Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Саратовский государственный технический университет имени

Гагарина Ю.А.

Кафедра «Геоэкология и инженерная геология»

Отчёт по учебной практике

ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ДАНИЛОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Выполнил:

Абдурахманов М.Р.

21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Шифр:182622

б-НФГДипу-11

Руководитель

Ассистент кафедры ГИГ

Н.В. Добролюбова

Саратов 2018



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Физико-географическое описание района ДНГКМ

1.1 История открытия и разведки месторождения

2. Геологический раздел

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

2.2 Тектоника

3. Нефтегазоносность

3.1 Характеристика залежей

3.2 Залежи преображенского горизонта

3.3 Залежи в нижнем пласте усть-кутского горизонта

Заключение

Список сокращений

Список использованных источников



Введение

Прохождение учебной практики производилось в нефтяной компании ООО "Диалл-Альнс", 3 июня 1999 года -- официальная дата основания Общества с ограниченной ответственностью «ДИАЛЛ АЛЬЯНС».

За последние три года Диалл-Альнс увеличил объем добычи углеводородного сырья в 3 раза и более чем в 7 раз - отчисление налогов в консолидированный бюджет Иркутской области. На сегодняшний день ИНК - это одна из крупнейших компаний-производителей нефти в Восточной Сибири с текущей добычей более 200 тысяч тонн нефти и газоконденсата в месяц.

Целью учебной практики является закрепление и углубление теоретических знаний, приобретение опыта самостоятельной работы, получение навыков в проведении научно-исследовательской и практической работы по избранной специальности.

Задачами производственной практики для реализации поставленных целей являются:

- изучение деятельности предприятия;

- развитие навыков проведения самостоятельных исследований и анализа практических материалов;

- усвоение терминологии, методов анализа и управления, используемых на предприятии;

- приобретение опыта работы в трудовых коллективах при решении производственно-экономических вопросов, планировании работы на предприятии;

- закрепление навыков работы с квартальными и годовыми отчетами, производственно-финансовыми и перспективными планами, оценке уровня организации производства, труда и управления.

Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение является мелким. Его извлекаемые запасы по нефти категории С1 равны 1455 тыс. т. Свободный газ подсчитан по категории С2 в объёме 3010,5 млн.м. Даниловское месторождение по составу флюида является комплексным. Здесь можно добывать нефть, свободный и попутный газ, конденсат, высокоминерализованные рассолы, содержащие ценные компоненты. На Даниловской площади пробурено 26 скважин. Буровые работы на площади проводило ГГП (ВСГУ) «Востсибнефтегазгеология», а геофизические - ГФУГП «Иркутскгеофизика». Бурение и испытание скважин проводились силами двух нефтегазоразведочных экспедиций - Ленской и Преображенской. Первая пробурила 19 скважин, три из которых (5, 30, 20) участвуют в обосновании продуктивных полей, т.е. коэффициент удачи составляет 16 %.

Преображенская нефтегазоразведочная экспедиция построила 7 скважин (140, 144, 1, 2, 3, 11, 6), 4 из которых (3, 11, 6, 144) вскрыли коллектор, а одна из них 3 - является самой продуктивной на месторождении, т.е. коэффициент удачи этой экспедицией достиг 57 %. Разница более чем выразительная. Это объясняется, видимо, тем, что цели экспедиции были разными: одной нужен был геологический результат, другой - производственные показатели по строительству скважин. Очевидно, на различных стадиях разработки нефтяных месторождений методы интенсификации добычи нефти в зависимости от геолого-физической характеристики объектов, имеют свои особенности, которые проявляются при использовании их на практике в условиях конкретных месторождений. Даниловское месторождение относится к трудноизвлекаемым с высоковязкими парафинистыми нефтями, отмечается высокая послойная неоднородность пород по проницаемости. По литологическому составу пород относится к карбонатному типу коллекторов. Всё это привело к ситуации, когда значительное большинство скважин перешло в категорию малодебитных и осложненных в геологическом отношении, эксплуатацию которых осуществляют насосным способом.

В связи с этим особое значение приобретают вопросы повышения эффективности разработки месторождений методами интенсификации добычи нефти. Повышение эффективности традиционных методов ОПЗ, таких как ГРП, возможно за счет оптимизации режима обработки ПЗП, правильного выбора скважины кандидата для реализации выбранной технологии, прогнозирования эффективности обработки.

В отчете рассматривается один из анализов эффективности методов воздействия на продуктивные пласты нефтяного месторождения, методом ГРП для скважин Даниловского месторождения. Подсчет технологического и экономического эффекта от проведения этого мероприятия дает основания утверждать, что метод весьма эффективен для повышения производительности скважин.



1. Физико-географическое описание района ДНГКМ

Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Катангском районе Иркутской области, в бассейне верхнего течения р. Нижней Тунгуски, в 350 км к северо-востоку от г. Усть-Кута (ж/д станция БАМа и крупнейший речной порт), в 190 км от г. Киренска (речной порт) и в 90 км северо-восточнее Дулисьминского нефтегазоконденсатного месторождения. К северо-востоку от Даниловского месторождения (в 110 км) находится Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (рисунок1). Район характеризуется плохой проходимостью, бездорожьем, сильной залесенностью и заболоченностью. Пути сообщения района весьма ограничены. Основной из них - воздушный через аэропорты Усть-Кут и Киренск. Обустроенных круглогодичных автомобильных дорог в районе пока нет. Основной объем грузов до месторождения перевозится автотранспортом по магистральному автозимнику от г. Усть-Кута (расстояние 350 - 400 км); от пос. Подволошино и Надеждинска (бывшая база Преображенской экспедиции) по автозимнику или по р. Нижней Тунгуске в период навигации (расстояние 240 - 200 км).

Силами районов области велась отсыпка круглогодичной дороги Верхнечонское месторождение - Усть-Кут вдоль существующего автозимника, трасса которого проходит через Марковское, Ярактинское, Дулисьминское и вблизи Даниловского месторождения.

ЛЭП на территории месторождения отсутствует и в качестве источников энергоснабжения при проведении буровых работ использовались дизельные электростанции. Широкое распространение на площади имеет лес, используемый при строительстве жилья и в качестве топлива.

По физико-географическому положению Даниловское месторождение расположено в центральной части Средне-Сибирского плоскогорья в бассейне р. Нижней Тунгуски. Рельеф представляет собой слабо всхолмленную равнину, изрезанную долинами рек и ручьев с колебаниями абсолютных отметок от 290 до 500 м. Обычны заболоченные участки, как в долинах рек, так и на водоразделах, старицы, мелкие озера. Обнаженность района работ крайне низкая. Большая часть площади покрыты тайгой. Преобладающие породы деревьев - сосна, лиственница, ель, реже встречаются береза, осина, кедр. Заболоченные участки покрыты довольно мощным слоем мха.

Климат района резко континентальный, со значительными колебаниями суточных и сезонных температур. Зима холодная, продолжительная.

Наиболее низкая температура приходится на январь, понижаясь до -50⁰С. Летом наиболее высокая температура отмечается в июле - до +25 - 30⁰С.

Среднегодовая температура довольно низкая: - 7 - 8 ⁰С. Отопительный сезон начинается в октябре и заканчивается в апреле - середине мая. Устойчивые морозы с температурой ниже - 40 ⁰С продолжаются в течение 2,5 - 3 месяцев. Снежный покров держится, как правило, около 6 - 7 месяцев, толщина его 50 - 60 см. Глубина промерзания грунта достигает 3 метров. Как правило, на северных склонах встречаются участки вечной мерзлоты, носящей в районе островной характер.

месторождение нефтегазоконденсатный разведка залежи

Рисунок 1 - Обзорная карта Даниловской площади (Экономически район освоен и населен слабо. Непосредственно в районе месторождения населенных пунктов нет, встречаются лишь редкие охотничьи зимовья. Ближайшая деревня Нэпа расположена в 30 км к югу, в устье р. Нэпы - левого притока р. Нижней Тунгуски. В 50 км севернее, также на р. Нижней Тунгуске, находится деревня Верхне-Калинино, в 60 км - деревня Преображенка.

1.1 История открытия и разведки месторождения

Начало геологического изучения Даниловского месторождения относится к 1936-1949 г.г., когда в междуречье рек Нижней Тунгуски, Непы и Лены проводились первые маршрутные исследования (М.М. Одинцов, И. С. Шарапов, Н.И. Фомин и др.). Позднее, в 1950-1962 г.г. проведена государственная съемка масштаба 1:1000000 (Г.А. Кузнецов, Д.А. Туголесов, А.Г. Золотарев и др.), а с 1962 г. - государственная геологическая съемка масштаба 1:200000 коллективом ИГУ (Г. А. Кондратьев, Б.Г. Смолянец, С. Д. Ивликов и др.) и геолого-структурная съемка масштаба 1:50000 в нефтепоисковых целях коллективом опытно-методической экспедиции ВСГУ (Бойко Э. А., Черноусов В. П., Марков В. А. и др.). Этими работами достаточно детально было изучено геологическое строение верхнего комплекса осадочного чехла, составлены детальные геологические и структурные карты по верхним горизонтам (верхоленская, литвинцевская свиты), сделаны попытки оценить перспективы нефтегазоносности района. Однако существенного практического значения для нефтегазопоисковых работ эти результаты не имели, так как последующими геофизическими и буровыми работами было установлено несоответствие структурных планов подсолевых отложений с вышележащими соленосными и надсолевыми.

Продолжение комплекса геофизических исследований дало возможность к середине 70-х годов (Н. Л. Васильченко, В. И. Помник, 1969 - 1974 г.г.) в пределах центральной и юго-западной частей Непского свода (восточнее и южнее Преображенской площади) выделить ряд положительных структурных форм по отражающему горизонту «М₂», отождествляемому с кровлей нижнемотской подсвиты (Даниловская, Чонская, Ангаройская структурные зоны), детализировать структурный план в целом до степени, позволяющей постановку глубокого бурения.

В 1975 г. введена в глубокое бурение Даниловская площадь. В соответствии с планом региональных работ ВСГУ в пределах Даниловского структурного осложнения было начато бурение параметрической скв. 140, расположенной на правом берегу р. Нижней Тунгуски, у бывшей деревни Данилово. Размеры структуры по отражающему горизонту «М₂» - 36Ч5 км, амплитуда более 250 м.

Бурение скв. 140 прекращено в траппах бельской свиты при забое 1091 м по техническим причинам. Перспективные в нефтегазоносном отношении отложения скважиной не вскрыты.

В 1976-78 г.г. на Даниловской площади пробурена параметрическая скважина - 144 (дублер скв. 140). В разрезе скв. 144, вскрывшей породы кристаллического фундамента (на глубине 1772 м), выявлено три горизонта с притоками газа и нефти - осинский, преображенский и устькутский. В 1977 г. по результатам испытания скв. 144 ВСГУ заявлено об открытии Даниловского газонефтяного месторождения.

Размеры Даниловского структурного осложнения 10Ч14 км, площадь около 100 км, амплитуда 50 м. Притоки газа из преображенского горизонта составили 69 тыс. м /сутки, конденсата до 13 м /сутки, нефти из нижнего пласта устькутского горизонта - 15 м³/сутки, незначительные притоки нефти из верхнего пласта устькутского горизонта и газа из осинского горизонта (3-4 тыс. м /сутки).

Это дало возможность в 1978 году произвести первую (оперативную) оценку Даниловского осложнения по запасам газа в преображенском горизонте (11 млрд. м) и нефти в нижнем пласте устькутского горизонта (10400 тыс. тонн извлекаемые или 69610 тыс. тонн балансовые) по категории С₂. В 1981 г бурение новых поисковых скважин в пределах Даниловской площади не проводилось. Продолжено бурение скв. 2 (последняя закончена бурением и испытанием в 1983 г, притоков нефти и газа не получено), а также закончена бурением, испытанием скв. 3. В скв. № 3 из II пласта усть-кутского горизонта получен промышленный приток нефти дебитом 93,6 м /сут на шт. 6 мм. Подтверждены высокие перспективы нефтегазоносности Даниловской площади.

В 1982-83 гг. на площади продолжено поисковое бурение - начато бурением 9 скважин - №№ 1, 5, 6, 7, 8, 10, 11, 13, 14, закончено бурением, испытанием 8 скважин - № 1, 2, 5, 6, 7, 8, 10, 11, за исключением переходящих на 1984 г. скважин 13, 14. По результатам испытания или опробования ИП в вышеперечисленных скважинах, законченных испытанием, промышленно - продуктивными оказались скв. 5 (II пласт устькутского горизонта) и скв. 7. В скв. 8 получен непромышленный приток нефти и пластовой воды из устькутского.

На поисковом этапе установлено, что в пределах подготовленной площади аномалия типа залежь (АТЗ) выделяются 3 самостоятельных продуктивных участков: западный в районе скв. 5, центральный - скв. 144, 3, восточный, выявленный скважиной № 8 и находящийся от центрального на расстоянии более 15 км. Участки разделены зонами засолоненных непроницаемых пород и гидродинамически между собою не связаны. Кроме того, поисковой скважиной 7, пробуренной за контуром АТЗ в 5,4 км южнее скв. 3 и скважиной № 11, пробуренной в 4,5 км севернее скв. 144, открыта газоконденсатная залежь в песчаниках непской свиты, т.е. добавлялся четвертый продуктивный горизонт.

К концу 1983 года кроме вышеуказанных скважин была закончена бурением последняя поисковая скважина 11 и разведочные скважины 13, 15, 18, 22, начаты бурением скважины 16, 20, 21, 30. Площадь полностью переведена в стадию разведочного бурения.

В 1983 году произведен второй оперативный подсчет запасов УВ сырья на Даниловском месторождении, который следует рассматривать как подведение итогов поискового этапа работ на площади.

Как видим, результаты поискового этапа на месторождении полностью себя не оправдали, причиной чему является сложное литологическое строение продуктивных горизонтов - развитие коллектора обусловлено в основном процессами засолонения пород и образованием незначительных линз песчаников в прибрежных условиях.

Реализация проекта разведочного бурения по своим темпам была довольно низкой.

В 1984 году начаты бурением 2 скважины, а в 1985 году - 3 скважины. Все они закончены строительством, притоков нефти и газа в них не получено. К 1992 году на Даниловской площади, было пробурено всего 28 скважин, 18 из которых находятся в пределах месторождения (одна параметрическая - 144, 7 - поисковых и 10 - разведочных скважин). В результате бурения разведочных скважин запасы УВ сырья на месторождении сократились, а не увеличились.

Запасы нефти и газа на Даниловском месторождении пересчитываются с учетом материалов геологоразведочных работ и результатов пробной эксплуатации (ПЭ), полученных за период с 1984 г. (последнее утверждение запасов в центральной комиссии запасов (ЦКЗ)) по 01.01. 2003 г. В 2006 году был проведен пересчет запасов нижнего пласта устькутского (УК-II) горизонта, основанием для которого явилось изменение геологической модели залежи по результатам электроразведочных работ и переобработки и интерпретации сейсмических материалов, выполненных в 2005 году в геоинформационном центре ФГУГП «Иркутскгеофизика», а также результаты эксплуатации залежи.

Принимая во внимание все вышеизложенное, разведочные работы на Даниловском месторождении были временно законсервированы для детального анализа всех имеющихся материалов и решения вопроса о продолжении или прекращении дальнейших работ.



2. Геологический раздел

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Стратиграфическая характеристика разреза приводится по данным глубокого бурения скважин на месторождении, площадях Верхнечонской (скв. 24, 125, 150), Усть-Непской (скв. 192), Чангильской (скв. 188), Буриндинской (скв. 1), а также по материалам геологической съемки ИГУ масштаба 1:200000, ВСГУ - 1:50000. В строении осадочного чехла района принимают участие породы палеозоя и кайнозоя.

Породы кристаллического фундамента вскрыты в 14 скважинах, из 28 пробуренных на Даниловской площади (кроме скв. 2, 21, 30, 64). Породы фундамента сложены гранитами, гранитогнейсами, хлористовыми сланцами, гранодиоритами. Верхняя часть фундамента в результате длительного перерыва в осадконакоплении, сложена гетерогенными образованиями коры выветривания, мощностью по данным ГИС до 6 м. По ГИС породы характеризуются высокими значениями БК, НГК, низкими - АК. Вскрытая толщина фундамента от 13 м (скв. 3) до 57 м (скв. 10).

Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента.

Непская свита - залегает непосредственно на породах кристаллического фундамента, сложена неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Литологически разрез подсвиты неоднороден. Пласты песчаников преобладают в нижней части разреза, толщина их непостоянная, закономерности в их распространении по площади не установлены. В разрезах скважин 144, 3, полностью отсутствуют терригенные отложения, а в последней - значительная часть преображенского горизонта. Это объясняется наличием локальных выступов фундамента, где породы непской свиты не отлагались, или наличием тектонических нарушений в районе скв. 144. Толщина непской свиты изменяется от 0 скв. 144, 3 до 60-64 м скв. 13, 70. Сокращение толщины происходит в северо-восточном направлении.

Катангская свита - сложена тонким ритмичным переслаиванием доломитов, доломитов глинистых, доломито-ангидритов, реже - ангидритов, аргиллитов, серых, коричневато- и темно-серых. Нижняя граница свиты проводится по подошве пласта доломитов преображенского горизонта. На диаграммах ГИС этот пласт характеризуется повышенными значениями КС, низкой гамма активностью и является региональным геофизическим репером М₂. Толщина горизонта от 5 до 20 м. В скв. 144 Даниловской площади из преображенского горизонта при испытании получен промышленный приток газа. Толщина катангской свиты на Даниловской и близлежащих Чангильской, Усть-Непской, Верхнечонской (скв. 124, 125, 150) площадям довольно постоянна и составляет 80 - 84 м. Сокращенная толщина отмечается в центральной части Даниловской площади в районе скважин 144, 3 (до 72-65 м).

Тэтэрская свита - сложена ритмичным переслаиванием доломитов, доломито-ангидритов, доломитов глинистых серых, темно- и коричневатосерых. В верхней части свиты выделяется устькутский продуктивный горизонт. Горизонт сложен доломитами серыми, мелко-среднекристаллическими, пористыми, участками глинистыми и кавернозными. Горизонт разделен глинистой перемычкой на два пласта - верхний толщиной 22-30 м и нижний толщиной - 18-26 м. Нижняя граница подсвиты проводится по подошве пласта массивных доломитов толщиной - 10-13 м, имеющих высокое сопротивление и низкие значения гамма активности (геофизический репер «М₃»). Верхняя граница свиты проводится по смене доломитов тонкослоистых, доломитами и пластами каменной соли подосинской части разреза усольской свиты.

Без существенного изменения вещественного состава и толщин тэтэрская свита прослеживается на значительной территории Непского свода. Толщина ее на Даниловской и близлежащих площадях изменяется от 127 до 140 м. Толщина тэтэрской свиты на Даниловской площади составляет 234-277 м, сокращенная до 201-192 м отмечается в скважинах 144, 3. Подразделяется на нижний, средний, верхний отделы.

Усольская свита Є1us - сложена переслаиванием каменных солей, доломитов, известняков, доломито-ангидритов. Каменная соль серая, розовая, прозрачная, крупнокристаллическая. Известняки и доломиты светло-серые, плотные, участками кавернозные, засолоненные и глинистые. В нижней части свиты (в 28-30 м) от ее подошвы залегает продуктивный осинский горизонт, сложенный известняками с подчиненными прослоями доломитов. Толщина горизонта на Даниловской площади изменяется от 20 (скв. 4) до 49 м (скв. 8).

Наибольшая толщина отмечается в ее юго-восточной части - в районе скв. 8, 9, 13, 55, 56, 70 (42-49 м).

Подосинская часть усольской свиты, толщиной 20-30 м, сложена каменными солями с прослоями карбонатных пород.

По ГИС породы свиты характеризуются чередованием высоких и низких значений геофизических параметров.

Суммарная толщина прослоев каменной соли в разрезе усольской свиты по данным ГИС по отдельным скважинам изменяется в диапазоне от 100-170200 до 230 м (скв. 17).

Толщина усольской свиты в скважинах, где отсутствуют пластовые интрузии траппов в этой части разреза составляет 320-380 м (скв. 144, 5, 4, 14, 18, 56, 10). По остальным скважинам (1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 11, 13, 15, 16, 17, 20, 21, 22, 30, 55, 70) за счет влияния траппов толщина усольской свиты увеличивается до 413-449 м (толщина интрузий 60-129 м, приурочены они к различным частям усольской свиты).

Бельская свита - по литологическим признакам отложения свиты подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. Ввиду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются.

Нижне-среднебельская подсвита Є1 веl1-2 - представлена доломитами и известняками с подчиненными прослоями доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. В подошве подсвиты выделяется перспективный христофоровский горизонт толщиной - 70-95 м.

В верхней части подсвиты выделяется перспективный атовский горизонт, кровля которого совпадает с кровлей подсвиты. Толщина горизонта 50-55 м.

По ГИС отложения подсвиты характеризуются однозначно - высокими значениями и средними значениями ГК, НГК.

В разрезе подсвиты в пяти скважинах на Даниловской площади прослеживаются пластовые интрузии долеритов, приуроченные к различным частям разреза. В скв. 10 траппы залегают в кровле подсвиты (толщина 47), в скв. 18, 56 - в подошве (толщина соответственно 110 и 187 м) и в скв. 144, 14 - в 66-68 м от кровли (толщины соответственно 90 и 52 м). Толщина подсвиты изменяется от 174 м (скв. 56), - 204 м (скв. 22) и до 234-280 м по остальным скважинам. Толщины подсвиты приводятся за вычетом толщин трапповых тел.

Верхнебельская подсвита Є1 веl3 - представлена переслаиванием каменной соли белой розовато-серой, кристаллической, доломитов и известняков светло-серых, коричневато-серых, мелкозернистых, прослоями глинистых, ангидритизированных, засолоненных. Толщина подсвиты - 154 м. Толщина бельской свиты от 399 м до 412 м.

Булайская свита - сложена монотонной толщей доломитов серых, темно-серых, темно-коричневато-серых, массивных, участками трещиноватых. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Толщины свиты на площади изменяются от 79 до 96 м.

Ангарская свита - сложена в нижней части преимущественно каменными солями, доломитами, в верхней части - доломитами, доломитоангидритами. Соль бледно-розовая, серая, прозрачная, кристаллическая, массивная, нередко с прослоями глинистого материала. Доломиты серые, зеленовато-серые, средне-мелкокристаллические, массивные, трещиноватые, участками глинистые, засолоненные. В средней части галитовой пачки выделяются пласты солей, обогащенные калием (карналлиты, сильвинкарналлиты), толщина их от нескольких до 61 и более метров.

В скважине № 5 в низах отложений ангарской свиты наблюдается пластовая интрузия траппов. Траппы, толщиной 87 м, залегают непосредственно на породах булайской свиты. Толщина ангарской свиты на Даниловской площади меняется в широких пределах - от 205 до 453 м, толщина соленосной части разреза свиты также непостоянная, изменяется от нуля (скв. 15) до 220-270 м (скв. 3, 10, 6, 55, 70 и др.).

Литвинцевская свита - сложена преимущественно известняками, реже доломитами и глинистыми доломитами. Породы светлоокрашенные, мелкозернистые, брекчированные, участками окремненные и трещиноватые. Толщина свиты 58-80 м. Средний - верхний отдел Є2-3

Верхоленская + илгинская свиты - представлены переслаиванием мергелей и аргиллитов шоколадно-коричневых, серых, зеленовато-серых, плотных с алевролитами голубовато-зеленовато-серыми, плотными и песчаниками зеленовато-серыми. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых, волокнистых. По ГИС отложения характеризуются однородными низкими значениями КС и повышенными ГК. Вскрытые скважинами толщины отложений по площади изменяются от нуля до 37-422 м. Толщина свиты меняется в широких пределах ввиду различной глубины эрозионного среза.

По данной главе можно сделать вывод, что глубина вскрытия пород фундамента изменяется от 1764 (скв. 4) до 2058 м (скв. 13). Разница между толщинами осадочных пород и глубиной вскрытия фундамента зависит от альтитуды скважин и толщины трапповой интрузии, которая наблюдается в большинстве скважин на Даниловской и соседних площадях в различных частях разреза (усольская, бельская, ангарская свиты).

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 1 - Прогнозный стратиграфический разрез скважины, элементов залегания и коэффициентов кавернозности пластов

№ п/п	Интервалы разреза с различными геолого-техническими условиями	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности в интервале
	от, м	до, м	толщина, м
1	0	8	8	четвертичные отложения (Q)	1,2
2	8	190	182	ордовик (О)	1,2
3	190	525	335	верхоленская свита (Є2-3vl)	1,15
4	525	657,5	132,5	литвинцевская свита (Є1+2 lit)	1,15
5	657,5	773	115,5	ангарская свита (Є1 an)	1,30
6	773	839	66	булайская свита (Є 1bul)	1,20
7	839	1042	203	бельская свита (Є1 bls)	верхняя подсвита	1,30
	1042	1268	226		нижне-средняя подсвита, в т.ч.
8	1042	1086	44	атовский горизонт (А4)	1,20
9	1212	1268	56	христофоровский горизонт (А6)	1,20
10	1268	1656	387	усольская свита (Є1 us), в т.ч.	1,30
	1528	1628	100	осинский горизонт (Б1)	1,20
	1630	1656	26	осинский горизонт (Б2)	1,20
11	1656	1713	57	тэтэрская свита (V-Є1 tt), в т.ч.	1,15
	1659	1685	26	усть-кутский горизонт (Б3-4)	1,15
	1691	1713	22	усть-кутский горизонт (Б5)	1,15
12	1713	1781	68	собинская свита (Vsb)	1,15
13	1781	1847	66	катангская свита (V ktq), в т.ч.	1,15
	1837	1846	9	преображенский горизонт (Б12)	1,15
14	1847	1867	20	непская свита (Vnp), в т.ч.	1,15
15	1851	1856	5	верхнечонский горизонт (В10)	1,15
16	1859	1867	8	верхнечонский горизонт (В13)	1,15
17	1867	1892	25	фундамент (AR-PR)	1,10



2.2 Тектоника

Даниловское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на юго-западном склоне Непского свода, входящего в состав Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА). Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса материалов, полученных по результатам проведенных геолого-съёмочных, структурно-картировочных различных видов геофизических исследований и глубокого бурения (рисунок 2).

Разрез верхней части земной коры в пределах рассматриваемой территории подразделяется на два структурных яруса: нижний - фундамент платформы и верхний - осадочный чехол. Нижний допалеозойский ярус, представлен кристаллическими и метаморфическими породами, разбитыми на отдельные блоки зонами глубинных разломов. Изученная часть Непско-Ботуобинской антеклизы характеризуется неглубоким залеганием кристаллического фундамента. В пределах Даниловской площади наиболее низкие абс. отметки поверхности фундамента отмечаются в её юго-западной части и составляют - 1603-1609 м (скв. 70, 5). На фундаменте сформировалась кора выветривания пород, из-за не повсеместного распространения по площади, толщиною 10-20 м в скв. 17, 70. По генезису кора выветривания - остаточная, оставшаяся на месте залегания коренных пород.

Верхний ярус - осадочный чехол платформы подразделяется на три структурных комплекса пород: подсолевой, соленосный и надсолевой. Отмечается полное структурное несоответствие перечисленных комплексов. К подсолевому структурному комплексу относятся отложения тэтэрской свиты и нижней части усольской свиты до кровли осинского горизонта. В общих чертах наблюдается удовлетворительное соответствие структурных планов кристаллического фундамента (отражающий горизонт «Ф») и подсолевых отложений (кровли терригенных пород непской свиты - отражающий горизонт «М₂», кровли тэтэрской свиты - отражающий горизонт «Б» и кровли осинского горизонта усольской свиты - отражающий горизонт «А»).

Рисунок 2 - Обзорная структурно-тектоническая карта

По данным глубокого бурения по кровле терригенных отложений непской свиты, также как и по поверхности кристаллического фундамента, вырисовывается моноклиналь, погружающаяся в юго-западном направлении.

В центральной части Даниловского месторождения в разрезах скв. 144 полностью отсутствуют отложения непской свиты, что связано с наличием на этих участках локальных эрозионных выступов кристаллического фундамента, а также влиянием тектонических нарушений.

Солевой структурный комплекс охватывает отложения от надосинской части усольской свиты до литвинцевской свиты включительно (не в полном объёме).

Строение комплекса имеет значительно более сложное строение, чем нижележащего подсолевого комплекса. На всех уровнях соленосных отложений строение поверхности совершенно, отлично от структуры всей подсолевой толщи.

В галогенно-карбонатных отложениях усольской, бельской и ангарской свит фиксируются проявления соляной тектоники, выраженные в перераспределении толщины каменной соли на фоне стабильных истинных толщин пластов доломитов, первичное залегание которых было нарушено во время соляного тектогенеза. Изменения толщин солей особенно в отложениях усольской свиты, во многих скважинах весьма значительны и достигают от 100 до 230 м. Вторым существенным фактором, осложняющим структурный план соленосного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к различным частям разреза: в усольской (в надосинской части), бельской (нижняя половина) и частично нижней части ангарской (скв. 5) свит. Траппы распространены в пределах всей Даниловской площади. По распределению толщин трапповых интрузий можно выделить две зоны. В первой зоне - в юговосточной и южной частях площади (скв. 1, 6, 9, 13, 55, 8, 70) толщины траппов составляют 90-129 м. Во второй зоне, расположенной на северозападнее площади, толщины изменяются от 60 до 84 м (за исключением скв. 17 - 94 м). Вклиниваясь «языками» во II зону усольской свиты, в скв. 56, 10, 14 (западнее II зоны) и в скв. 144, 18 происходит переход интрузива на более высокий стратиграфический уровень бельской свиты. Здесь толщина траппового тела варьирует от 187 м (скв. 56) до 110, 90, 52, 47 м (соответственно скв. 18, 144, 14, 10). Приурочены траппы к разным частям разреза нижне-среднебельской подсвиты: в скв. 14, 144 - в 68-66 м от подошвы и в скв. 10 - в кровле подсвиты. И, наконец, в скв. 5 интрузия траппов находится в самой нижней части ангарской свиты (практически залегает на кровле булайской свиты), толщина её 87 м.

Интрузии оказали существенное влияние на структурный план вмещающих и вышележащих отложений. Нижележащие же отложения подсолевого комплекса, как более жесткие, под воздействием внедрившегося магматического расплава существенной перестройке не подверглись и имеют, за редким исключением, спокойный характер залегания и соответствие в общих чертах всех структурных поверхностей - до кровли фундамента. Выделяемые по геофизическим данным зоны нарушений в подсолевом комплексе пород, как правило, имеют небольшие амплитуды (15-20 м по вертикали).

Наличие многочисленных разрывных нарушений подтверждается геологической съёмкой, сейсморазведочными и другими полевыми геофизическими работами, бурением скважин. Притягиваются они в северовосточном, близком к субширотному направлению, субпараллельнонепским складкам. Немногие из них имеют субмеридиональную ориентировку. Два из них являются экранами для 3-х нефтяных залежей в устькутском горизонте: залежь 1 отделена от залежи 2, которая в свою очередь разделяется от залежи 3. Средняя залежь нефти приподнята по отношению к соседним (до 20 м) и несколько сдвинута на юго - запад. В каждой из них своё отличное от других пластовое давление и гипсометрическое положение водонефтяного контакта (ВНК).

Надсолевой структурный комплекс включает в себя отложения ордовика литвинцевской и верхоленской свит кембрийской системы. По надсолевому структурному комплексу Даниловская площадь располагается в зоне Непских дислокаций. Обобщая материалы можно сделать следующие выводы: в разрезе осадочного чехла на Даниловской площади чётко выделяется три различных по строению комплекса пород: подсолевой (подтрапповый), соленосный и надсолевой; наиболее сложным тектоническим строением отмечаются соленосный и надсолевой комплексы пород, что обусловлено преимущественно проявлениями соляного тектогенеза; наличие в соленосном комплексе пластовых интрузий долеритов, приуроченных к различным частям разреза усольской, бельской и ангарской (скв. 5) свит; cкачкообразный переход траппов из одной свиты в другую, по данным полевых геофизических работ (1991 г.) подтверждает наличие в разрезе тектонических нарушений; подсолевой комплекс пород, содержащий продуктивные (преображенский и устькутский) горизонты, характеризуется относительно спокойным, слабо нарушенным моноклинальным залеганием; для обоснования границ залежей УВ сырья в нижнем пласте устькутского горизонта принята модель тектонического строения площади, на которой отражена малоамплитудная полузамкнутая брахиактиклиналь на фоне моноклинального подъёма пород в СВ направлении, нарушенная сбросами, плоскости которых наклонены в разные стороны (на ЮЮВ и ССЗ).

Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что поверхность кристаллического фундамента по данным глубокого бурения и геофизических работ на Даниловской площади погружается в юго-западном направлении, что соответствует региональному погружению отложений в пределах Непского свода.



3. Нефтегазоносность

Даниловское месторождение находится в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, где открыт ряд месторождений нефти и газа: Марковское, Ярактинское, Аянское, Верхнечонское, Дулисьминское, Пилюдинское, Даниловское (Иркутская область), Чаяндинское, Талаканское, Хотого-Мурбайское, Среднеботуобинское, Тас-Юряхское, Иреляхское, Верхневилючанское, Вилюйско-Джербинское, Иктехское (Саха-Якутия). Продуктивные горизонты всех этих месторождений находятся в подсолевом комплексе пород нижнего кембрия.

В терригенной толще непской свиты выделяется два песчаных пласта коллектора. Нижний пласт, залегающий на коре выветривания фундамента, имеет практически повсеместное распространение, за исключением выступов фундамента, где терригенные отложения отсутствуют. Мощность пласта закономерно сокращается в северо-западном направлении от 8 м до 0-2 м (скв. №№ 16, 11). Литологический состав пород представлен сложным переслаиванием гравелитов, гравелитистых и гравелитовых песчаников с неоднородным гранулометрическим составом, алевролитов и аргиллитов. Большая часть пород весьма плохо отсортирована, преобладают неокатанные и полуокатанные обломки. От вышележащего песчаного пласта он отделен пачкой глинисто-алевролитовых пород, выклинивающихся от 8 до 0 м в северозападном направлении.

Верхний пласт также имеет практически повсеместное распространение, выклиниваясь локально на выступах фундамента и регионально в западном и юго-западном направлениях. Максимальная мощность его установлена на юговостоке и севере площади и составляет соответственно 6-7,5 м. Пласт сложен преимущественно кварцевыми, хорошо отсортированными, мелкосреднезернистыми песчаниками. Сверху он перекрыт пачкой глинистоалевролитовых пород, сокращающихся в северном направлении от 33 до 24 м и далее до 15 м. Формирование пород-коллекторов терригенной толщи Даниловского месторождения, происходило в фациальной обстановке делювиально-пролювиального типа. Отмечено, что лучшие породы-коллекторы приурочены к обрамлению останцовых холмов и полосовидно по склону к участкам с повышенными скоростями временных пелеопотоков. По разрезу они тяготеют, в основном, к нижним и средним частям гравелито-песчаных отложений. На формирование порового пространства отрицательное влияние оказали не только седиментационные факторы, но и постседиментационные процессы. Зона с повышенными значениями засолонения (5 %) установлена вокруг останцовых поднятий и прослеживается полосообразно в юговосточном направлении (скв. 17, 18, 22, 6, 7, 13).

Небольшие ограниченные линзы улучшенных коллекторов вскрыты скв. 11 и 18, в них получены полупромышленные притоки, соответственно, газоконденсата и нефти с газом, причем в обеих скважинах зафиксировано падение дебитов и пластовых давлений.

Эффективная мощность коллектора по данным ГИС находится в интервале 6 - 10,4 м, пористость эффективных прослоев 8 - 16 %.

Более значительная, по-видимому, литологически экранированная газоконденсатная залежь вскрыта скв. 7 в верхнем пласте песчаников.

Эффективная мощность составила 6,8 м, пористость 15 %. При испытании был получен промышленный приток газа дебитом 222,7тыс.м/сут и газоконденсата дебитом 29 м /сут на штуцере 12,7 мм. Скважинами 10, 14 в нижнем пласте песчаников был вскрыт водонасыщенный коллектор. Дебиты пластовой воды составили от 0,8 до 273 м /сут. В скв. 5 по данным ГИС был выделен коллектор с эффективной мощностью 5 м и пористостью 8 %, но, к сожалению, испытан не был. В подошве катангской свиты залегает преображенский горизонт, сложенный доломитами различных генетических типов: органогенных, хемогенных, обломочных. Преимущественным развитием пользуются его органогенные разности, представленные микрофитолитовыми доломитами. Мощность горизонта меняется от 14 м (скв. 6, 8) до 17 - 18 м (скв. 1, 11). Породы преображенского горизонта претерпели перекристаллизацию и выщелачивание, обусловившие наличие порового пространства. Отрицательное влияние на емкостно-фильтрационные характеристики горизонта оказали засолонение и отчасти ангидритизация, карбонатизация, пиритизация. Совокупность этих процессов и создала наблюдаемый в настоящее время сложный тип коллектора. Средняя величина открытой пористости преображенского горизонта изменяется от 2,6 - 3,2 % (скв. 8) до 13,8 % (скв. 144). Лучшие породы- коллекторы расположены в верхней части разреза. Это коллекторы порового, трещиновато-порового типов. Нефтегазоносность преображенского горизонта доказана в скв. 144, из которой получен приток газоконденсата дебитом 11,8 м /сут и газа дебитом 69,08 тыс. м /сут на штуцере 8 мм.Основным продуктивным горизонтом Даниловского месторождения является усть-кутский, расположенный в прикровельный части тэтэрской свиты. Подстилают его глинистые и ангидритовые доломиты, а перекрывают каменные соли. По литологическому составу горизонт подразделяется на два пласта: верхний (УК-I) и нижний (УК-II), разделенные 5-7 м пачкой глинистых и ангидритовых доломитов. В отличие от преображенского горизонта нижний устькутский пласт сложен доломитами преимущественно водорослевыми с прослоями микрофитолитовых, органогенных-обломочных и хемогенных. Мощность пласта 20-24 м. Формирование отложений нижнего пласта происходило в условиях мелководной фациальной обстановки с повышенной соленостью и спокойными гидродинамическими условиями. В этих условиях на палеоотмелях и банках развивались сине-зеленые водоросли, в итоге сформировавшие органогенные постройки биогермного типа.

На формирование пустотного пространства ведущее значение имели седиментационные и диагенетические преобразования, что привело к формированию смешанного типа коллекторов и их локальной линзообразной форме залегания. Фильтрационно-емкостные свойства горизонта по площади меняются в довольно широких пределах. Открытая пористость изменяется от долей до 22 %, в среднем от 0,65 до 8 %, межзерновая проницаемость от 0 до 15·10 редко более. Эффективная мощность изменяется от 0 до 15 м. Максимальные значения установлены в скважинах 3, 5, 20 и 144. Участки распространения доломитов с пористостью менее 2,55 совпадают с участками интенсивного засолонения пород.

Установлено два разобщенных, гидродинамически не связанных между собой продуктивных участка - центральный и западный, ограниченные зонами интенсивно засолоненных пород. В пределах центрального участка притоки нефти получены в скважинах 144, 3, 20. Максимальный дебит нефти получен в 3 скв. 3 на штуцере 15,3 мм и составил 388,8 м /сут. Притоки пластовой воды 3 дебитом от 5,46 до 88 м /сут получены в скв. 15 и 30. Западный нефтенасыщенный участок выявлен в скв. 5, где был получен приток нефти дебитом 79,5 м /сут на штуцере 6 мм.

Верхний устькутский пласт мощностью 27-32 м сложен преимущественно микрофитолитовыми органогенно-обломочными и хемогенными, часто глинистыми доломитами. Прослои с водорослевыми остатками в сравнении с нижним пластом маломощны и имеют бедный видовой состав.

По сравнению с нижним пластом, в верхнем в меньшей степени проявились процессы перекристализации, выщелачивания, засолонения. Пустотное пространство представлено порами и кавернами выщелачивания, реже порами перекристаллизации и остаточными седиментогенными. Открытая пористость изменяется от долей до 15 % в среднем 1,4-5,1 %, межзерновая -^{15 м2} проницаемость от 0 до 8·10 . Эффективная мощность изменяется от 1 до 16 м, наибольшие значения характерны для разрезов скв. 3, 5, 10, 14, 20, 144. Преобладающий тип коллектора трещинно-поровый, трещинно-каверновопоровый и трещинный. Промышленный приток нефти (14,5 м /сут) получен лишь в скв. 3, 3 незначительный приток в скв. 6 (0,095 м /сут).

В нижней части усольской свиты залегает осинский горизонт. Мощность его закономерно увеличивается в юго-восточном направлении от 26 м (скв. 15) до 49 м. Горизонт сложен известняками с редкими прослоями доломитов, которые залегают в средней и нижней частях разреза или присутствуют в виде маломощных пластов по всему разрезу. Верхняя часть горизонта представлена, в основном, хемогенными, глинистыми известняками с прослоями доломитов. Водорослевые известняки распространены ограниченно и развиты в середине разреза, образуя единое пластовое тело. Условия формирования горизонта по сравнению с нижележащими на площади более глубоководные.

В формировании емкостно-фильтрационных свойств ведущую роль играет засолонение пород. Содержание соли в пустотном пространстве пород нередко достигает 20-40 %. Максимально засолонены породы средней пачки, совпадающие с водорослевыми известняками. Открытая пористость невысокая и изменяется от долей до 8,6 %, в среднем редко превышает 3-4 %.

Продуктивность осинского горизонта установлена лишь в скв. 144, где получены незначительные (0,0164- 0,15 м³/сут) притоки нефти.

Христофоровский горизонт, залегающий в низах бельской свиты, представлен переслаиванием известняков, доломитов, глинистых доломитов и ангидрито-доломитов. Горизонт проявил себя лишь незначительным притоком пластовой воды (0,37 м /сут) в скв. 1.Ниже приведены профильный геологический разрез по линии скважин 5-64-22-3-6 и профильный геологический разрез по линии скважин 15-144-20-306 (рисунки 3, 4).

3.1 Характеристика залежей

Даниловское месторождение многозалежное, в его разрезе выявлены пласты-коллекторы и связанные с ними углеводородные скопления в преображенском горизонте и в нижнем пласте устькутского горизонта катангской свиты. По залежам этих горизонтов сделан подсчет запасов нефти и газа. В отдельных скважинах притоки нефти и газа получены также из карбонатов осинского, верхнего пласта устькутского горизонтов и из песчаников непской свиты.

Разведанные залежи пластовые неактиклинального типа литологические с незначительным структурным контролем. Залежи характеризуются сложным строением резервуара в связи с невыдержанностью коллектора за счет изменения литологии пород и засолонения их порового пространства. Выявленные полевой геофизикой и бурением разрывные нарушения незначительной амплитуды (по вертикали до 15-20 м) контролируют залежи с разным насыщением пластовым флюидом (нефть, вода). Литологические ограничения и элементы тектонического экранирования залежей прослеживаются с разной интенсивностью во всех продуктивных горизонтах. Для терригенных отложений, залегающих в основании осадочного комплекса на породах кристаллического фундамента, контролирующим элементом является стратиграфический фактор - выклинивание продуктивного горизонта.

Всего на Даниловском месторождении выявлено пять залежей УВ сырья, четыре из них связаны с нижним пластом устькутского горизонта, одна находится в доломитах преображенского горизонта.

3.2 Залежи преображенского горизонта

Преображенский горизонт залегает в основании осадочного карбонатносолевого разреза в низах катангской свиты. С ним связана газоконденсатная залежь. Толщина пласта - 12-19 м, в районе скв. 3 он отсутствует. Подстилают его глинистые породы непской свиты, перекрывают - глинисто-сульфатнокарбонатные отложения.

Залежь газоконденсатная, со всех сторон литологически ограниченная, вскрыта скважинами 14, 17, 144. На севере, востоке и юге граница залежи определена по середине расстояния между скважинами, обнаружившими коллектор и скважинами, где коллектора нет. На западе и юго-западе, где нет скважин контур ее определен методом градиента уменьшения мощности коллектора между скважинами и проконтролирован симметричным его расположением относительно скважин 144 и 14.

Коллектор образует один прослой в каждой скважине мощностью от 2,2 м до 12 м и занимает разное в разрезе горизонта положение - от кровли до подошвы. Площадь залежи составляет 39 км , размеры 9Ч4,5 км. Толщина газонасыщенного коллектора равна 3,53 м. Находится она на моноклинальном склоне пород, воздымающимся в северо-восточном направлении, в зоне развития разломов северо-восточного простирания. Форма залежи в плане подчеркивает воздействие на ее конфигурацию разломов. Высота залежи - 70 м. Пластовое давление 17,85 МПа. Дебиты газа в скв. 144 на 8 мм штуцере составляли 69 тыс. м /сут, конденсата 13 м /сутки. Пластовая температура 24 0С. Произведен подсчет запасов газа категории С₂.

3.3 Залежи в нижнем пласте усть-кутского горизонта

Усть-кутский горизонт залегает в прикровельной части тэтэрской свиты, сложен карбонатными породам, разделен глинисто-сульфатно-карбонатной перемычкой толщиной 7-10 м на два пласта. В нижнем из них бурением скважин установлены нефтяные залежи.

Залежи в УК-II литологические тектонически-экранированные, пластовые, расположены в пределах структурного флексурообразного осложнения. Мало амплитудные тектонические нарушения, экранирующие залежи центральной части Даниловского месторождения, выявлены по данным сейсморазведочных работ и бурения, трассируются в усть-кутском горизонте с юго-запада на северо-восток.

Рисунок 3 - Профильный геологический разрез по линии скважин 5-64-22-3-6,

Рисунок 4 - Профильный геологический разрез по линии скважин 15-144-20-306

В пласте выявлено 4 нефтяные залежи - три в центральной части месторождения и одна - на юго-западе. Ниже приводятся описания залежей, по которым произведен подсчет запасов нефти.

Нефтяная залежь 1 - выявлена скважиной № 15 на севере месторождения. С запада, севера и востока она ограничена литологической границей замещения коллектора на плотные разности. В плане контур залежи совпадает с полем развития общего коллектора, кроме юга, где она ограничена разрывным нарушением с амплитудой вертикального смещения около 15 м. Литологический контур залежи на востоке проведен по середине между скважинами, вскрывшими коллектор и не выявившими его, а на севере и западе - по градиенту изменения толщины коллектора. Размер ее 3Ч4 км, площадь 7,75 км, около 26 м, водонефтяной контакт, определен по данным ГИС, высота результатам испытания на абс. отметке минус 1340 м. Залежь структурно-литологическая с тектоническим ограничением на юге, пластовая. В скв. 15 коллектор состоит из 2-х пропластков толщиной 1,2 и 2,0 м (общей толщиной 3,2 м), разделенных непроницаемым интервалом пород. Верхний пропласток нефтенасыщенный, нижний - водоносный. Залежь водоплавающая, поэтому в ней выделена одна водонефтяная зона. Запасы нефти подсчитаны по категории

С2. Нефтяная залежь 2 - расположена к югу от первой, с севера и юга ограничена разрывными нарушениями амплитудой по вертикали до 15 м. С запада и востока контурами залежи служат литологические границы замещения коллекторов на плотные разности пород. Залежь пластовая, структурно-литологическая, водоплавающая, размером 3,5Ч2,5 км. Площадью 9,75 км высотой 22 м, выявлена скв. 144. Коллектор в скважине обнаружен виде двух пропластков, расположенных в прикровельной и приподошвенной части разреза, толщиной 8,6 м и 8,2 м соответственно, разделенных шестиметровой толщей плотных пород. В нижней части коллектор (2,2 м) заполнен водой, ВНК определен на абс. отметке минус 1322 м. Средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина определена в 4,8 м. Пластовые: давление 16,9 МПа, температура 21 С⁰. Дебит нефти достигал 15 м /сутки (после солянокислотной обработки пласта). Запасы нефти по этой залежи подсчитаны по категории С₂. Зона водонефтяная. Нефтяная залежь 3 - пластовая, структурно-литологическая, на севере экранирована тектоническим нарушением. Она самая большая по площади и количеству запасов нефти. С запада, юга и востока она ограничена линией литологического замещения коллекторов непроницаемыми разностями пород (полностью засолоненными и вторично-измененными) [15]. На юго-востоке ограничена контуром ВНК на абсолютной отметке минус 1336 м, на севере - разрывным нарушением, простирания северо-восточного с амплитудой, вертикального смещения до 15 м. Размер залежи 9Ч6 км, площадь 43,375 км высота 29 м. Изучена залежь в 3-х скважинах (3, 20, 30). Суммарная нефтенасыщенная толщина коллектора в этих скважинах равна соответственно 14,2 м, 9,6 м, 2,5 м. Коллектор залегает в верхней части пласта в виде прослоев толщиной от 0,8 м до 12,6 м. В скважинах 20 и 30 обнаружены водонасыщенные прослои коллектора суммарной толщиной по 5,0 м. На основании этих данных в залежи выявлена чисто нефтяная зона площадью и водонефтяная зона. По первой произведен подсчет запасов нефти 10,375 кмпо категории С₁. В этой залежи находится наиболее высокодебитная скв. 3, с притоками нефти 65-130 м³/сутки (по данным ПЭ). Пластовое давление 17,4 МПа, пластоваятемпература21^оС.

...