Палеогеновая свита
В составе палеогеновой свиты выделяются морские осадки палеоцена, эоцена и континентальные олигоцена.
Палеоцен (талицкая свита) – глинистые отложения, местами алевритистые, песчанистые с прослойками глауконитового песка. Мощность свиты 110 м.
Эоценовый отдел состоит из нижней люлинворской и верхней чеганской свит преимущественно глинистого состава. Мощность эоценового отдела около 400м.
Олигоценовые отложения со стратиграфическим несогласием залегают на нижележащем эоцене и включают новомихайловскую, журавскую, абросимовскую свиты. Новомихайловская свита – это неравномерное чередование глин и песков с прослоями бурых углей и лигнитов. Мощность осадков свиты 100 м. Журавская свита сложена зеленоватыми алевролитами с прослоями диатомитов и глин. Мощность до 80 м. Абросимовская свита – это отложения глин, песков, алевритов с прослоями бурых углей и лигнитов. Мощность свиты 40 м.
Четвертичная система
Отложения системы представлены суглинками, супесями, глинами и торфом. Мощность четвертичных отложений не превышает 40 м.
Пласт БВ8
Горизонт БВ8 содержит 97% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку, и определяет добычу нефти на месторождении (97% текущих и 99% накопленной добычи).
Горизонт БВ8 имеет сложное геологическое строение с частым переслаиванием и взаимозамещением песчаников, алевролитов и аргиллитов, а так же прослоями и линзами карбонатных пород.
Коллекторы горизонта БВ8 представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами серого и темно-серого цвета, часто с различной слоистостью: горизонтальной, мелкой и крупной косой, обусловленной сменой гранулометрического состава, намыва углистого растительного дендрита и слюд по плоскостям наслоения.
Характерной особенностью горизонта БВ8 является сложность корреляции песчаных прослоев по скважинам из-за резкого отличия формы ПС от скважины к скважине (особенно в нижней части горизонта).
Геологическое строение горизонта БВ8 отражает несколько геологических моделей. С точки зрения технологии выработки запасов принципиальное значение моделей состоит в наклонном или преимущественно горизонтальном характере связанности песчаных пропластков. Наиболее существенным подтверждением предложенных геологических моделей могли бы быть результаты промыслово-геофизического контроля за выработкой запасов.
Впервые модель клиноформенного строения горизонта БВ8 была предложена Шакировым А.Н.
В дальнейшем Орлинский Б.М. для подтверждения данной модели использовал результаты геофизических исследований во вновь пробуренных скважинах. Он отмечает опережающий, преимущественно наклонный характер обводнения пропластков. Однако анализ использованных материалов не убеждает в однозначности сделанных выводов.
Геологические модели Тренина Ю.А., Ермакова Г.И. и Санина В.П. предполагают преимущественно горизонтальный характер связанности пропластков. Модель, предложенная Трениным Ю.А., делит горизонт БВ8 на три самостоятельных пласта, каждый из которых является отдельной гидродинамической системой. По геологической модели Ермакова Г.И. горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему и в ней выделяется также три пласта БВ8¹, БВ8² и БВ8³.
В 1993 году был произведен подсчет запасов Повховского месторождения. В основу строения горизонта БВ8 положена геологическая модель Санина В.П., который в горизонте БВ8 выделил две зоны, обусловленные гидродинамическими особенностями залежи: 1 – гидродинамически связанная и 2 – прерывистая.
Таким образом, согласно последних представлений, горизонт БВ8 представляет собой единую гидродинамическую систему со связанной и прерывистой зонами, между которыми существует невыдержанный глинистый коллектор.
Коллекторы гидродинамически связанной зоны подразделяют на три литотипа: монолиты (М), полумонолиты (ПМ) и тонкослоистые коллектора (ТС).
“Монолиты” являются наиболее однородным литотипом разреза. Коллекторами связанной зоны являются мелко- и среднезернистые песчаники, сцементированы за счет соприкосновения зерен. Монолиты этой зоны являются коллекторами 3-4 класса по А.А. Ханину, в основном, приурочены к проницаемым пропласткам, толщиной более 4 метров.
Литотип “полумонолиты” выделены только в гидродинамически связанной зоне. Представлен переслаиванием крупнозернистых алевролитов и мелкозернистых песчаников. В этом литотипе преобладают проницаемые прослои толщиной от 2 до 4 метров.
Наиболее неоднородным является литотип «тонкослоистые», который подразумевает тонкое переслаиванием крупно- среднезернистых алевролитов, мелкозернистых песчаников и, так называемых, не отсортированных разностей пород с близким содержанием песчаных и глинистых фракций. По площади гидродинамически связанной зоны преобладают крупнозернистые алевролиты, которые в зависимости от глинистости и степени отсортированности являются коллекторами 4 – 5 – 6 классов по Ханину А.А. В основном состоят из прослоев, толщина которых редко достигает двух метров.
Монолиты прерывистой зоны – это крупнозернистые алевролиты, что обуславливает худшие коллекторские свойства, чем у того же литотипа в связанной зоне. Они относятся к 4 – 5 классу коллекторов по Ханину А.А.
Тонкослоистые коллектора прерывистой зоны – это крупно- среднезернистые алевролиты и не отсортированные разности пород с примерно равным содержанием глинистого и песчаного материала. Этот литотип обыкновенно приурочен к проницаемым пропласткам, толщина которых не превышает четырех метров.
По объему геологических запасов ведущее место занимает прерывистая зона. В ней содержится 64,7% запасов нефти горизонта БВ8. В свою очередь большая часть запасов прерывистой зоны находится в тонкослоистом коллекторе – 94%.
Гидродинамически связанная зона заключает в себе 35,3% объема запасов горизонта в целом. Тонкослоистый коллектор содержит также наибольшую часть балансовых запасов гидродинамически связанной зоны – 63%, полумонолиты – 22% и меньше всего запасов нефти находится в монолитах – 15% от общего объема запасов гидродинамически связанной зоны.
Коллекторы горизонта БВ8 на Повховском месторождении имеют субмеридиональное распространение. Оно обусловлено генезисом пород горизонта. По этому признаку они могут быть отнесены к авандельтовым осадкам с присутствием в центральной части площади месторождения русловых фаций в меридиональном направлении. Здесь толща песчаных тел достигает 10 м и более. К востоку и западу отмечается резкое замещение песчаников. В начале происходит их расслоение на тонкие пропластки, затем – полное замещение глинистыми осадками.
Для определения характера распределения коллектора по разрезу были составлены детальные корреляционные схемы и построены геологические разрезы горизонта БВ8. На корреляционных схемах довольно уверенно выделяются две зоны: гидродинамически связанная (1 зона) и прерывистая (2 зона). На геологических разрезах также выделены эти две зоны. Преимущественно, верхняя (гидродинамически связанная) в пределах 20 метров и нижняя (прерывистая). Между зонами прослеживаются глинистые прослои от 1 до 7 метров, в некоторых участках до 20 метров. В центральной части эти зоны практически, сливаются и граница между ними проводится условно.
Практически все эффективные толщины гидродинамически связанной зоны – нефтенасыщены. ВНК 1-й зоны ни в одной скважине не вскрыт и принят условно на отметке 2666 м. Максимально глубокая отметка залегания нефтенасыщенных коллекторов связанной зоны находится на севере месторождения и равна 2656 м (скв. 2675); минимальная – 2488 м (скв. 1172) на юге. Области с максимально большими и средними нефтенасыщенными толщинами прослеживаются от юго-восточной части через центральную часть к северу.
Гидродинамически связанная зона контролируется зонами глинизации коллектора на 85-90 % всего периметра ловушки.
Ниже по разрезу залегает прерывистая зона, которая представляет собой, преимущественно, переслаивание прослоев коллекторов с аргиллитами. Толщина глинистых разделов между гидродинамически связанной и прерывистой зонами колеблется от 1 до 7 метров, на сводовых участках глинистые перемычки сокращаются до 0,8 м.
По площади коллекторы прерывистой зоны имеют большее развитие, чем по вышележащей связанной зоне.
Водонефтяной контакт отбивается только в северной и северо-восточной частях 2-й зоны. Испытанием скважин ВНК нигде не подсечен. Среднестатистические отметки ВНК по ГИС: на севере – 2666 м; в восточной части прерывистой зоны среднестатистическая отметка ВНК принята – 2658 м. Залежи нефти гидродинамически связанной и прерывистой зон пластовые, литологически экранированные.
В целом, горизонт БВ8 характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2-3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям месторождений Нижневартовского и Сургутского сводов. Крайне высок показатель прерывистости пласта – 10,24.
Средняя толщина горизонта составляет 29,3 метра, средняя эффективная толщина 13,2 метра, средняя песчанистость равна 0,45. Средняя толщина глинистого раздела, между гидродинамически связанной и прерывистой зонами, в западной части равна 5,4 м, в восточной части несколько меньше – 4,7 м, а в центральной части редко превышает 1,5 метра. Средняя проницаемость коллектора гидродинамически связанной зоны достаточно высока и равна 174,2*10 мкм, проницаемость коллектора прерывистой зоны равна 67,9*10 мкм.
В целом разрез относится к регрессионному типу. Песчанистость и проницаемость уменьшаются от кровли к подошве.
В связи со значительными размерами простирания нефтеносного коллектора горизонта БВ8 и изменчивостью его свойств по площади, характеристика толщин, коллекторских свойств, неоднородности дается по восточной, центральной и западной частям месторождения.
Песчанистость гидродинамически связанной зоны в пределах центральной части изменяется от 0,57 до 0,82, в среднем составляя 0,71. Толщина колеблется от 6,3 м до 16,6 м, составляя в среднем 11,0 м, средняя эффективная толщина равна 7,9м.
Расчлененность связанной зоны равна 3,903, причем минимальная равна 1,0 , а максимальная – 4,6.
Характерной особенностью центральной части гидродинамически связанной зоны является то, что в разрезе пласта значительную долю составляют пропластки толщиной более 6 метров. Они занимают 25% объема коллекторов пласта БВ8¹. В целом литотип “монолиты” составляет 48% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны. Тонкие пропластки (литотип “тонкослоистые”), толщиной до 2 метров, составляют 26% объема коллекторов и на литотип “полумонолиты” с толщиной пропластков от 2 до 4 метров приходится 26% от всего объема.
Центральная часть связанной зоны характеризуется значительной долей низкопроницаемых коллекторов. Проницаемость по ГИС до 5*10 мкм имеют почти 50% от объема коллекторов гидродинамически связанной зоны.
В реальности же пропластки с такой проницаемостью являются либо не коллекторами, либо содержат в ограниченной степени подвижные запасы нефти. Среднепроницаемые коллектора (200*10 мкм) занимают 15% объема зоны, высокопроницаемые коллектора – 34% объема. Причем коллектора с проницаемостью свыше 700*10 мкм занимают 21% объема коллекторов всей гидродинамически связанной зоны.
Средняя проницаемость по гидродинамически связанной зоне равна 151,0*10 мкм. Сравнивая показатели коллекторских свойств, можно отметить, что центральная часть гидродинамически связанной зоны представлена лучшими коллекторами Повховского месторождения.
Песчанистость прерывистой зоны в пределах центральной части месторождения изменяется от 0,36 до 0,51, составляя в среднем 0,39.
Проницаемость зоны в среднем равна 68,9*10 мкм, причем проницаемость монолитов прерывистой зоны выше проницаемости тонкослоистого коллектора почти в 2 раза, что существенно влияет на выработку запасов прерывистой зоны.
Низкопроницаемый коллектор занимает 52% от объема всей 2-й зоны; проницаемость от 20 до 200*10 мкм имеют 21% коллекторов и высокопроницаемые коллекторы занимают 27% объема прерывистой зоны.
Расчлененность прерывистой зоны равна 6,278, расчлененность на 1 метр продуктивной части разреза равна 0,676.
Средняя эффективная толщина прерывистой зоны в центральной части горизонта БВ8 составляет 9,3 м. Основная доля коллектора прерывистой зоны содержится в пропластках толщиной от 0 до 3 м – 70% объема пласта БВ8². На долю тонкослоистого коллектора (толщина пропластков не превышает 2 м) приходится 85% объема продуктивной части прерывистой зоны, а на монолиты, соответственно, только 15%, причем 8% из них приходится на пропластки толщиной более 6 метров.
Сравнивая коллекторы связанной и прерывистой зон в центральной части месторождения, можно отметить, что вариация пропластков по проницаемости и толщине очень высока в обеих зонах. Учитывая, отсутствие или малую мощность глинистого раздела в центральной части месторождения между связанной и прерывистой зонами, имеют место перетоки флюидов между ними.
Средняя песчанистость горизонта БВ8 в пределах западной части месторождения составляет 0,38. Песчанистость по гидродинамически связанной зоне равна 0,64, изменяясь в пределах от 0,46 до 0,79. Общая толщина гидродинамически связанной зоны изменяется от 2,6 до 15,5 м, составляя в среднем 8,2 м. Эффективная толщина изменяется от 1,2 до 9,6 м; средняя эффективная толщина равна 5,3 м. Средняя толщина монолитов гидродинамически связанной зоны на западе месторождения равна 5,8 м. Монолиты составляют 26% от объема 1-й зоны. Полумонолиты занимают 34% объема пласта. Их средняя эффективная толщина равна 3,8 м. Тонкослоистые коллектора занимают 40% объема коллектора пласта БВ8, их средняя суммарная толщина в разрезе пласта составляет 2,9м.
Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% от объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, причем половину из них составляют коллекторы с проницаемостью свыше 700*10 мкм. Коллекторы со средней проницаемостью занимают 18% объема всего коллектора, а на долю низкопроницаемых коллекторов приходится 52%. На коллектора с проницаемостью до 5х10 мкм приходится 50% от общего объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.
Средняя проницаемость западной части гидродинамически связанной зоны равна 80,7*10 мкм. Проницаемость монолитов невысока и равна 122,7х10 мкм; полумонолитов – 864,8*10 мкм. Проницаемость же тонкослоистого коллектора ниже и равна 59,5*10 мкм.
Расчлененность по гидродинамически связанной зоне равна 3,092, она колеблется от 2,801 до 4,357. Расчлененность на 1 метр эффективной толщины изменяется от 1,667 до 0,255 и средняя величина равна 0,586.
Средняя песчанистость прерывистой зоны в западной части месторождения равна 0,32. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,25 до 0,42. Общая толщина зоны изменяется от 8,1 м до 32,2 м, составляя в среднем 23,7 м. Средняя эффективная толщина равна 7,5 м.
Средняя расчлененность на метр эффективной толщины равна 0,704.
Чуть более половины продуктивной части прерывистой зоны, а точнее 52%, занимают пропластки толщиной до 2-х метров. На литотип “полумонолиты» приходится 86% объема коллекторов прерывистой зоны. Следовательно, монолиты занимают лишь 14% объема коллектора, из них 7% составляют пропластки толщиной более 6 метров.
Таким образом, основную долю объема коллектора прерывистой зоны в западной части составляют преимущественно тонкие, имеющие незначительную протяженность по площади пропластки.
Средняя проницаемость по зоне составляет 62,¹*10 мкм. Доля низкопроницаемых коллекторов (до 20*10 мкм) – 53%, причем 50% приходится на коллекторы с проницаемостью до 5*10 мкм. Коллекторы со средней проницаемостью составляют 17% объема продуктивной части прерывистой зоны. Высокопроницаемые коллекторы занимают 30% объема.
Проницаемость монолитов прерывистой зоны 132,6*10 мкм, что в два раза превышает проницаемость тонкослоистого коллектора (53,8*10 мкм) и оказывает большое влияние на степень выработки запасов прерывистой зоны.
Толщина глинистой перемычки между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в западной части месторождения изменяется от 1 до 9 метров. Средняя толщина раздела 5,4 м, причем в южной части месторождения толщина глин 3,5 м, а в северной средняя толщина равна 5,2м.
Что касается восточной части месторождения, то здесь общая песчанистость гидродинамически связанной зоны составляет 0,65. Она колеблется от 0,52 в южной части до 0,82 в северной.
Средняя общая толщина равна 7,1 м. Средняя эффективная толщина изменяется от 3,2 м до 11,7 м, составляя в среднем 4,6 метра. Средняя расчлененность равна 2,759, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,597.
Гидродинамически связанная зона представлена всеми тремя литотипами – монолитами, полумонолитами и тонкослоистыми коллекторами.
Проницаемость монолитов довольно высока и равна 214,8*10 мкм, полумонолитов – 191,6*10 мкм, а тонкослоистого коллектора 76,8*10 мкм. Низкопроницаемые коллекторы занимают 51% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны, из них 98% приходится на долю коллекторов проницаемостью до 5*10 мкм. Наличие подвижных запасов нефти в таких коллекторах достаточно спорно. Среднепроницаемые коллекторы составляют 14% объема связанной зоны и 35% приходится на долю высокопроницаемых коллекторов, причем 22% от общего объема коллекторов 1-й зоны – пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм. Средняя проницаемость гидродинамически связанной зоны равна 140*10 мкм.
Доля монолитов в продуктивной части разреза связанной зоны равна 24%, причем половина из них это пропластки, толщина которых превышает 6 метров. Полумонолиты составляют 34% и на долю тонкослоистого коллектора приходится 42% объема 1-й зоны. Пропластки толщиной до 1 метра составляют 11% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны.
Общая песчанистость прерывистой зоны 0,40. Она изменяется от 0,32 до 0,81. Средняя общая толщина 2-й зоны равна 18,6 м; пределы изменения от 1,5 до 30 м. Средние эффективные толщины варьируют от 1,4 до 10,9 м, составляя в среднем 6,2 метра.
Средняя расчлененность зоны равна 4,128; расчлененность на 1 метр эффективной толщины – 0,671. Максимальная величина – 0,952, минимальная – 0,346.
Прерывистая зона в восточной части месторождения повсеместно представлена тонкослоистыми коллекторами и монолитами.
Тонкослоистые коллекторы составляют 85% объема продуктивной части разреза, в том числе коллекторы толщиной до 2-х метров – 52%. На долю монолитов приходится всего 15% объема коллектора прерывистой зоны. Пропластки толщиной более 6 метров составляют лишь 7% объема коллекторов прерывистой зоны горизонта БВ8.
Средняя проницаемость монолитов прерывистой зоны равна 129,6*10 мкм, что в 2 раза выше проницаемости тонкослоистого коллектора. Его проницаемость равна 61,8*10мкм. Средняя проницаемость по зоне – 75,2х10 мкм.
Низкопроницаемые коллекторы занимают 53% объема продуктивной части разреза. 20% составляют коллекторы с проницаемостью от 20х10 мкм до 200х10 мкм и 28% объема приходится на долю высокопроницаемых коллекторов. Причем, 18% объема продуктивной части прерывистой зоны занимают пропластки с проницаемостью выше 700х10 мкм.
Толщина глинистого раздела между гидродинамически связанной и прерывистой зонами в восточной части Повховского месторождения варьируется в широких пределах, а именно от 1 м до 8-9 метров. Средняя толщина глинистой перемычки равна 4 метрам. Причем в северной части месторождения перемычка тоньше, чем в южной части и ее средняя толщина равна 3,4 м, тогда как на юге средняя толщина составляет 4,7метра.
В восточной части месторождения прерывистая зона по площади имеет большее распространение, чем гидродинамически связанная. Площадь прерывистой зоны в этой части месторождения примерно в 2,2 раза больше площади связанной зоны. Проницаемые пропластки в районе выхода прерывистой зоны на контур пласта 1БВ8 представлены, в основном, тонкослоистыми коллекторами, в которых находится 2/3 запасов нефти прерывистой зоны в восточной ее части.
В восточной части месторождения запасы нефти составляют:
·по гидродинамически связанной зоне – 16% от запасов зоны в целом;
·по прерывистой зоне – 26% от запасов зоны;
·по горизонту – 35% от запасов горизонта в целом.
Сравнивая между собой характеристики коллекторских свойств восточной и западной частей месторождения, можно сказать, что средние показатели по западной части несколько выше, чем по восточной. Эффективная толщина коллектора по всему разрезу горизонта БВ8 на западе равна 10,7 м, а на востоке – 8,3 м. Общие толщины также выше в западной части и составляют 28,3 м, против 20,7 м в восточной части. Значения песчанистости примерно равны. Так, по гидродинамически связанной зоне в восточной части коэффициент песчанистости равен 0,65 и 0,64 – в западной, и по прерывистой зоне – 0,33 против 0,32 соответственно.
По проницаемости наблюдается более существенное различие. Так, по гидродинамически связанной зоне на востоке месторождения средняя проницаемость равна 138,2*10 мкм, а на западе 322,9*10 мкм. Особенно отличаются проницаемости монолитов и полумонолитов гидродинамически связанной зоны. В восточной части месторождения средняя проницаемость монолитов составляет 214,8*10 мкм, а полумонолитов – 191,6*10 мкм, тогда как в западной части 122,7*10 мкм и 864,8*10 мкм соответственно. Проницаемости же тонкослоистого коллектора примерно равны и составляют на западе 59,5*10 мкм, а на востоке 76,8*10 мкм.
По прерывистой зоне существенных различий не наблюдается. В западной части средняя проницаемость равна 62,9*10 мкм, а в восточной части – 72,5*10 мкм.
В целом, можно сделать вывод, что коллекторские свойства восточной части Повховского месторождения несколько ниже коллекторских свойств в его западной части.
На рисунках представлены схематические геологические разрезы. Геолого-промысловая характеристика залежей приведена в таблице.
Рисунок.1.2 Схематический геологический разрез меловых отложений по линии I-I (скв. 2626-91Р-2598-1588-2582-4887-2582-4887-2566-2549)
Рисунок.1.3 Схематический геологический разрез меловых отложений по линии II-II (скв. 1979-2092-2075-1321-2023-2036-1234-621-1244-647-4280-4434-33Р)
Рисунок.1.4 Схематический геологический разрез меловых отложений по линии III-III (скв. 722-958-959-961-723-724-725-726-727-728-744-59Р)
Рисунок 1.5 Схематический геологический разрез меловых отложений по линии IV-IV (скв. 54Р-304П-89П-24С-16Р-30С)
Таблица 1.2 Геолого-промысловая характеристика залежей нефти
Пласт |
Залежь |
Абсолютная отметка ВНК, м |
Глубина залегания пласта в своде в а.о., м |
Размеры залежи |
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м |
Тип залежи |
||
длина, м |
ширина, м |
высота, м м |
||||||
БВ81 |
|
|
-2482 |
38.4 |
10.6 |
115 |
9.0 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ82 |
|
|
-2517 |
28.5 |
9.8 |
124 |
4.6 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ83 |
|
|
-2516 |
59.8 |
7.1 |
136 |
3.3 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ84 |
|
|
-2525 |
35.0 |
9.5 |
186 |
9.1 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ85 |
|
|
-2548 |
38.8 |
8.3 |
187 |
4.2 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ86 |
|
|
-2571 |
32.0 |
6.5 |
119 |
3.0 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ87 |
|
|
-2552 |
32.3 |
6.9 |
94 |
3.6 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ88 |
|
|
-2510 |
62.5 |
8.4 |
189 |
2.2 |
пластовая, литолог. экран. |
БВ8 (Сардаковская площадь |
1 |
-2504 |
-2485 |
6.0 |
4.6 |
19 |
3.1 |
пластовая сводовая |
2 |
-2505 |
-2485 |
1.9 |
3.0 |
18 |
3.5 |
пластовая сводовая |
|
3 |
-2501 |
-2495 |
3.6 |
1.3 |
6.0 |
2.2 |
пластовая сводовая |
|
Ач2 |
1, участок 1 |
-2694 |
-2631 |
2.9 |
1.1-2.3 |
63 |
2.7 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
1, участок 2 |
-2657,5 |
-2595 |
1.1-1.8 |
0.4-2.9 |
59 |
2.2 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
|
1, участок 3 |
-2595 |
-2589 |
1.1 |
0.2-0.6 |
6 |
1.5 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
|
1,участок 4 |
|
-2622 |
0.6 |
0.9 |
21 |
0.9 |
литологически экранированная |
|
1,участок 5 |
-2653-2659 |
-2598 |
0.7-3.8 |
0.9-2.6 |
60 |
5.4 |
пластовая сводовая, литолог. экран. |
|
1,участок 6 |
|
-2632 |
0.2 |
1.1 |
15 |
1.9 |
литологически экранированная |
|
2 |
-2694 -2708 |
-2667 |
5.0 |
2.9 |
41 |
5.4 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
3 |
-2679 |
-2660 |
4.1 |
2.1-3.8 |
19 |
2.9 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
Ач3 |
4 |
-2825 |
-2800 |
3.8 |
1.5-2.3 |
19 |
1.6 |
пластовая, литолог. экран. |
5 |
-2812 |
-2805 |
1.9 |
1.5 |
6 |
1.6 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
6 |
-2780 |
-2750 |
0.9 |
1.3 |
19 |
1.2 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
Ач4 |
7 |
-2821 |
-2790 |
0.7 |
1.6 |
7 |
1.4 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
8 |
-2788-2790 |
-2783 |
1.3 |
0.7 |
7 |
2.4 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
|
Ач7 |
9 |
-2794 |
-2747 |
7.5 |
3.5 |
46 |
3.2 |
пластовая, литолог. экран. |
Ач8 |
10 |
-2754 |
-2728 |
6.0 |
3.2 |
26 |
5.8 |
пластовая сводовая, водонефтяная |
11 |
-2796 |
-2784 |
2.0 |
1.2-2.1 |
12 |
2.8 |
пластовая сводовая |
|
ЮВ11 |
1 |
-2947 |
-2940 |
2.1 |
2.8 |
7 |
1.5 |
литологически экранированная |
2 (основная) |
-2876-2884 |
-2850 |
10.3 |
5.4 |
30 |
6.1 |
пластовая, литолог. экран. |
|
2 (скв. 2073) |
-2874 |
-2865 |
2.0 |
4.0 |
9 |
0.9 |
литологически экранированная |
|
3 (скв.75) |
-2843 -2852 |
-2820 |
5.8 |
4.0 |
32 |
6.0 |
пластовая сводовая |
|
3 (скв.964) |
-2842 |
-2845 |
1.2 |
0.9 |
3 |
1.0 |
пластовая сводовая |
|
4 (скв. 57Р) |
-2842 |
-2830 |
6.6 |
4.1 |
18 |
2.9 |
пластовая сводовая |
|
5 (скв. 777) |
-2848 |
-2837 |
3.5 |
3.5 |
11 |
1.8 |
тектонически экранированная |
|
5 (скв. 53Р) |
-2855 |
-2845 |
4.0 |
1.0 |
7 |
1.4 |
тектонически экранированная |
|
6 (Сардак.) |
-2862 -2866 |
-2830 |
9.4 |
4.3 -7.2 |
36 |
3.8 |
пластовая сводовая |
|
7 |
-2826 |
-2791 |
18 |
2.4 -6.8 |
35 |
6.9 |
пластовая сводовая |
|
8(скв.3643) |
-2887 |
-2878 |
4.1 |
3.5 |
9 |
1.8 |
пластовая сводовая |
|
9(скв.2649) |
-2959 |
-2910 |
10.0 |
1.2- 3.7 |
49 |
4.1 |
литологически экранированная |
|
10 |
-2838 |
-2830 |
3.8 |
1.3 |
8 |
2.3 |
пластовая сводовая |
|
ЮВ2 |
1 |
-2939 |
-2933 |
0.9-1.3 |
0.4-2.0 |
6 |
2.0 |
пластовая сводовая |