1.2. Геолого-геофизическая изученность
На территории Шистеровского участка, начиная с 40-х годов, проведены различные виды геологических работ, включающие геологические и гидрогеологические съемки, аэрокосмогеологические и геофизические исследования. С 1949 г. на территории участка проводилось структурное, а с 1953 г. поисково-разведочное бурение.
Геологическими съемками масштабов 1:50000 – 1:200000 изучены отложения верхней части осадочного чехла, построены структурные карты по различным маркирующим горизонтам. В результате отмечено моноклинальное погружение пермских отложений на северо-запад.
Гидрогеологическими работами выделены и охарактеризованы водоносные комплексы и горизонты в различных структурно-тектонических условиях, дано гидрогеологическое районирование территории.
По материалам аэромагнитных съемок уточнены границы смены разрезов франско-турнейских отложений, намечены и прослежены элементы разрывной тектоники северо-восточного простирания. Глубина кровли фундамента составляет 8,5-9 км.
Геофизические исследования проводились на территории участка с 1950 гг. и включали в себя магнитную съемку, гравиразведку, электроразведку различных масштабов, а также сейсморазведку МОВ и МОГТ. Гравиметрическим исследованиям выполнено структурно-тектоническое районирование. Установлены границы депрессионной зоны ККСП. По данным электроразведки построена карта опорного электрического горизонта масштаба 1:100000, отождествленного с кровлей кунгурского яруса. Установлено погружение опорного горизонта в западном направлении. Работами установлена глубина залегания фундамента, которая составляет 9 км.
Площадные сейсморазведочные работы МОВ в пределах участка проводились, начиная с 1950-х годов. Основными задачами, поставленными перед сейсморазведочными работами, были поиски и подготовка поднятий по отражающим горизонтам девона и карбона под глубокое бурение на обнаружение залежей нефти и газа, изучение геологического строения, литолого-фациальных особенностей палеозойского чехла.
При сейсмических исследованиях в период с 1953-1976 гг. использовалось однократное профилирование МОВ. С 1976 г. и по настоящее время используется методика ОГТ различной кратности.
По результатам выполненных исследований составлены структурные карты и схемы масштабов 1:50000 и 1:25000 отражающих горизонтов, сейсмостратиграфические разрезы, проведена подготовка локальных поднятий под глубокое бурение, уточнены геологические границы Камско-Кинельской системы прогибов. На временных разрезах выделены тектонические нарушения, визейские врезы и другие структурные формы.
Всего на Шистеровском участке с 1985 г. сейсморазведкой 2D отработано 1456 км, средняя плотность сейсмических профилей составила 2,8 км/км2. Сейсморазведочными работами территория Шистеровского участка покрыта неравномерно. Основной объем сейсмопрофилирования сосредоточен в центральной части участка, где плотность профилей составляет 3,6 км/км2. С более высокой плотностью (до 4,5 км/км2) изучена бортовая часть Камско-Кинельской системы прогибов.
Совсем не изученной сейсморазведочными работами остается самая южная часть Шистеровского участка, граничащая с территорией Республики Башкортостан, а также северная часть участка, относящаяся в тектоническом отношении к Верхнекамской впадине и Бабкинской седловине. В этой части участка проложены единичные сейсмопрофили.
Сейсморазведочными работами 2D c 1975 по 2000 гг. выявлено 12 структур (16 поднятий) и подготовлено под глубокое бурение 12 поднятий. Семь поднятий пребывали в глубоком бурении, из них на 3-х открыты промышленные залежи (Шистеровское, Маркидоновское и Талмазовское (восточный купол), 7 поднятий выведено из бурения. Из них: 2 – как подтвердившиеся непродуктивные (Южно-Шистеровское, Бородинское), 1 – как подтвердившееся с неопределенным результатом (западный купол Талмазовской структуры), 1 – как недоразведанное непродуктивное (Западно-Степановское). Два купола Маркидоновской структуры и восточный купол Астанинской остались неразбуренными после открытия промышленных залежей на других куполах. Две структуры (Триговская и Славянская) на 1.01.2012 г. находятся в фонде структур, подготовленных к глубокому бурению.
Структурные построения, выполненные по результатам более поздних сейсморазведочных работ, показали размещение поисковых скважин не в оптимальных условиях.
В ходе настоящей работы для территории Шистеровского участка были построены сводные структурные карты-схемы по основным отражающим горизонтам: ОГ Iк, IIк, IIп и III (рис. 1.2-1.5). Для построения использованы данные сейсморазведочных работ, проведенных в пределах Шистеровского участка в период с 1992 г. по 2005 г. Основные результаты данных работ указаны в таблице 1.3. Сейсморазведочные работы 3D на территории Шистеровского участка не выполнялись.
Рис.1.2 Сводная структурная схема Шистеровского участка по ОГ IК
Рис.1.3. Сводная структурная схема Шистеровского участка по ОГ IIК
Рис. 1.4. Сводная структурная схема Шистеровского участка по ОГ IIП
Рис. 1.5. Сводная структурная схема Шистеровского участка по ОГ III
Таблица 1.3
Изученность Шистеровского участка сейсморазведочными работами МОГТ
Сейсмопартия/ Площадь/ Автор/Масштаб
|
Результаты работ |
СП 11/92-96 Бикбардинская (Калмиярский участок) Жданов А.И. М-б 1:25000 |
Подготовлены под поисково-разведочное бурение Бородинская и Леконцевская структуры. Выявлены Шистеровская, Лагушская структуры. Уточнены границы литолого-фациального замещения в отложениях верхнефранско-фаменского комплекса. |
СП 11/95-97 Богдановская Жданов А.И. 1:25000 |
Уточнено геологическое строение Богдановской и Кузинской структур, выявлены Лайгинская и Маркидоновская структуры, намечено 23 приподнятых участка. Уточнены границы ККСП по позднедевонским отложениям и отложениям турнейского яруса. |
СП 11/98-99 Хатымская Винокурова О.А. М-б 1:25000 |
Получены новые сведения о геологическом строении территории. Подготовлена под глубокое бурение Маркидоновская структура. Выявлены по горизонтам палеозоя Любавинское и Триговское поднятия. Намечены приподнятые участки. Уточнено геологическое строение Северо-Аряжского, Барановского и Шистеровского поднятий, подготовленных под поисково-разведочное бурение структурным бурением и сейсморазведкой. Выделено и протрассировано разрывное нарушение субширотного простирания. Высказано предположение о сложном генезисе Барановской структуры. В ее пределах зафиксированы увеличенные толщины терригенных осадков визейского возраста. |
СП 11/99-00 Макаровская Колчанова Р.Н. М-б 1:25000 |
Уточнено геологическое строение площади. Выявлена и подготовлена под глубокое бурение Шистеровская структура, подготовлена Триговская. Уточнены структурные планы Барановского Трегубовского, Шистеровского, Бородинского Маркидоновского, Астанинского поднятий. Выявлено 8 новых приподнятых участков. |
СП 11/99-01 Быркинская (Быркинский уачсток) Колчанова Р.Н. М-б 1:25000 |
Построены структурные карты отражающих горизонтов карбона, девона, додевона, кровли кунгурского яруса, а также карта толщин визейских терригенных отложений. Уточнено геологическое строение Талмазовской, Лайгинской, Богдановской структур. Выявлен ряд приподнятых участков различного генезиса. Уточнены границы внутренней прибортовой и осевой зоны ККСП, выделены зоны увеличенных толщин визейских терригенных отложений. |
СП 11/01 Федотовская Колчанова Р.Н. М-б 1:50000 |
Составлены структурные карты отражающих горизонтов IК, IIК, IIП(IIа), III, VВП, кровли кунгурского яруса, карта Т0IIк-К, карта толщин визейских терригенных отложений. Уточнено геологическое строение ранее подготовленных структурным бурением по кровле тюйской пачки Александровской и Дубовогорской структур. Выявлены приподнятые участки различного генезиса. Протрассированы границы смены типов разреза турнейских, франско-фаменских отложений. |
СП 15/05 Бедряжская Александров Ю.М. М-б 1:50000 |
Построена структурная схема поверхности рифейских отложений. Выполнено расчленение додевонской толщи, уточнено гипсометрического положения поверхности кристаллического фундамента, его соотношения с поверхностями отражающих горизонтов верхнего протерозоя, намечены границы распространения среднего рифея. По кровле рифея и венда в пределах изучаемой площади закартированы Ново-Дубовогорская, Хатымская, Дубовогорская и Валийская структуры |
До середины 1960-х годов подготовка структур под глубокое бурение на нефть и газ осуществлялась, в основном, структурным бурением по нижнепермскому маркирующему горизонту.
Всего на площади Шистеровского участка пробурено 312 структурных скважин. Плотность структурного бурения в среднем составляет 1,6 км2/скв. Наиболее плотно структурные скважины расположены в пределах бортовой части разреза. Здесь плотность структурного бурения составляет 0,9 км2/скв. В 36 скважинах Шистеровского участка проведен сейсмокаротаж.
Структурным бурением на изучаемой площади было подготовлено к глубокому бурению 6 структур. Две из них (Барановская и Трегубовская) выведены из глубокого бурения с положительным результатом и переведены в месторождения (Утулгинское и Аряжское, соответственно). Три структуры (Александровская, Аряжская, Тапьинская) выведены из бурения как недоразведанные (с неопределенным результатом) и непродуктивные, 1 структура (Северо-Аряжская) выведена как неподтвердившаяся непродуктивная.
Проведенные сейсморазведочные работы после бурения указанных структур подтвердили наличие Александровского и Северо-Аряжского поднятий. Свод Александровского поднятия по современным структурным построениям смещен от пробуренной скв.3 Дубовогорской площади в северном направлении примерно на 1200 м (Федотовская площадь). Нефтепроявления в скважине отмечены в тиманских песчаниках в виде точных выпотов. При испытании турнейских отложений в процессе бурения из скважины получена пластовая вода.
Северо-Аряжская структура подтверждена сейсморазведочными работами, проведенными на Хатымской и Федотовской площадях. Свод структуры по сейсморазведочным работам смещен в юго-восточном направлении на 600 м и имеет превышение над отметками в скв. 175 Утулгинской площади на 3 м. В скважине Северо-Аряжского поднятия нефтенасыщенных коллекторов не обнаружено. Из интервалов франско-турнейских отложений получены притоки пластовой воды.
Тапьинское поднятие не картируется по современным структурным построениям. В его пределах по ОГ IК и ОГ IIК и кровле кунгурского яруса выделяется структурный нос, а по ОГ IIК и ОГ III – моноклиналь. В скв.170 Утулгинской площади, пробуренной на поднятии из башкирских и тульских отложений, получены притоки пластовой воды. Из доманикового интервала – 0,02 м3 тяжелой темно-коричневой нефти.
Скважина 51 была пробурена на одном из куполов Аряжской структуры. По современным структурным построениям по ОГ IК в пределах структуры картируется Шистеровское поднятие Шистеровского месторождения, по отражающим горизонтам IIК и IIП скважина оказалась пробуренной в прогибе между Шистеровским и Северо-Аряжским поднятиями. В процессе бурения скважины из башкирских отложений получен приток пластовой воды с запасом сероводорода. Из верейских и нижнефранских отложений притока не получено.
Последующими геологоразведочными работами установлено частичное соответствие структурных планов нижнепермских и более глубоких горизонтов для высокоамплитудных поднятий борта (Трегубовская, Быркинкая, Шагиртская структрры) и весьма слабое соответствие, а чаще всего – несоответствие структурных планов перми и карбона в районах малоамплитудных поднятий (Шистеровская, Южно-Шистеровска, Астанинская).
По мере подготовки локальных структур сейсморазведочными работами и структурным бурением, начиная с 1953 г., на территории Шистеровского участка выполнялось глубокое поисково-разведочное бурение.
В пределах участка, включая Аряжское и Утулгинское месторождения распределенного фонда, пробурено 24 глубоких скважины (табл. 1.4).
Данные по испытаниям в скважинах, расположенных в контуре участка и в непосредственной его близости, представлены в таблице 1.5.
Изученность стратиграфических подразделений глубоким бурением на площади различна. Наиболее изучены отложения среднего и нижнего карбона. Отложения верхнего и среднего девона изучены скважинами, вскрывшими вендские отложения (13 скважин) и одной скважиной, вскрывшей рифейские отложения.
Распределение глубоких скважин по площади Шистеровского участка неравномерно. Большая часть скважин пробурена в пределах бортовой части разреза (17 глубоких скважин). Плотность бурения здесь составляет 9,5 км2/скв. Территория, отнесенная к внутренней прибортовой части разреза и занимающая 2/3 территории участка, изучена 7 глубокими скважинами, 5 из которых вскрыли отложения венда. Плотность бурения этой части участка равняется 49 км2/скв., что соответствует крайне слабой степени изученности.
По состоянию на 01.12.2012 года на изучаемой территории открыто 4 месторождения нефти, два из которых относятся к распределенному фонду – Аряжское и Утулгинское (исключены из площади Шистеровского участка), и два – к нераспределенному фонду – Шистеровское и Талмазовское. Промышленные залежи нефти открытых месторождений связаны с отложениями среднего карбона, терригенными отложениями визейского яруса и турнейскими карбонатными отложениями.
Схема изученности Шистеровского участка различными видами геологоразведочных работ представлена на рис. 1.6.
Таблица 1.4
Глубокие скважины, пробуренные на территории Шистеровского участка
Площадь |
№ скважины |
Дата бурения |
Структура |
Месторождение |
Бородинская |
200 |
1998 |
Бородинская |
|
201 |
2000 |
Шистеровская |
Шистеровское |
|
206 |
1999 |
Талмазовская (зап. купол) |
|
|
207 |
1999 |
Талмазовская (вост. купол) |
Талмазовское |
|
211-ПС |
2000 |
Маркидоновская |
Шистеровское |
|
215-ПС |
2002 |
Южно-Шистеровская |
|
|
Аряжская |
51 |
1967 |
Аряжская |
|
55 |
1968 |
Трегубовская |
Аряжское |
|
56 |
1967 |
Трегубовская |
|
|
57 |
1968 |
Трегубовская |
|
|
Гривинская |
442 |
1979 |
Хатымская |
|
445 |
1983 |
Дубовогорская |
|
|
448 |
1983 |
Дубовогорская |
|
|
Дубовогорская |
3 |
1967 |
Александровская |
|
Калмиярская |
409 |
1977 |
Западно-Степановская |
|
Куединская |
18 |
1954 |
Трегубовская |
Аряжское |
8 |
1953 |
Куединская |
|
|
Утулгинская |
170 |
1984 |
Тапьинская |
|
|
175 |
1984 |
Северо-Аряжская |
|
|
181 |
1985 |
Трегубовская |
Аряжское |
|
182 |
1985 |
Трегубовская |
Аряжское |
|
183 |
1986 |
Трегубовская |
Аряжское |
|
185 |
1985 |
Барановская |
Утулгинское |
|
186 |
1985 |
Барановская |
Утулгинское |
Рис. 1.6. Схема изученности Шистеровского участка
различными видами ГРР
Таблица 1.5
Результаты испытаний глубоких скважин Шистеровского участка
Структура/ месторождение |
№ скв.- площадь |
Пласт |
Испытания в процессе бурения |
Опробование в колонне |
Аряжская/- |
51-Аряжская |
В |
1022,0-1039,5 (-887.4-904.9) приток отсутствует |
Колонна не спускалась
|
Бш |
1045,0-1075,0 (-907.8-937.8) 55м3 ф-та с пл.водой с запахом H2S |
|||
Сарг
|
2007,0-2062,0 (-1872.4-1927.4) приток ф-та - 3,6м3 2012,0-2042,0 (-1887.4-1907.4) притока нет |
|||
Трегубовская/ Аряжское. |
55-Аряжская |
Кш |
948,0-918,0 (-823,6-793,6) притока не получено |
Колонна не спускалась |
В |
975,0-920,0 (-850,5-795,6) притока не получено |
|||
Бш |
979,0-999,0 (-854,0-874,0) 0,5м3 пл.воды с пленкой нефти |
|||
Тл |
1315,0-1356,0 (-1190,2-1231,2) 7,3м3 пл воды |
|||
Т
|
1397,0-1405,0 (-1272,01-1280,1) притока нет 1400,0-1415,0 (-1245,1-1290,1) притока нет |
|||
Трегубовская/ Аряжское |
56-Аряжская |
Т |
1421,0-1438,0 (-1236,9-1280,9) приток пл.воды с H2S |
Колонна не спускалась
|
Тм |
2026,0-2055,0 (-1867,6-1896,6) приток отсутствует |
|||
Дт
|
2030,0-2072,0 (-1871,6-1913,6) фильтрат р-ра с пленкой нефти 2031,0-2085,0 (-1872,0-1926,6) приток отсутствует |
|||
Венд |
2192,0-2210,0 (-2033,5-2051,5) 11,3м3 ф-та 2196,0-2287,0 (-2037,5-2127,5) 12,2м3 ф-та
|
|||
Трегубовская/ Аряжское
|
57-Аряжская |
Кш |
916,0-929,0 (-787,0-800,0) ф-т с пленкой нефти |
|
В |
962,0-980,0 (-833,0-851,0) м3 ф-та с пленкой нефти |
|||
Бш
|
978,0-992,0 (-849,0-863,0) притока нет 986,0-1004,0 (-857,0-876,0) фильтрат с пленкой нефти |
|||
Бб |
|
1348,0-1353,5 (-1218,7-1224,2) Нефть Qн=23,2 т/сут |
||
Тл |
1334,0-1304,0 (-1204,7-1174,7) приток нефти |
|
||
Т |
1393,0-1381,0 (-1264,0-1252,0) 2,8м3 тяжелой нефти с газом |
1388-1396 (-1258,6-1266,6) Нефть Qн=4,5 т/сут 1398,0-1408,0 (1266,6-1278,6) Нефть Qн=27,9 т/сут 1360,0-1388,0 (-1230,6-1258,6) Нефть Qн=27,9 т/сут
|
||
Дт |
2002,0-2069,0 (-1872,4-1939,3) притока не получено (нет коллекторов) |
|
||
Бородинская/-
|
200-Бородинская |
Кш-В |
1013,0-1040,0 обильная пленка нефти |
|
В |
1054,0-1086,0 1пленка нефти |
|||
Бш |
1077,0-1097,30 (877,5-897,5) 0,64м3 смеси ф-та и пл. воды |
|||
Тл |
1424,0-1460,0 (-122,4-1260,0) 0,2м3 бур. р-ра + 0,9м3 пл. воды |
|||
|
Дт
|
2096,0-2135,0 (-1895,8-1934,8) 1,1м3 бур. р-ра газир. перебитого нефтью, 0,4м3 смеси бур. р-ра с ф-ом 2089,0-2128,0 40 л. нефти и 1.5 м3 бурового раствора с фильтратом |
Колонна не спускалась
|
|
Шистеровская/ Шистеровское |
201-Бородинская |
Бш |
1032,0-1100,0 Пластовая вода Qв=0,37 м3/сут |
|
В3В4 |
1054,0-1076,0 ( Пластовая вода Qв=1,9 м3/сут |
|||
Тл |
1407,0-1433,0 0,9м3 нефти слабогаз., 0,5м3 ф-та промыв. жид-и переб. нефтью |
1427,0-1430,0 (1235,2-1238,0), 1432,0-1433,5 (-1240,2-1241,7) Нефть Qн=21 т/сут |
||
Т
|
1470,0-1485,0 0,1м3 ф-та промыв. жид-и. 1487,0-1497,0 0,2м3 нефти, 0,9м3 ф-та промыв. жид-и. |
1490,0-1494,0 (-1298,2-1302,2) Нефть Qн=1,0 т/сут |
||
Бородинская/ Астанинское
|
203-Бородинская |
КВ |
1034,0-1061,0 (-830,3-856,5) 0,04м3 нефти и 0,07м3 бур. р-ра слабогазир. с каплями нефти |
|
В3В4 |
1048,0-1076,0 (-844-871,3) 140м3 пл. воды с каплями нефти 1078,0-1098,0 (-873,0-892,0) 0,1м3 бур.р-ра и 0,6м3 бур.р-ра, ф-та с пл. водой и редкими каплями нефти |
|
||
Бш |
1112,0-1126,0 (-906,5-920,3) 0,4м3 пл. воды и 0,04м3 бур. р-ра |
|
||
Тл-Бб |
1452,0-1487,0 (-1242,0-1276,0) 0,152м3 нефти и 1,006м3 ф-та бур. р-ра с пл. водой и пл. нефти |
1448,0-1450,0 (-1251,6-1253,5) Нефть Qн=1 т/сут, d=2мм Нефть Qн=25 т/сут
|
||
Мл |
|
1476,5-1479,0 (-1279,9-1282,4) Нефть Qн=1,04 т/сут, d=2мм Нефть Qн=21 т/сут |
||
Бородинская/ Астанинское
|
203-Бородинская |
Т |
1530,0-1544,0 (-1319,4-1333,0) 0,037м3 бур. р-ра с пл. нефти |
1486,0-1495,0 (-1289,3-1298,0) Нефть Qн=0,3 т/сут |
Талмазовская (зап. купол)/ - |
206-Бородинская |
КВ |
1034,0-1061,0 (-830,3-856,5) 0,19м3 промыв. жид-и без признаков нефти и газа |
Колонна не спускалась
|
В
|
1048,0-1076,0 (-844,0-871,3) 0,9м3 смеси бур. р-ра и ф-та |
|||
1078,0-1098,0 (-873,0-892,7) 0,6м3 смеси бур. р-ра, ф-та и пл. воды слабогаз. |
||||
Бш |
1112,0-1126,0 (-906,5-920,3) 0,6м3 пл. воды с ф-том слабогаз |
|||
Тл |
1452,0-1487,0 (-1242,0-1276,0) 0,5м3 бур. р-ра + 2,4м3 пл. воды |
|||
Т |
1530,0-1544,0 (1319,4-1333,3) 0,7м3 смеси ф-та и пл. воды |
|||
Талмазовская (вост. купол)/ Талмазовское |
207-Бородинская |
КВ |
974,0-1001,0 (-820,4-847,04) 1м3 бур. р-ра |
|
В |
1019,0-1042,0 (-865,3-888,3) 2,8м3 нефти, бур. р-ра переб. нефтью |
1030,0-1034,0 (-876,3-880,0) Нефть Qн=8.3 т/сут Нефть Qн=13.3 т/сут Нефть Qн=8.4 т/сут Нефть с водой Qн=2.7т/сут,Qв=2.9т/сут |
||
Бш |
1056,0-1070,0 (-902,3-916,3) 0,2м3 бур. р-ра, ф-та + 0,6м3 пл. воды |
1053,0-1058,0 (-899,3-904,0) Нефть Qн=0,81 т/сут |
||
Тл |
1389,0-1419,0 (-1235,3-1265,3) 1,2м3 бур. р-ра, ф-та с пл. водой |
|
||
Маркидоновское/ Шистеровское |
211-ПС – Бородинская |
В |
1005,0-1032,0 (-858.1-880.1) 0,396м3 тех. воды с пл. нефти, 0,198м3 ф-та бур. р-ра с пл. нефти, 0,890м3 пл. воды с пл. нефти |
|
Бш |
1045,0-1051,0 (-888.1-899.1) 0,396м3 тех. воды с пл. нефти, 1,880м3 бур. р-ра ( из-за негерметичности ), 0,297м3 смеси бур. р-ра с пл. водой, |
|
||
Маркидоновское/ Шистеровское |
211-ПС – Бородинская |
Тл |
1348,0-1392,0 (-1196.0-1240.0) 0,119м3 нефти, 0,791м3 тех. воды с пл. нефти, 0,158м3 бур. р-ра перебитого нефтью |
|
Т
|
1430,0-1458,0 (-1288.0-1301.0) 0,791м3 тех. воды, 0,059м3 бур. р-ра с единич. каплями нефти 1437,0-1458,0 (-1285.0-1306.0) 0,791м3 тех. воды с пл. нефти, 0,989м3 бур. р-ра + ф-та + пл. воды с обильной пл. нефти. 1440,0-1453,0 (-1278.0-1290.0) 0,020м3 нефти, 0,791м3 тех. Воды с пл. нефти, 0,139м3 бур. р-ра с пл. нефти.
|
1449,0-1452,0 (-1296,9-1299,9) Нефть Qн=2,7 т/сут
|
||
Южно-Шистеровская/-
|
215-ПС – Бородинская |
КВ |
998,0-1030,0 (-807.-839.3) 0,072м3 бур. р-ра |
Колонна не спускалась
|
В |
1022,0-1071,0 (-831.-880.3 ) 1,953м3 смеси бур. р-ра, ф-та и пл. воды |
|||
Бш |
1080,0-1096,0 (-889.3-905.3) 0,362м3 смеси бур. р-ра и ф-та, 1,91м3 пл. воды слабогазир. с Н2S |
|||
Тл |
1408,0-1436,0 (-1217.2-1245.2) обильная пл. нефти, 2,532м3 смеси бур. р-ра, ф-та и пл. воды перебитой нефтью |
|||
Т |
1471,0-1482,0 (-1280.2-1291.2) 0,109м3 смеси бур. р-ра и ф-та с каплями нефти 1490,0-1499,0 (-1299.2-1308.2) 0,051м3 нефти, 0,094м3 смеси бур. р-ра с ф-ом
|
|||
Быркинская/ Быркинское |
9-Гожанско-Быркинская |
Жв |
|
2014-2020 нефть с водой Qн=0.03 т/сут, Qв=0.63 т/сут 2014-2020 Qв=7.3 м3/сут
|
Быркинская/ Быркинское |
9-Гожанско-Быркинская |
Бб |
|
1314-1326,4 Qн=18.5 т/сут Qн=31.9 т/сут Qн=49.7 т/сут |
Быркинская/ Быркинское |
32-Гожанско-Быркинская |
Т |
|
1368-1375 Qн=9.9 т/сут Qн=13.5 т/сут |
Хатымская/ Хатымское |
442-Гривинская |
Дт |
2119,0-2196,0 7,2м3 пл. воды |
Колонна не спускалась |
Хатымская/ Хатымское |
443-Гривинская |
Кш |
1078,0-1133,0 (-853,8-909,8) 1.9 м3 пластовой воды |
|
Бш |
1142,0-1157,0 (-917,8-932,8) 0.45 м2 пластовой воды |
|||
Мл |
|
1547,6-1551,0 (-1323,3-1326,8) Qв=2.9 т/сут |
||
Т |
|
1575,0-1585,0 (-1350,8-1360,8) нефть с водой Qн=5.9 т/сут, Qв=11.7 т/сут |
||
Дт |
2088,0-2127,0 (-1863,7-1902,7) 4.8 м4 пл. воды |
|
||
Дубовогорская/ Дубовогорское |
445-Гривинская |
В
|
1139,0-1149,0 (-875,3-885,3) приток не получен 1157,0-1167,0 (-893,0-903,0) 0,69м3 пл. воды с ф-ом |
Колонна не спускалась |
Бш |
1175,0-1189,0 (-911,3-925,3) приток не получен |
|||
Тл |
1546,0-1586,0 (-1282,3-1322,3) 50л гл. р-ра с пл. водой |
|||
Дт |
2142,0-2194,0 (-1878,3-1930,0) 2,56м3 ф-т с пл. водой |
|||
Дубовогорская/ Дубовогорское |
448-Гривинская |
КВ |
1101,0-1153,0 (-841,0-893,0) приток не получен
|
|
Дубовогорская/ Дубовогорское |
448-Гривинская |
В
|
1117,0-1167,0 (-857,3-907,3) 0,8м3 слабогазир. бур. р-ра 1156,0-1166,0 (-896,0-906,0) приток не получен |
|
Бш |
1180,0-1182,0 (920,3-922,3) 0,22м3 пл. воды |
1180,0-1183,0 (-920,5-923,5) нефть с водой |
||
Тл |
1523,0-1577,0 (-1263,0-1317,0) 3,2м3 пл. воды |
|
||
Т |
1623,0-1640,0 (-1363,0-1380,0) 1,1м3 пл. воды |
|||
Фм |
1955,0-2009,0 (-1694,0-1748,5) притока не получено |
|||
Дт
|
2132,0-2219,0 (-1871,3-1958,3) 6,9м3 смеси гл. р-ра с нефтью 2135,0-2157,0 (-1874,3-1896,3) пл. нефти |
|||
Дубовогорская/ Дубовогорскае |
1-Дубовогорская |
Пш+Жв |
|
2138,0-2143,0 (-1899,2-1904,0) Qн=7.5 т/сут |
Жв |
|
2150,5-2154,0 (-1911,0-1951,0) Qв=0.59т/сут |
||
Александровская/- |
3-Дубовогорская |
Т |
1643,0-1710,0 получена пластовая вода с H2S |
Колонна не спускалась |
Дт |
2141,7-2201,0 ( получено 12,3 м3 жидкости, фильтрата, глинистого раствора |
|||
Дубовогорская/ Дубовогорское |
4-Дубовогорская |
Пш |
|
2113,0-2120,0 (-1905,6-1912,6) Qн=0.224 т/сут 2121,0-2126,0 (-1913,6-1918,6) Притока не получен |
Венд |
|
2200,0-2212,0 (-1992,8-2004,8) Притока не получено 2178,0-2184,0 (-1970,6-1976,6) Притока не получено |
||
Дубовогорская/ Дубовогорское |
5-Дубовогорская |
Тм+Пш |
2140,0-2179,0 (-1873,7-1912,7) 6.5 м3 нефти с водой |
|
Пш |
|
2167,0-2170,0 (-1900,0-1904,0) Qн=21.9 т/сут |
||
Дубовогорская/ Дубовогорское |
11-Дубовогорская |
Кш |
1061,0-1091,0 (-811,5-841,5) Притока не получено |
|
КВ
|
1088,0-1124,0 (-838,8-874,4) Притока не получено 1092,0-1153,0 (-842,4-903,3 0.9 м3 нефти |
|||
В |
|
1136,0-1141,0 (887,3-892,3) Нефть с водой Qн=3 т/сут, Qв=12 т/сут |
||
Бш |
1164,0-1187,0 (914,3-937,3) 3.7 м3 плстовой воды |
|
||
Тл-Бб |
1503,-1558,0 (-1252,3-1307,1) 7.6 м3 пл. воды |
|||
Бб |
|
1576,0-1580,0 (-1325,1-1329,1) Qв=30 м3/сут |
||
Т |
1590,0-1601,0-1339,1-1350,1 притока не получено |
1595,0-1597,0 (1344,0-1346,0) 1600,1 1605,0 (-1349,0-1354,0) 1613,0-1624,0 (1352,0-1363,0) вода с пленкой нефти |
||
Пш |
|
2145,0-2151,5 (-1891,6-1998,1) Qн=3.94т/сут |
||
Дубовогорская/ Дубовогорское |
12-Дубовогорская |
Дт Дт |
2054,0-2082,0 (-1784,9-1902,9_ притока не получено, из глинистого раствора получена пленка нефти 2057,0-2099,0 (-1877,9-1919,9) притока не получено, отмечена пленка нефти |
Колонна не спускалась |
Бикбардинская/ Калмиярское |
400-Калмиярская |
Тл |
1368,0-1395,0 (-1217,8-1244,7) пленка негазированной нефти 10л
|
|
Бикбардинская/ Калмиярское |
400-Калмиярская |
Тл |
1370,0-1410,5 (-1219,8-1260,2) 70 л нефти |
|
Мл |
|
1426,0-1428,0 (-1275,7-1277,7) Qн=2.45 т/сут |
||
Дт |
2027,0-2067,0 (-1876,1-1916,1) 28 л нефти |
2071,0-2075,0 (-1920,5-1924,5) Qв=5.6 т/сут |
||
Бикбардинская/ Калмиярское |
402-Калмиярская |
КВ |
968,0-1020,0 (-833,4-886,4) 0,54 м3 ф-та пластовой воды |
Колонна не спускалась |
Тл |
1347,0-1374,0 (-1212,0-1239,0) Притока не получено |
|||
Дт |
2010,0-2062,0 (-1874,7-1926,7) Приток раствора+фильтрат с незначительными каплями нефти |
|||
Зап-Степановская/- |
409-Калмиярская |
Бш |
1100,0-1115,0 (-893,4-908,3) нефть 0,04 м3/сут |
Колонна не спускалась |
Тл |
1465,0-1504,0 (-1257,9-1296,9) 3,42м3 пл.воды газированной с единичными каплями нефти |
|||
Тм |
2100,0-2139,0 (-1892,7-1931,7) 0,9м3 воды |
|||
Бикбардинская/ /Калмиярское |
428-Калмиярская |
Тл |
1658,0-1685,0 (-1239,9-1265,4) 2м3 газир. нефти, 1,26м3 пл. воды |
1669,0-1674,0 (-1255,2-1250,2) Qн=6.24 т/сут |
Бб |
|
1703,0-1705,5 (-1285,1-1287,6) вода с пл. нефти Qв=31.4 т/сут |
||
Т |
|
1715,0-1720,0 (-1293,8-1298,8) приток не получен |
||
Куединская/- |
8-Куединская |
|
данных нет |
данных нет |
Южный купол/ Аряжское |
18-Куединская |
Бб |
|
1320,0-1321,5 (-1200,2-1201,7) нефть с водой Qн=3 т/сут Qв=3.8 м3/с |
Пш |
|
1993,0-1995,0 ( приток не получен |
||
Тапьинская/- |
170-Утулгинская |
В |
1120,0-1145,0 (-915,6-940,3) 3,68м3 пл. воды |
Колонна не спускалась |
Тапьинская/- |
170-Утулгинская |
Бш |
1144,0-1156,0 (-939,6-951,6) 1,4м3 пл. воды |
Колонна не спускалась |
Тл |
1480,0-1532,0 (-1275,3-1327,5) 2,3м3 пл. воды |
|||
Т |
1593,0-1608,0 (-1388,4-1403,3) притока не получено |
|||
Дм |
2080,0-2104,0 (-1874,8-1898,7) 0,02м3 тяжелой темно-коричневой нефти |
|||
Дт |
2103,0-2155,0 (-1897,7-1949,7) притока не получено
|
|||
Северо-Аряжская/- |
175-Утулгинская |
Т |
1478,0-1496,0 (-1311,5-1329,5) 0,2м3 пл. воды |
Колонна не спускалась |
Фр |
2007,0-2034,0 (-1840,0-1867,0) 0,2м3 пл. воды |
|||
Дт |
2035,0-2072,0 (-1868,-1905,0) 1,8м3 бур. р-ра с ф-ом
|
|||
Трегубовская/ Аряжское |
181-Утулгинская |
КВ |
998,0-1037,0 (-783,8-822,3) обильная пл. нефти |
|
Бш |
1062,0-1086,0 (-846,9-870,6) 0,45м3 нефти и 0,45м3 сильногазир. бур. р-ра |
|||
Тл |
1408,0-1435,0 (-1190,2-1216,9) приток не получен |
|||
Т Т |
1474,0-1486,0 (-1255,9-1267,9) приток не получен 1493,0-1509,0 (-1274,8-1290,8) 1,4м3 нефти |
1494,0-1508,0 (-1275,8-1289,8) Qн=25,5 т/сут |
||
Трегубовская/ Аряжское |
182-Утулгинская |
Бш |
980,0-994,0 (-852,4-866,3) 0,7м3 нефти и 0,03м3 смеси бур. р-ра с нефтью. |
Qн=24 т/сут, dшт=3 мм Qн=39 т/сут, dшт=5 мм Qн=54,8 т/сут, dшт=7 мм |
Тл |
1302,0-1341,0 (-1173,9-1212,9) 0,7м3 пл. воды со слабой пл. нефти |
|
||
Трегубовская/ Аряжское |
182-Утулгинская |
Т |
1385,0-1401,0 (-1257,0-1273,0) 0,5м3 газир. нефти |
1360,0-1370,0 (-1231,8-1241,8) Qн=2,8 т/сут 1396,0-1402,0 (-1267,8-1273,8) Qн=26,5 т/сут |
Зап-Аряжская/ Аряжское |
183-Утулгинская |
Бш |
1022,0-1034,0 (-855,5-867,5) 0,7м3 нефти и 0,03м3 смеси бур. р-ра с нефтью. |
1014,0-1019,0 (-847,7-852,7) Qн=20,0 т/сут |
Тл |
1348,0-1378,0 (-1176,8-1206,8) 0,72м3 пл. воды и 0,72м3 смеси ф-та с пл. водой |
|
||
Т |
1424,0-1446,0 (-1252,8-1274,8) 0,46м3 пл. воды |
|||
Барановская/ Утулгинское |
185-Утулгинская |
КВ |
1040,0-1065,0 (-807,1-831,7) приток не получен |
|
Тл |
1415,0-1450,0 (-1174,6-1209,2) 0,46м3 газир. нефти |
1451,0-1454,0 (-1210,6-1213,6) Qн=1.4 т/сут |
||
Дм |
2089,0-2116,0 (-1845,6-1872,5) приток не получен |
|
||
Тм |
2115,0-2141,0 (-1871,6-1897,5) приток не получен |
|||
Барановская/ Утулгинское |
186-Утулгинская |
Бш |
1195,0-1217,0 (-875,9-897,2) 0,46м3 смеси бур. р-ра с ф-ом и 0,23м3 смеси ф-та с пл. водой |
|
Тл |
|
1525,0-1530,0 (-1201,3-1206,3) 1533,0-1535,0 (-1209,3-1211,8) Qн=4 т/сут |
||
Т |
1585,0-1599,0 (-1256,8-1271,1) притока не получено |
|