Залежь Южного блока.

Залежь Южного I блока пластовая, литологически и тектонически экранированная, приурочена к голове литологической ловушки. В её контуре пробурено 13 скважин, из них 5 - дали промышленные притоки газа и нефти.

В Северо-восточной части залежи единственной скважиной № 321-02 в пределах ГНЗ вскрыта нефтяная оторочка. Размеры нефтяного поля залежи могут уточниться при определении истинного ВНК в процессе доразведки месторождения.

ГНК принят на абсолютной отметке - 1392м. ВНК контакт принят условно на абсолютной отметке - 1398 м по подошве последнего нефтенасыщенного прослоя в скважине № 321-02.

Высота газовой части залежи 275м, нефтяной условно 6м. Площадь газовой зоны 579 км, нефтяной оторочки - около 20 км. От объема газонасыщенных пород на долю ГЗ приходится - 97.7%, ГНЗ - 17%, ГНВЗ - 0.6%; от объема нефтенасыщенных пород на долю НЗ приходится 2.3%, ВНЗ- 27.5%, ГНВЗ - 43.7%, ГНЗ - 26.5%.

В Южном I блоке выделяются пять зон: ГЗ, ГНЗ, ГНВЗ, НЗ, ВНЗ.

Газовая зона вскрыта 12 скважинами (№751, 842, 843, 845, 847, 849, 213-01, 213-04, 321-10, 321-11, 321-25, 321-27). Промышленные притоки газа получены в 4 скважинах. Рабочие дебиты газа характеризуются значениями до 120 тыс.м (скв. № 321-10) при депрессии 1.1 МПа. В этой же скважине получен максимальный в пределах ГЗ и залежи в целом дебит газа равный 364 тыс.м/сут. при депрессии 4МПа.

Газонефтяную зону (ГНЗ) вскрыла скважина № 321-02. При раздельном испытании газовой и нефтяной частях горизонта получены промышленные притоки соответственно газа дебитом 234 тыс. м³/сут. при депрессии 1.1 МПа и нефти дебитом 44.8 м³/сут. при депрессии 2 МПа.

Газонефтеводяная (ГНВЗ), нефтяная (НЗ) и водонефтяная (ВНЗ) зоны глубоким бурением не вскрыты. По структурным построениям в принятой авторами геологической модели залежи их суммарная площадь составляет около 13 км². В этой части нефтяной оторочки сосредоточено 73.5% геологических запасов нефти Южного I блока.

Литологический состав, коллекторские свойства и глубина залегания продуктивных и перспективных горизонтов.

Литологический состав, коллекторские свойства и глубина залегания продуктивных и перспективных горизонтов приводится в таблице 1.3

Таблица 1.3

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс страти-графи-ческого подраз-деления

Интервал, м

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м3

Пори-стость, %

Про- ница-емость, мкм2

Глинис-тость, %

Карбо-натность, %

Кате-гория твер- дости

Коэф-фициент пластич-ности

Категория абразив-ности

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя)

от (верх)

до (низ)

Є2br

Мергели Аргиллиты Доломиты

2300-2500 2500 2400-2700

<5

<1

25-50 100 <3

50-75 0 75-85

III IV VI

3-4 2-3 3-4

I I II

С С Т

Є2mt

Доломиты Аргиллиты Мергели

2400-2700 2500 2300-2500

<5

<1

<5 100 25-50

75-95 0 50-75

VI IV III

3-4 2-3 3-4

II I I

С Т Т

Є1-2ič

Известняки Доломиты

2400-2600 2400-2700

<5

<1

<5

90-100 75-95

V VI

3-4 3-4

I II

Т Т

Є1čr

Доломиты Известняки

2400-2700 2400-2600

<1

<0,01

<5 <5

75-95 90-100

VI V

3-4 3-4

II I

Т Т

Є1ol

Известняки Доломиты

2400-2600 2400-2700

<5

<1

<5

90-100 75-95

V VI

3-4 3-4

I II

Т Т

Є1tb

Доломиты Известняки Соли Аргиллиты

2400-2700 2400-2600 2200 2500

<5

<1

<5 <5 0 100

75-95 90-100 0 0

VII V I IV

3-4 3-4 6 2-3

II I I I

К Т М С

Є1el

Доломиты Известняки Аргиллиты

2400-2700 2400-2600 2500

<5

<1

<5 <5 100

75-95 90-100 0

VII V IV

3-4 3-4 2-3

II I I

К Т С

Є1nl

Доломиты Соли

2400-2700 2200

<5

<1

<5 0

75-95 0

VII I

3-4 6

II I

К М

Є1jur

Соли Доломиты Аргиллиты

2200 2400-2700 2500

<1

<0,01

0 <5 100

0 75-95 0

I VII IV

6 3-4 2-3

I II I

М К С

Є1bl

Доломиты Известняки Аргиллиты

2400-2700 2400-2600 2500

<5

<1

<5 <5 100

75-95 90-100 0

VII V IV

3-4 3-4 2-3

II I I

К Т С

(V-Є) jurh

Доломиты Известняки Мергели Аргиллиты

2400-2700 2400-2600 2300-2500 2500

<5

<1

<5 <5 25-50 100

75-95 90-100 50-75 0

VII V III IV

3-4 3-4 3-4 2-3

II I I I

К Т С С

 

Окончание таблицы 1.3

Vkd

Доломиты Известняки Мергели Аргиллиты

2400-2700 2400-2600 2300-2500 2500

<1

<0,01

<5 <5 25-50 100

75-95 90-100 50-75 0

VII V III IV

3-4 3-4 3-4 2-3

II I I I

К Т С С

Vusp

Доломиты Аргиллиты Мергели

2400-2700 2500 2300-2500

<1

<0,01

<5 100 25-50

75-95 0 50-75

VII IV III

3-4 2-3 3-4

II I I

К С С

Vbk2

Доломиты Соли Мергели Аргиллиты

2400-2700 2200 2300-2500 2500

<1

<0,01

<5 0 25-50 100

75-95 0 50-75 0

VII I III IV

3-4 6 3-4 2-3

II I I I

К М С С

Vbk1

Песчаники

2500-2600

<5

<3

VI

2-3

IV

Т

Vpr

Песчаники Аргиллиты Алевролиты

2500-2600 2500 2300-2500

<5 100 <5

<3

VI IV V

2-3 2-3 1-2

V I II

Т С Т

Vtlh

Песчаники Алевролиты Аргиллиты

2500-2600 2300-2500 2500

<5 <5 100

<3

VI V IV

2-3 1-2 2-3

V II I

Т Т С

Vtlk2

Аргиллиты Алевролиты Песчаники

2500 2300-2500 2500-2600

<5

<1

100 <5 <5

<3

IV V VI

2-3 1-2 2-3

I II V

С Т Т

PR1

Граниты

<1

<0,01

<5

<3

X

V

ОК

Фазовое состояние и состав углеводородов

Физико-химические свойства нефти в стандартных условиях изучены по пробам из 4 скважин в лабораториях ВостСНИИГГиМС и ПГО «ЛНГГ».

Исследованная нефть имеет повышенную плотность, по которой относится к типу средних или тяжелых (плотность 860-881 кг/м³), является смолистой (смол силикагелевых 7,95-14,55% масс.), парафиновой (содержание парафина с температурой плавления 50 ⁰С - 2,35-3,04% масс.).

Результаты общего углеводородного анализа (%, на нефть) приведена в таблице 1.4.