фауна: Соисhidella сЬ. Psепdobaschkirika Tsherh, Afrypa abb Pagdiana Nal

Бийский горизонт D₂ ef bs

Отложения представлены известняками серыми, буровато и темно-серыми с прослоями аргиллитов. Известняки пелитоморфные, прослоями органогенно-обломочные.

Мощность горизонта 16-26 м.

Фауна: Nematapoia barelensis Antr, Dechenella sf, Acothriletes perpuslilus, Favosites goldfussi

Живетский ярус D₂ gv

Ардатовский (старооскольский) горизонт D₂ gv ar

В кровле отложения представлены известняками серыми, кристаллическими, неравномерно глинистыми, с прослоями алевролитов. В подошве - песчаниками кварцевыми, разнозернистыми.

Мощность горизонта колеблется от 19 до 29 м.

Фауна: Lingula micifarmis, sonunilula siehe, Atripazohata, Diatomozohotriletes.

Муллинский горизонт D₂ gv ml

Представлен алевролитами, песчаниками, аргиллитами. Алевролиты серые и темно-серые, неравномерно глинистые. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелко зернистые с прослоями алевролитов. Аргиллиты темно-серые, пиритизированные, иногда алевритистые. Встречаются прослои известняков темных, буровато-серых, глинистых.

Мощность горизонта изменяется от 27-34 м.

Фауна: Yravia volgansis pol., Atripa pseudouralica haldinella disttinkta pol.bairdia striposa.

Верхний девон D₃

Франский ярус D₃ f

Нижнефранский подъярус D₃ f₁

Пашийский горизонт D₃ f₁ psch

Представлен переслаиванием алевролитов и песчаников. Алевролиты серые, глинистые. Песчаники светло-серые и бурые, кварцевые, мелкозернистые с прослоями алевролитов.

Мощность горизонта 20-29 м.

Фауна: Trachytriletes Rotundus, Archaeozonotriletes Basilaris.

Тиманский горизонт D₃ f₁ kn

Отложения представлены песчаниками, глинами, алевролитами, известняками. Песчаники серовато-коричневые, мелкозернистые, местами глинистые. Алевролиты серые, местами неравномерно глинистые. Аргиллиты зеленовато-серые, плотные. Известняки серые с неравномерно темно-зеленоватым оттенком, плотные, крепкие.

Мощность горизонта составляет 20-29 м.

Фауна: Haldinella Disttinkta l, Stziatopzodustus Scriceus Buch. Selebratina curta, Uchtovia abundans, Marginia selebratis.

Средний подъярус D₃ f₂

Саргаевский горизонт D₃ f₂ sr

Представлен известняками серыми со слабым зеленоватым оттенком, пелитоморфными, глинистыми.

Мощность горизонта 5-8 м.

Фауна: Yravia Volgansis, Microheilinella givetica.

Семилукский (доманиковый) горизонт D₃ f₂ sm

Представлен известняками плотными, органогенными, тонкокристаллическими, местами сильно глинистыми.

Мощность горизонта изменяется от 22 до 30 м.

Фауна: Richteria Distincta, Buchiola Scabroza, Lingulipora Subparallela.

Верхний подъярус

Донской надгоризонт D3dn

Мендымский горизонт D₃ f₂ mnd

Представлен известняками серыми и темно-серыми, кристаллическими, пелитоморфными, иногда глинистыми, с прослойками доломитов.

Мощность горизонта изменяется от 20 до 35 м.

Фауна: Chonetes Baschkiricus, Manticoceras Intumenscens, Lingula Lidea.

Аскынский горизонт D₃ f₃ asc

Сложен известняками серыми, буровато-серыми, кристаллическими, прослоями органогенно-обломочными, глинистыми, участками доломитизированными.

Мощность горизонта 76-100 м.

Фауна:. Liorhynchus, Theodasia catavensis, Nonicella evlanensis Lip

Фаменский ярус D₃ fm

Нижнефаменский подъярус D₃ fm₁

Представлен известняками светло-серыми, буровато-серыми, кристаллическими, мелкокавернозными, прослоями глинистыми.

Мощность изменяется от 40 до 60 м.

Фауна:. Septatournayella Rauserae, Bisphaera Malevkensis.

Среднефаменский подъярус D₃ fm₂

В целом толща предоставлена карбонатной разностью. Известняки серые, прослоями темно-серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, сгустковыми т органногенно-обломочными, слабо глинистыми, с прослоями доломитов, мергелей, аргиллитов. Мергели темно-серые, почти черные, тонкоплитчатые. Аргиллиты темно-серые, почти черные, неравномерно известковистые, плитчатые и микрослоистые.

Мощность горизонта изменяется от 70 до 130 м.

Фауна:. Aparhites Asymmetricus, Srcheaspdaephaera minima

Верхнефаменский подъярус D₃ fm₃

Заволжский горизонт D₃ fm₃ zv

Сложен известняками светло-серыми и буровато-серыми, кристаллическими и органогенными, прослоями глинистыми, участками окремнелыми.

Мощность горизонта колеблется в пределах от 40 до 60 м.

Фауна: Septatournayella Rauserae, Bisphaera Malevkensis, Aparhites Asymmetricus, Spirillina Plana Mall.

Каменноугольная система С

Нижний отдел С₁

Турнейский ярус C₁ t

Отложения сложены известняками серыми, буровато-серыми, кристаллическими и органогенно-обломочными, участками сульфатизированными, с редкими прослоями аргиллитов темно-серых. Местами нефтенасыщенные. Отложения турнейского яруса в пределах месторождений в связи со слабой изученностью на горизонты не расчленяются.

Мощность изменяется от 80 до 92 м.

Фауна: Bisphaera Malevkensis, Spiroplectammina.

Визейский ярус C₁ v

Нижний подъярус C₁ v₁

Кожимский надгоризонт C₁ v₁ kzm

Радаевский горизонт C₁ v₁ rd

Радаевский горизонт слагается аргиллитами тёмно-серыми, плотными, слоистыми, с прослоями алевролитов.

Мощность горизонта составляет 1-7 м.

Бобриковский горизонт C₁ v₂ bb

Разрез горизонта сложен терригенными породами - аргиллитами и глинистыми алевролитами с прослоями песчаников и проницаемых алевролитов. Песчаники светло-серые, коричневато-серые, нефтенасыщенные разности коричневые, кварцевые, часто алевритистые, преимущественно мелко- и среднезернистые, иногда известковистые, с обуглившимися растительными остатками, слабо сцементированными. Алевролиты серые и темно - серые, иногда глинистые, пиритизированные, они часто переходят в алевролитовые песчаники. Аргиллиты преимущественно темной окраски, слоистые с обуглившимися растительными остатками.

Мощность горизонта составляет 7-17 м.

Фауна: Endothyra Bounani Rhiella.

Верхний подъярус

Окский надгоризонт

Тульский горизонт C₁ v₂ tl

Отложения представлены переслаиванием доломитов и известняков. Доломиты буровато-серые, кристаллические, с включениями ангидрита. Известняки серые, буровато-серые, кристаллические или органогенно-обломочные.

Мощность надгоризонта равна 77-90 м.

Фауна: Gigantoproductus Tulensis, Endothyra Globulus, Eostaffella Ikensis, Parastafella Struvei, Archaediscus Moelleri.Archaediscus.

Серпуховский ярус C₁ srp

Сложен доломитами серыми, и буровато-серыми, кристаллическими, пористо-кавернозными, глинистыми, участками сульфатизированными и окремнелыми. Встречаются подчиненные прослои известняков светло-серых, кристаллических и органогенно-обломочных.

Мощность изменяется от 135 до 180 м.

Фауна: Striatifera Striata, Parastaffeiia Struvei, Spiriferrussiensis

Средний отдел С₂

Башкирский ярус С₂ b

Сложен известняками светло-серыми, почти белыми, пелитоморфными, органогенно-обломочными. Доломиты серые, светло-серые, мелкокристаллические, плотные. Встречаются пропластки зеленовато-серых аргиллитов.

Мощность яруса изменяется от 40 до 56 м.

Фауна: Archaedisrus Baschkiricus, Profusulinella Parva.

Московский ярус С₂ m

Верейский подъярус C₂ m vr

Сложен аргиллитами серыми, темно-серыми с прослоями алевролитов. В нижней части разреза известняки серые, органогенно-обломочные, глинистые.

Мощность горизонта равна 35-40 м.

Фауна: Choris Tites Inferus Ivan, Schubertella.

Каширский подъярус C₂ m ksch

Отложения представлены чередованием известняков и доломитов. Известняки светло-серые, пелитоморфные, участками мелкокавернозные. Доломиты светло-серые, буровато-серые, кристаллические, пористо-кавернозные, с включениями ангидрита.

Мощность горизонта составляет 65-75 м.

Фауна: Profusulinella Broviitshi Dutk, Choristites Mosquensis.

Подольский подъярус C₂ m pb

Сложен известняками серыми, с буроватым оттенком, пелитоморфными и органогенными с прослоями доломитов светло-серых и плотных темно-серых аргиллитов.

Мощность горизонта составляет 60-70 м.

Фауна: Pseudoffella Sphaeroidea, Fusulina Culindica.

Мячковский подъярус C₂m mtsch

Представлен известняками серыми, кристаллическими и органогенно-обломочными, глинистыми, с редкими прослоями аргиллитов. Доломиты серые, тонкокристаллические, участками мелкокавернозные.

Мощность горизонта составляет 100-129 м.

Фауна: Marginifera Kaschirica, Ozawainella Angulata.

Верхний отдел С₃

Представлен переслаиванием доломитов и известняков. Известняки серые и светло-серые, органогенно-обломочные, плотные, прослоями пористо-кавернозные с включениями ангидрита. Доломиты светло-серые, тонкокристаллические, с включениями гипса, ангидрита и кремня.

Мощность отложений составляет 165-200 м.

Фауна: Fusulinella Usvae, Fusulinella Pulchra, Triticites Paraorchicus.

Пермская система Р

Приуральский отдел Р₁

Толща яруса сложена доломитами с прослоями известняков.

Мощность яруса составляет 60-70 м.

Фауна: Parastafella Dreobrajencki, Parastafella Ovalis, Jlobivalvulina Densa, Jlobivalvulina Trigonalis.

Сакмарский ярус P₁ sk

Горизонт сложен переслаиванием доломитов серых и желтовато-серых, плотных, крепких, гипсов и ангидритов.

Мощность горизонта изменяется от 45 до 90 м.

Фауна: Productus Konincki Vern, Glomospira Gordialis.

Артинский ярус P₁ ar

Представлен известняками серыми, органогенными, с прослоями доломитов.

Мощность яруса изменяется от 50 до 76 м.

Фауна: Productus Konincki Vern, Glomospira Gordialis

Кунгурский ярус Р₁ kg

Сложен доломитами серыми и буровато-серыми, глинистыми, ангидритами белыми, голубовато-серыми, крупнокристаллическими, и гипсами белыми с подчиненными породами.

Мощность составляет 195-222 м.

Фауна: Spirifer Kamaratus, Bakewella Sedwikiana.

Уфимский ярус Р₁ uf. Отложения представлены в нижней части переходной пачкой - глинами и песчаниками с прослоями серых известняков. В разрезе красноцветной толщи, залегающей выше, преобладают глины красно-коричневые, известковистые, встречается прослой песчаника.

Мощность равна 175-200 м.

Фауна: Sinusuella Perraphica Mana, Darvinula Angusta, Suchouella Kamyshinkaensis.

Средний отдел P₂

Казанский ярус P₂ kz

Нижнеказанский подъярус P₂ kz₁

Сложен песчаниками серыми, полимиктовыми, разнозернистыми, известковистыми, глинистыми и глинами серыми, плотными и известковистыми с прослоями известняков.

Мощность подъяруса от 50 до 62 м.

Фауна: Lingula Orientalis Jelov, Pseudoparaparchites Formidobilis, Monoseratina Exilis, Cavellina Unica, Moorea Fasilis.

Верхнеказанский подъярус P₂ kz₂

Представлен известняками серыми, слоистыми, участками кавернозными и окремнелыми, песчаниками полимиктовыми, разнозернистыми, сульфатизированными, а так же глинами пестроцветными, слоистыми, известковистыми.

Мощность подъяруса от 0 до 90 м.

Фауна: Lingula Orientalis Jelov, Pseudoparaparchites Formidobilis, Monoseratina Exilis, Cavellina Unica, Moorea Fasilis.

Кайнозойская эратема KZ

Четвертичная система Q

Залегают на верхнеказанских отложениях с большим стратиграфическим несогласием. Отложения представлены суглинками желтовато-коричневыми и красновато-бурыми, песками серыми, глинами с включениями известковистых пород.

Мощность четвертичных отложений 2-12 м.

1.3 Тектоника

По кристаллическому фундаменту район Абдулловского месторождения расположен на склоне Южного купола Татарского свода между Серафимовско-Балтаевским разломом на севере и Ермекеевским разломом на юге, по которому проводится северная граница Серноводско-Абдуллинского авлакогена. Южно-Татарский свод осложнен Южно-Троицким выступом (Абдулловское месторождение расположено на его южном склоне), который, также как Серноводско-Абдуллинский прогиб, прослеживаясь по рйфей-вендским отложениям, нивелируется и исчезает в палеозое.

Структурный план продуктивной пачки кизеловского горизонта турнейского яруса, в несколько сглаженном виде отражающий строение нижележащих комплексов, представляет собой мозаичную картину с большим количеством локальных и зональных поднятий с извилистыми причудливыми очертаниями и сложной морфологией, Структуры группируются в две основные «валообразные зоны», северо-восточного и северо-западного простирания, соединяющиеся в центральной части месторождения.

Первая наиболее крупная валообразная зона находится в восточной части месторождения, погружается с северо-востока на юго-запад и не имеет единого контура по изогипсам. К юго-западу структуры укрупняются и морфологически усложняются. Они изрезаны глубокими извилистыми прогибами и представляют собой совокупность развития предшествующих структур.

Другая валообразная зона поднятий прослеживается в западной части месторождения, имеет северо-западное простирание, ступенчато погружаясь на юго-восток, перпендикулярно предыдущей. Ступень резкого погружения отмечается к юго-востоку.

Между двумя описанными валообразными зонами прослеживается слабовыраженный мало амплитудный прогиб, компенсированный на юго-западе. В целом по кровле кизеловского горизонта турнейского яруса наблюдается общее погружение в южном и юго-восточном направлениях, при этом северо-западная часть территории более приподнята, чем северо-восточная.

Таким образом, среднефаменско-кизеловский структурный этаж характеризуется ярко выраженными структурами облекания рифогенных образований предыдущего этапа. При этом снизу вверх отмечается укрупнение и геометрическое усложнение их формы при незначительном и незакономерном изменении их амплитуд. В значительной степени ослаблены выраженность и роль регионального девонского прогиба.

В региональном тектоническом плане Усень-Ивановское месторождение расположено в центральной части Южно-Татарского свода и приурочено к Усень-Ивановской сейсмической структуре, по отражающему горизонту DI.

По кровле отложений тиманского горизонта, наблюдается погружение отложения с запада на восток от отметки -1665,4 м (скв. 111ИСМ) до отметки -1705,8 м (скв. 122ИСМ). На территории месторождения и прилегающей территории выделены Северо-Боровское, Боровское, Волонтерское, Усень-Ивановское и Ново-Боровское сейсмические поднятия. Наиболее крупная Усень-Ивановская структура, состоит из четырех сводов, расположенных ступенчато с запада на восток и ограниченными изолиниями -1675, -1680, -1690 м. Максимальная амплитуда, выявленных структур по данным сейсмических исследований, достигает 20 м. Практически все структуры имеют изометричную форму, за исключением двух восточных куполов Усень-Ивановского поднятия. Свод, расположенный рядом со скв. 2УИВ имеет субмеридиональную ориентировку, а купол в районе скв. 1УИВ ориентирован с юго-запада на северо-восток.

В целом по Усень-Ивановскому месторождению наблюдается соответствие структурных планов от тиманских до верейских отложений с незначительным изменением ориентировки структур и их амплитуды. Выше по разрезу положение структур сохраняется, но меняется направление падения слоев сакмарского горизонта. Дизъюнктивных нарушений не наблюдается.

1.4 Нефтегазоносность

На Абдулловском месторождении нефтеносными являются пласты DIV, DIII, DII, DI терригенной толщи девона (ТТД), пачки фаменского яруса, пачки заволжского надгоризонта, пачка кизеловского горизонта турнейского яруса, пласт CVI терригенной толщи нижнего карбона и пачки кунгурского и артинского ярусов карбонатной толщи нижней перми (КТНП).

Промышленная продуктивность нижнепермских отложений установлена на двух локальных участках - залежь 1 на Усть-Кандызской структуре и на Ачикульской структуре - залежь 2. При корреляции этих отложений установлено, что нефтеносность приурочена к пачкам кунгурского и артинского ярусов карбонатной толщи нижней перми.

Пачка кунгурского яруса нефтеносна только на залежи 1; на залежи 2 нефтенасыщенный коллектор толщиной 0,8 м выделен только в скв. 19 ЧБЩ, но самостоятельная залежь в пачке кунгурского яруса здесь не выделялась. Залежь 1 пластово-сводового типа. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки меняется от 0,8 до 3,2 м при средней 2,1 м. Коэффициенты распространения, расчлененности и песчанистости соответственно равны 0,454; 1,8; 0,072

Пачка артинского яруса промышленно-нефтеносна на обеих залежах. Залежи пластово-сводового типа. Эффективная нефтенасыщенная толщина пачки меняется от 0,8 до 7,2 м при средней 3,0 м. Коэффициенты распространения, расчлененности и песчанистости соответственно равны 0,909; 1,889; 0,246.

Залежи пласта CVI прослеживаются по всей площади месторождения. Более всего залежей на Южно-Троицком, Абдулловском и Тумбарлинском участках, в меньшей мере - на Березовском и Суллинском, и полностью отсутствуют залежи пласта CVI на Рятамакском участке. В терригенном разрезе нижнего карбона песчаный пласт с достаточно хорошими коллекторскими свойствами встречается в различных зональных интервалах разреза. Так, песчаные прослои прослеживаются в верхней части разреза сразу под тульским известняком через глинистый пропласток, либо без него (залежи 6, 9, 11), в средней части терригенного разреза (залежи 1, 2, 3, 4, 5, 7, 8, 10, 12, 14, 15) и в нижней части разреза (залежь 13). Все залежи пластово-сводовые, в той или иной степени литологически ограниченные. Ввиду отсутствия детальных литолого-петрографических исследований разреза ТТНК изучаемого месторождения все песчаные пласты были отнесены к бобриковскому горизонту и проиндексированы в соответствии с обобщенной схемой расчленения геологического разреза Башкортостана как пласт CVI. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,8 до 7,5 м при средней 2,5 м. Коэффициент расчлененности равен 1,245. Коэффициент песчанистости - 0,18.

Пачка кизеловского горизонта - верхняя пачка мощного продуктивного карбонатного разреза месторождения. Ниже по разрезу выделены пачки заволжского надгоризонта верхнефаменского подъяруса, среднефаменского подъяруса и нижнефаменского подъяруса.

Для залежей всех этих карбонатных пачек можно выделить некоторые общие характерные особенности. Развитие залежей по площади и в разрезе обусловлено суммарным влиянием литологического и структурного факторов. Благодаря первому сформировались зоны развития коллекторов, имеющие весьма сложные и причудливые очертания, внутри которых за счет влияния структурного фактора (облекание рифов и биогермов франско-раннефаменского возраста) образовались непосредственно залежи нефти. Внешние контуры залежей определяются, главным образом, водонефтяными контактами (ВНК) и в меньшей степени линиями замещения (выклинивания) коллекторов. Следует сразу же отметить, что имеющиеся материалы, точнее их интерпретация, позволяют считать, что все выделенные залежи имеют пластовый сводовый характер и только в той или иной степени экранированы литологически.

Пачка кизеловского горизонта вскрыта в 316 скважинах и представлен коллектором в 237 (коэффициент распространения равен 0,750). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 9,4 м при средней 5,0 м. Коэффициент расчлененности равен 1,224. При этом следует отметить, что нефтенасыщенная часть пачки кизеловского горизонта в большинстве скважин подстилается водонасыщенной, отделённой от верхней части непроницаемой перемычкой толщиной 0,6-3,6 м. Коэффициент песчанистости - 0,241. Всего по пачке выделено 12 залежей. Все залежи пластово-сводовые, в той или иной степени литологически ограниченные. Чисто литологических залежей промышленного значения не выделено.

Промышленные скопления нефти в отложениях заволжского надгоризонта преимущественно сосредоточены в относительно узкой полосе (зоне), протягивающейся с северо-запада (Тумбарлинский участок) на юго-восток через Абдулловский и Березовский участки до южной части Суллинского, и отсюда поворачивающейся круто на юг в пределы Рятамакского участка. Залежи небольшие, амплитудные, с крутыми склонами, все без исключения пластовые, сводовые, редко осложненные литологическим фактором.

По разрезу в отложениях заволжского надгоризонта по литологическим свойствам естественно, и положению ВНК вынуждено нами выделены три пачки: верхняя, средняя и нижняя. Нумерация залежей - сквозная.

Верхняя пачка наиболее промышленно продуктивная. Ее толщина 20-40 м. Представлена чередующимися прослоями пористых и плотных известняков. Толщина пористых прослоев-коллекторов достигает 4,0 м. В кровле пачки залегает мощный пласт плотных глинистых известняков, известный как заволжский репер, обеспечивающий надежную непроницаемую покрышку.

Средняя пачка включает в себя четыре хорошо выдержанных прослоя коллекторов, толщиной до 2,0 м. Толщина средней пачки 16-25 м.

Нижняя пачка имеет небольшую толщину 10 м, в ней выделяются преимущественно два пористых прослоя (в кровельной и подошвенной частях), представленных по описаниям керна и грунтов СКО порово-кавернозными известняками и доломитами.

В целом пачка заволжского надгоризонта имеет локальное распространение Коэффициент распространения равен 0,976. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 0,6 до 11,7 м при средней 3,3 м. Коэффициент расчлененности равен 6,225. Коэффициент песчанистости - 0,185.

По пачке фаменского яруса геометризация залежей выполнена по трем раздельным пачкам. В связи с тем, что во многих скважинах эксплуатация этих пачек ведется единым фильтром, с целью удобства учета выработки запасов использована сквозная (по разрезу) нумерация залежей. Всего выделено 22 залежи. Большинство из этих залежей (4, 5, 6, 8, 10, 11, 12, 14, 20, 21) выделены во всех трех пачках. Только в одной пачке выделены залежи 7, 13, 16, 18 и 22. Остальные залежи прослежены в двух пачках. В целом пачка фаменского яруса вскрыта в 168 скважинах и представлена коллектором в 137 (коэффициент распространения равен 0,816). Коэффициент расчлененности равен 3,3. Коэффициент песчанистости - 0,081.

Верхняя пачка пласта DI раздельно выделен в 117 скважинах, в 83 из которых представлена коллектором (коэффициент распространения - 0,415 доли ед.). По верхней пачке пласта выделено 16 залежей. При этом следует, отметить о том, что на большей части площади верхняя пачка сливается со средней или со средней и нижней пачками пласта DI.

Средняя пачка пласта DI выделена как самостоятельный только на части территории месторождения, включающей в себя южные части Южно-Троицкого и Суллинского участков, восточную часть Березовского и Рятамакский участок. Коэффициент распространения пачки равен 0,950. Толщина нефтенасыщенного коллектора достигает 11,6 м (скв. 218 РТМ). Коэффициент расчлененности равен 1,275. Всего выделено 5 небольших залежей, которые располагаются цепочкой вдоль линии предполагаемого разлома и выявлены на Южно-Троицком (скв. 218 и 205 РТМ) и Березовском (скв. 74 КГБ, 73 КГБ, 210 РТМ, 3 ЕРМ) участках и в центральной части Рятамакского участка (скв. 2283, 2278, 180 РТМ).

Пласт DII представлен коллектором в 168 скважинах из 198, вскрывших пласт, т.е. коэффициент распространения равен 0,848. Нефтенасыщенные части выделены лишь в 11 скважинах и заключены в диапазоне 1,6-3,4 м. Пласт характеризуется наибольшим коэффициентом расчлененности равным 1,595.

Пласт DIII, вскрытый в 193' скважинах, представлен коллектором лишь в 45 (коэффициент распространения равен 0,233). Нефтенасыщенные толщины заключены в диапазоне 0,8-2,8 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 1,0, т.е. во всех скважинах пласт представлен одним пропластком. Здесь выделено пять залежей, общей чертой которых является то, что они практически не оконтурены и могут быть выделены лишь условной.

Ардатовский горизонт пласта DIV вскрыта в 193 скважинах, но представлена коллектором только в 95 (коэффициент распространения равен 0,492). В целом нефтенасыщенная толщина меняется от 0,8 до 10,0 м при средней 3,5 м. Коэффициент расчлененности равен 1,284. По ардатовскому горизонту пласта DIV выделено семь залежей.

Воробьевский горизонт пласта DIV имеет весьма широкое распространение, однако в западной части площади месторождения, а также к западу (северо-западу) от Серафимовско-Чекмагушевского грабенообразного прогиба повсеместно представлена только в водонасыщенной части. Промышленно нефтеносен в восточной части (к юго-востоку от борта указанного прогиба). Однако в этой части характерным является наличие обширных зон, где коллекторы пласта замещаются непроницаемыми породами или даже отсутствует совершенно, то есть пласт не может быть выделен даже на уровне аналога. Именно развитие песчаных тел коллекторов и определяет, главным образом, форму и контур залежей нефти. Воробьевский горизонт пласта DIV вскрыт в 178 скважинах и представлен коллектором в 130 (коэффициент распространения равен 0,730). Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 0,8 до 7,6 м (скв. 2183) при средней 2,9 м. Коэффициент расчлененности равен 1,138. Коэффициент песчанистости по пластам терригенной толщи девона меняются от 0,09 (скв. 10 ЕРМ) до 0,55 (скв. 181 РТМ). Всего выделено шесть залежей, основными из которых являются залежи 1 и 2.

Нефтеносными на Усень-Ивановском месторождении являются терригенные отложения нижнего карбона - пласт CVI и терригенные отложения нижнего девона - пласт тиманского горизонта.

Согласно данным геофизических исследований скважин, пласт CVI как коллектор представлен в скв. 113ИСМ в виде одного нефтенасыщенного прослоя. Опробованием подтверждена залежь в районе скв. 113ИСМ. Коэффициент распространения пласта составил 0,07, коэффициенты расчлененности и песчанистости 1,0 и 1,0 соответственно. Нефтенасыщенные толщина составляет 7,0 м. По пласту CVI установлена одна залежь нефти.

Тиманский горизонт выделяется по подошве саргаевского известняка и начинается с пласта аргиллитов мощностью 0,6-3 м. Толщина тиманского горизонта изменяется от 23,9 (скв. 3УИВ) до 31 м (скв. 7УИВ). Коллектором пласт представлен в 21 скважине из 26, в основном одним прослоем и только в 6 скважинах пласт представлен двумя прослоями. Коэффициент распространения пласта составляет 0,81, расчлененности и песчанистости соответственно 1,29 и 0,90. Общая толщина пласта изменяется от 2,0 до 9,0 м, нефтенасыщенная толщина от 1,2 до 7,6 м. По пласту установлено две залежи нефти.

1.5 Водоносность

Водоносные горизонты в районе месторождений наблюдаются в четвертичных, пермских, каменноугольных и девонских отложениях. В гидрогеологическом отношении они изучены неравномерно.

В разрезе выделяются три гидрогеологических комплекса, разделенных двумя водоупорами-хемогенными осадками кунгурского яруса и аргиллитами тиманского горизонта. Водоносные горизонты и их воды изучались при проведении полевой геологической съемки и в процессе опробования скважин.

Верхний водоносный комплекс объединяет водоносные горизонты четвертичного и верхнепермского возрастов. По данным этих исследований в четвертичных отложениях, водоносны пески и галечники, имеющие линзовидный характер залегания. Водопроявления отмечаются в виде заболоченности местности и в виде выходов родников.

Многочисленные источники из песчаников казанского и уфимского ярусов наблюдались по оврагам на склонах водоразделов. Дебиты источников колебались от 30 до 100 л/мин.

Химические анализы показали однотипность вод всех вышеперечисленных горизонтов. По классификации В. А. Сулина они относятся к сульфатно-натриевому типу вод с минерализацией 10г/л и с плотностью 1,002 г/см³. Воды пресные, пригодные для питья и технических целей.

Средний гидрогеологический комплекс (толща, залегающая между кунгурским водоупором и тиманско-доманиковыми отложениями) включает водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатов отложений карбона и верхнего девона.

В среднем карбоне по результатам опробования установлены водоносные горизонты в подольском надгоризонте, в башкирском ярусе. Пробы воды, отобранные из подольского надгоризонта, судя по удельному весу 1,06 г/см³ и минерализацией 85,923 мг/л, сильно разбавлены и, передать достоверно представление о химическом составе вод этого горизонта не могут.

Воды из башкирского яруса имеют удельный вес 1,510³кг/м³; минерализацию 201,42 г/л; отношение основных коэффициентов Na⁺+K⁺/Cl^-=0,85; Cl^-- Na⁺/Mg⁺=1,25. Из микрокомпонентов определены J^-=4,44 мг/л, Br^-=271,73 мг/л, В³⁺=313,38. Вязкость 1,6 мПас вода содержит сероводород (H₂S). По классификации Сулина воды башкирского яруса относятся к хлоркальциевому типу.

Минерализация вод серпуховского, турнейского ярусов изменяется от 48,3065 до 275,9870 г/дм³ при удельном весе от 1,0344 до 1,1822г/см³, содержание J^--8,88 мг/л, В³⁺-181 м/л, Br^--104,61мг/л, NH₄⁺-1,8мг/л, К⁺-1320,1 мг/л. Сульфатность вод колеблется от 0,2215 до 1,4865г/дм³. Первая соленость (S1) изменяется от 74,7852 до 85,3571%, а вторая (S2) от 14,5962 до 25,1071%. По классификации В.А.Сулина воды хлоркальциевого типа.

Воды верхнефаменского подъяруса имеют удельный вес 1,1910^-3 кг/м³; минерализацию 233,8 г/л; содержат микрокомпоненты: J^--10,15 мг/л, Br^--479,5мг/л, B³⁺-142,4 мг/л, NH₄⁺-212,4 мг/л; вязкость 2,12 мПас. По характеристике основных коэффициентов (Na⁺+K⁺/Cl^-<1; Cl^--Na⁺/Mg⁺>1) воды относятся к хлоркальциевому типу. Дебит воды из скважины №15 составляет 45 м³/сут.

Нижний гидрогеологический комплекс включает водоносные горизонты, приуроченные к песчано-алевролитовым пластам терригенного девона. Воды этого комплекса - это высокоминерализованные рассолы, солевой состав которых отражает специфические особенности глубинных вод, залегающих в условиях хорошей гидродинамической закрытости. Минерализация вод колеблется от 277,6420 до 284,6129 г/дм³ при удельном весе от 1.1829 до 1,1881 г/см³. Содержание микрокомпонентов следующее: J^-- 10,5-15,4 мг/л, Br^-- 480,3-500,4 мг/л, B³⁺- 112,4-145,8 мг/л, Sr²⁺- 370-440 мг/л. Сульфатность вод колеблется от 0,0238 до 0,0745 г/дм³.

В целом по месторождению можно отметить, что с глубиной увеличивается метаморфизация, минерализация и плотность вод. С ростом метаморфизации и минерализации вод наблюдается переход их генетических типов, так, к верхним горизонтам приурочены воды сульфатно-натриевого типа, ниже - воды хлоркальциевого типа. Это свидетельствует о том, что по мере увеличения глубины залегания водоносных горизонтов возрастает их гидродинамическая закрытость.

1.6 Характеристика основных эксплуатационных объектов

1.6.1 Характер изменения коллекторских свойств

Основным объектом разработки на Абдулловском месторождении является отложения пласта DIV.

Пласт DIV ардатовского горизонта представлен песчаниками серыми, светло-серыми, кварцево-полевошпатовыми, слюдистыми, разнозернистыми. Зерна окатанные и полуокатанные, размером 0,1-0,35 мм, средней степени сортированности. Зерна представлены кварцем, регенерированным, деформированным. Цемент глинистый, порово-контактовый, распределен равномерно. Среднее значение пористости по керну, определенное по 18 скважинам, составляет 0,151. Начальная нефтенасыщенность по 39 определениям составляет 0,81. Интервал изменения проницаемости по керну от 0,001 до 0,409 мкм² при среднем значении по 58 образцам 0,109 мкм².

Пласт DIV воробьевского горизонта слагают песчаники серые, кварцевые, разнозернистые, от мелкой до грубой фракции, в подошве - гравелитовые. Содержание гравийных фракций до 20-30%. Зерна окатанные и полуокатанные, слабой степени сортированности. Размеры зерен 0,1-1,2 мм, редко до 2,0 мм. Цемент глинистый, порово-контактовый, распределен равномерно, иногда карбонатный. Среднее по 15 скважинам значение пористости, определенное по керну, составляет 0,155. Начальная нефтенасыщенность по ГИС в среднем, по 42 определениям, составляет 0,77. Проницаемость изменяется в пределах от 0,005 до 0,679 мкм² и составляет в среднем по 40 образцам из 12 скважин 0,164 мкм².

Основным объектом разработки на Усень-Ивановском месторождении является отложения пласта тиманского горизонта.

Коллекторы тиманского горизонта представлены неоднородными поровыми кварцевыми песчаниками с глинистым цементом. Коллекторы могут полностью замещаться аргиллитами и алевролитами, пласт по мощности невыдержан.

Коллекторская характеристика пласта изучалась по керну и ГИС. По тиманскому горизонту керн отобран в 7 скважинах. На пористость всего исследовано 75 образцов, на проницаемость 55 образцов, 16 образцов отобраны из неколлектора. По результатам исследований, среднее значение пористости 59 нефтенасыщенных образцов в двух скважинах составило 18%, в интервале 13,0-22,8%. Проницаемость по 55 образцам в среднем составила 0,215 мкм², в интервале 0,055-0,642 мкм². По ГИС в 19 скважинах определены пористость и нефтенасыщенность. Пористость изменяется от 12,4 до 21,2% и в среднем по 36 определениям равна 17,5%. Нефтенасыщенность в интервале 70,0-95,0 % в среднем составила 87,2 %. По гидродинамическим исследованиям, проведенным в 3 скважинах, определена проницаемость, которая в среднем составила 0,353 мкм² в интервале 0,079-0,826 мкм². В расчетах пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС соответственно равные 17,0 и 87,0%. Проницаемость для пласта тиманского горизонта принята по керну и равна 0,215 мкм².

1.6.2 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Исследования физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в ЦНИЛе Туймазинсой ГПК и в лаборатории физико-химических исследований пластовых, поверхностных нефтей и газов БашНИПИнефть. Пробы нефтей отбирались с устья скважин при работе испытателем пластов, при опробовании в колонне методами свабирования и компрессирования, при пробной глубинно-насосной эксплуатации.

Нефти пласта DIV Абдулловского месторождения обладают средней плотностью 0,869 г/см³ и вязкостью 7,1 мПа*с. Нефти ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV - легкие, газонасыщенные (при средней газонасыщенности пласта DIV 100,83 м³/т при давлении насыщения 7,9 Мпа). Вязкость сепарированной нефти не превышает 5,2 мПа*с. В компонентном составе пластовой нефти повышенное содержание метана и газовых углеводородов: этана, пропана, бутана. Более полно изучены нефти, отобранные в поверхностных условиях. Для ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV характерны наиболее легкие и менее вязкие нефти (средняя плотность равна 0,831 и 0,835 г/см³ соответственно), содержание бензиновых фракций составляет 20-30% и более.

Все газы, растворенные в нефти, имеют плотность больше единицы. Газы относятся к категории жирных, кроме метана содержат и тяжелые углеводороды. Углекислый таз присутствует во всех пробах, максимальная осредненная объемная доля 1,370%, а минимальная - 0,040%. Содержание гелия определено для ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV и имеет значения соответственно: 0,033 и 0,029% в объемных долях.

По содержанию серы нефти относятся к сернистым (осредненная массовая доля серы колеблется от 0,92% до 1,85%).

По содержанию парафина нефти, из которых были отобраны пробы, относятся к парафиновым: осредненная массовая доля изменяется от 2,10% до 5,29%.

Нефти ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV относятся к смолистым (осредненная массовая доля меньше 15%).

При определении содержания ванадия и никеля в нефти кондиционных концентраций не было установлено.

На Усень-Ивановском месторождении отобрано 4 глубинные пробы: две пробы из скв. 113ИСМ отложений бобриковского горизонта пласта СVI и две пробы из скв. 1УИВ, 41ИСМ из отложений тиманского горизонта.

По пласту тиманского горизонта параметры пластовой нефти изучались по 2 пробам из 2 скважин. Плотность нефти при пластовом давлении равна 874 кг/м³, плотность нефти при 20⁰ С составляет 885 кг/м³. Вязкость при пластовом давлении составляет 9,0 мПа•с. Давление насыщения составляет 8,3 МПа, газосодержание 34,2 м³/т.

По пласту тиманского горизонта плотность поверхностной нефти в среднем равна 891 кг/м³, вязкость 39,47 мПа*с. Содержание серы составляет 2,54%, парафинов 3,31%, смол селикагелевых 15,46%, асфальтенов 12,44%.

Поверхностная нефть на Усень-Ивановского месторождении тяжелая, высоковязкая, сернистая и высокосернистая.

Попутные газы Усень-Ивановского месторождения имеют плотность в среднем 1,306-1,562 кг/м³. В углеводородной части преобладает пропан, содержание которого составляет от 23,0 до 25,15%, метан 20,18-27,31%, этан 16,4-19,41%. Попутные газы тяжелые, жирные. Сероводород в газе не обнаружен.

Таблица 1 - Физико-химические свойства и фракционный состав поверхностной нефти тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон изменений	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Плотность при 20 оС, кг/м3	21	37	871,0-914,0	891,0
Вязкость, мПа•с
при 20 оС	21	37	14,9-114,1	39,47
Серы	21	37	1,24-4,5	2,54
смол селикагелевых	12	13	11,2-22,11	15,46
асфальтенов	20	33	0,4-20,95	12,44
парафинов	21	37	1,0-8,11	3,31
Воды	21	34	0,01-17,0	3,08
механических примесей	-	-	-	-
Температура плавления парафина, оС	21	37	3,0-6,0	4,0
Температура начала кипения, оС	21	37	10,0-92,0	56,0

1.6.3 Характеристика залежи

По ардатовскому горизонту пласта DIV Абдулловского месторождения выделено семь залежей.

Залежь 1 выявлена двумя скважинами 153 РТМ и 2196 на Южно-Троицком участке. При опробовании были получены притоки безводной нефти дебитами 1,9 т/сут и 3,6 м³/сут. Залежь литологически ограниченная со всех, сторон, небольших размеров, 0,9x0,3 км и высотой около 10 м.

Залежь 2 выявлена на Южно-Троицком и Суллинском участках разведочными скв. 49 КГБ, 157 РТМ, 161 РТМ, 192 РТМ, 204 РТМ и эксплуатационными скв. 1065, 1067, 1089, 1179, 1293. ВНК вскрыт скв. 1293 на абсолютной отметке -1695,3 м при опробовании (интервал перфорации -1692,3-1695,1 м) получен приток нефти дебитом 2,5 м³/сут. Кровля водонасыщенной части пласта на залежи вскрыта скв. 1297 на отметке -1695,0 м. Все остальные скважины вскрыли чисто нефтяной пласт, наиболее глубокозалегающая подошва, которого вскрыта скв. 1067 на отметке -1694,0 м. ВНК принят по всей залежи по скв. 1293 на отметке -1695,3 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, шнурковая. Длина залежи 8 км, ширина 0,5-1,2 км.

Залежь 3 выявлена скв. 205 РТМ на Южно-Троицком участке. При опробовании (интервал перфорации -1691,5-1695,5 м) получен приток безводной нефти дебитом 1,1 м³/сут. В эксплуатацию пласт не вводился. Залежь пластовая, литологически ограничена со всех сторон, размеры 1,2x1,0 км, высота 10,0 м.

Залежь 4 выявлена скв. 40 КГБ на востоке Суллинского участка. Нефтенасыщенная часть пласта вскрыта скв. 40 КГБ в интервале -1667,8-1668,8 м, водонасыщенная - на отметке -1669,1 м в скв. 1363. При в скв. 40 КГБ (интервал перфорации -1666,4-1669,0 м) получен приток безводной нефти дебитом 11,5 т/сут. ВНК принят по кровле водоносного пласта в скв. 1363 на отметке -1669,1 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, размеры 0,5x0,3 км, высота 1,3 м.

Залежь 5 выявлена на Березовском участке разведочными скв. 62 КГБ, 74 КГБ, 210 РТМ и эксплуатационными скв. 2390, 2394, 2395, 2396. В целом по залежи, ВНК изменяется: от -1699,8 м в южной части, в районе скв. 62 КГБ до отметок -1701,1 м (скв. 74 КГБ), -1702,4 м (скв. 2395). Залежь пластово-массивная, тектонически и литологически экранированная с размерами 3,2x1,5x2,0 км и высотой около 8 м.

Залежь 6 выявлена на Абдулловском и Березовском участках разведочными скважинами 108 РТМ, 182 РТМ, 214 РТМ, 220 РТМ, 229 РТМ и эксплуатационными скважинами 2191 и 2192. Наиболее вероятное положение ВНК было определено на отметке -1611,6-1612,8 м. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 3,0x1,0-1,2 км, высота около 11 м.

Залежь 7 выявлена на Рятамакском участке разведочной скважиной 51 КГБ и эксплуатационными скважинами 2276, 2278, 2280, 2283. В скв. 71 КГБ вскрыта кровля водонасыщенного пласта на отметке -1710,0 м, в скв. 51 КГБ вскрыт чисто нефтяной пласт - его подошва на отметке -1709,1 м. При опробовании интервала -1701,0-1702,0 м был получен приток безводной нефти дебитом 5,9 т/сут (в эксплуатации пласт не был). В скв. 2274 вскрыта водонасыщенная часть пласта на отметке -1707,6 м и при опробовании интервала -1707,0-1708,8 м был получен приток воды дебитом 10 м³/сут без признаков нефти. ВНК принят на отметке -1709,1 м по подошве нефтенасыщенного пласта скв. 51 КГБ. Залежь пластовая, сводовая, размеры 2,7x1,5 км, высота 17,0 м.

Всего по воробьевскому горизонту пласта DIV выделено шесть залежей, основными из которых являются залежи 1 и 2.

Залежь 1 выявлена на Южно-Троицком участке разведочными скважинами 13 СТХ, 125 РТМ, 148 РТМ, 153 РТМ, 157 РТМ, 175 РТМ, 178 РТМ, 192 РТМ и эксплуатационными скважинами 2183, 2186, 2196, 2198, 2226, 2232. Отметка кровли водоносного пласта в скв. 39 КГБ -1686,1 м. ВНК не вскрыт ни одной скважиной. Подошва пласта в нефтенасыщенной части наиболее низко вскрыта скв. 2232 (-1683,8 м). При перфорации здесь до отметки -1683,6 м получен приток безводной нефти. ВНК принят по кровле, водонасыщенного пласта на отметке -1686,1 м. Однако в северной части залежи в скв. 178 РТМ подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -1702,8 м. По всей вероятности это свидетельствует о принадлежности этой скважины к изолированному опущенному блоку и блок этот выделен в качестве самостоятельной залежи 1а. Пласт здесь перфорирован до отметки -1703,2 м и получен приток нефти дебитом 37 м /сут. Залежь пластового типа, литологически экранированная, осложненная разрывным нарушением типа сброса с амплитудой и 10 м. Размеры залежи 4,5x2-2,5 м, высота 33 м.

Залежь 2 выявлена на Суллинском и Южно-Троицком участках разведочными скважинами .17 КГБ, 63 КГБ и эксплуатационными скважинами 778, 1059, 1060, 1061, 1062, 1064, 1081, 1083,1084, 1085, 1086, 1090,1092,1093, 1179, 1290, 1292. Пласт в скв. 63 КГБ перфорирован до отметки -1688,9 м и при.¹ этом получен приток нефти (24,2 т/сут) и воды (5,5 т/сут). В скв. 1059 и 1060 подошва пласта в нефтенасыщенной части вскрыта на отметках -1691,6 и -1691,5 м, а кровля водоносного через непроницаемую перемычку на отметках -1692,4 и -1693,3 м. Пласт соответственно перфорирован для отметок -1691,2 и -1691,5 м. В обеих скважинах получены притоки безводной нефти. В скв. 778 и 1064 подошва нефтенасыщенного пласта установлена на отметках -1690,0 и -1689,3 м. При перфорации до подошвы пласта в обеих скважинах получены притоки безводной нефти. Кровля пласта в водонасыщенной части установлена скв. 49 КГБ (-1691,0 м) и 1081 (-1689,9 м). ВНК залежи устанавливается в интервале отметок от -1689,9 м до -1691,6 м. Залежь пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи 3,8 х 1,0 км, высота 14,9 м.

Залежь 3 выявлена лишь одной скв, 40 КГБ на Суллинском участке. Подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта здесь на отметке -1672,8 м, а кровля водоносной части в скв. 1364 на отметке -1674,1 м. При опробовании из скв. 40 КГБ (интервал перфорации -1670,8-1672,8 м) был получен незначительный приток безводной нефти дебитом 0,72 м /сут. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта скв. 40 КГБ на отметке -1672,8 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, небольших размеров 3,7 х 0,25 км, высотой ж 2 м.

Залежь 4 выявлена скв. 25 КГБ и 217 РТМ на Южно-Троицком участке. В скв. 217 КГБ подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -1696,1 м. При опробовании (интервал перфорации -1692,7-1696,7 м) получен приток безводной нефти дебитом 9,4 т/сут. В скв. 25 КГБ подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -1696,6 м, кровля водоносной части -1697,2 м. ВНК принят на отметке -1696,6 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 1,5 х 0,8 км, высота 3,0 м.

Залежь 5 выявлена лишь одной скв. 14 ЕРМ на Рятамакском участке, в которой ВНК вскрыт на отметке -1720,9 м. Опробование не проводилось. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, размеры залежи незначительные 0,8 х 0,5 км, высота по скв. 14 ЕРМ - 4,4 м.

...