Дипломная работа по СКО призабойной скважины. В данной работе была поставлена следующая задача

• Название: В данной работе была поставлена следующая задача
• Анкор: Дипломная работа по СКО призабойной скважины
• Дата: 16.06.2022
• Размер: 111.99 Kb.
• Имя файла: diplomnaya_rabota_Tekhnologii_gipano-kislotnoy_obrabotki_prizabo.docx
• Тип: Документы; #597649
• страница: 1 из 6

Введение
Проблема повышения нефтеотдачи пластов на заключительных этапах разработки месторождений становится крайне актуальной, так как вследствие естественного снижения извлекаемых запасов для большинства залежей и месторождений коэффициент нефтеотдачи довольно низок.

Это обуславливает необходимость широкого использования разнообразных методов увеличения нефтеотдачи (МУН), чему в НГДУ «Октябрьскнефть» уделяется довольно большое внимание. Достаточно сказать, что в результате применения МУН дополнительная добыча нефти по НГДУ из года в год растет и в 1999 году составила 133,9 тыс. т. (с учетом переходящего эффекта от обработок предыдущих лет) или 14,6% от общей добычи по НГДУ.

Если учитывать только мероприятия по интенсификации добычи нефти, связанные с обработкой ПЗП (призабойная зона пласта) – кислотные обработки, гипано – кислотные обработки (ГКО), термогазохимическое воздействие (ТГХВ), обработка пеной, ПАВ, очистка ПЗП пластоиспытателями (ИП), гидроударами, термоимплозия, которые входят составной частью в МУН (дополнительная добыча при этом рассчитывается за один скользящий год), то эта составляющая также растет из года в год и в 1999 году составила 37,6 тыс. т. или 4,1% от общей добычи по НГДУ.

За 1999 год с дебитом до 1,0 т/сут эксплуатировалось 54,5% от действующих скважин. В течение 11 – 15 лет отработало 21,7% от эксплуатационного фонда, свыше 15 лет – 57,6%. На долю карбонатных пластов приходится 58,9% от эксплуатационного фонда скважин. В диапазоне обводненности добываемой продукции от 40 до 100% – 54,3% карбонатного фонда скважин. При этом из карбонатных отложений в 1999 году отобрано более половины от годовой добычи нефти по НГДУ – 53,8%. Доля карбонатного фонда с каждым годом растет за счет возвратных объектов.

В данной работе была поставлена следующая задача:

а) определить зависимости эффективности методов воздействия на пласт от геолого-физических характеристик пласта, параметров обработок и других факторов);

б) проанализировав полученные данные, определить какие виды обработок и при каких условиях наиболее эффективны на различных эксплуатационных объектах Копей – Кубовского месторождения НГДУ «Октябрьскнефть».

Чтобы определить влияние параметров обработок на их эффективность по каждой, обрабатываемой в этот период скважине, была создана база данных, в которую включены все воздействия на пласт за всю историю работы данных скважин.

Анализ проводился по методам воздействия на призабойную зону турнейского яруса, для увеличения производительности скважин.

1. Геолого-физическая характеристика Копей-Кубовского месторождения в НГДУ «Октябрьскнефть»
1.1 Общие сведения о районе работ

геологический обработка месторождение пласт

Копей-Кубовское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Туймазинского района Башкортостана, в 10 километрах к северо-востоку от железнодорожной станции Кандры и в 35 километрах поселка Серафимовский (рисунок 1).

Природно-климатические условия района сравнительно благоприятны. Большая часть территории покрыта лесами, которые преимущественно располагаются на северных и северо-восточных склонах водоразделов.

Район относится к области умеренно – континентального климата. Средняя температура зимой минус 9,7С, летом плюс 20,6С. Среднее годовое количество осадков около 372 мм. Преобладающее направление ветров: юго-западное.

Вблизи месторождения протекают притоки реки Усень – реки Кидаш, Карай и Б. Нугуш. Свое начало они берут из родников, вытекающих из отложений конкиферового и спириферового подъярусов.

В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плато размыва. Рельеф отличается резкой асимметричностью строения водораздельных участков. Крутые склоны, обращенные на юг, образуют мысообразные выступы, изрезанные сетью глубоких долин и оврагов. Амплитуда колебаний рельефа – 198 м. Наиболее возвышенные участки расположены в центральной части месторождения. Абсолютные отметки рельефа в пределах возвышенности изменяются от 300 до 325 м. К западу и востоку от центрального возвышенного участка происходит постепенное понижение рельефа до 200 – 180 м. Особенностью рельефа является наличие впадин карстового происхождения. К подобному типу впадин относится и озеро Кандры – Куль, расположенное в 10 км юго-западнее станции Кандры.

Открыто месторождение в 1947 году. Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса. Карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д – 1 пашийского горизонта.

Разработку месторождения осуществляет НГДУ «Октябрьскнефть», расположенное в поселке Серафимовский, а бурение скважин производит Кандринское УБР, находящееся в поселке Кандры.

Месторождение находится в районе с развитой сетью дорог. С городом Октябрьский и поселком Серафимовский месторождение связано асфальтированной дорогой Уфа – Октябрьский. По территории района проходит Куйбышевская железная дорога с ближайшей к месторождению станцией Кандры и две шоссейные. Одна из шоссейных дорог связывает станцию Буздяк с поселком Кандры через деревни Тюпкильды и Сайраново. Другая шоссейная дорога идет на станцию Буздяк через деревню Казаклар – Кубово. Остальные населенные пункты связаны между собой грунтовыми дорогами.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Копей – Кубовское нефтяное месторождение открыто в 1948 году, промышленное освоение его начато в 1953 году.

На Копей – Кубовском месторождении скважинами вскрыты пермские, каменноугольные, девонские, бавлинские отложения и породы кристаллического фундамента.

Месторождение приурочено к группе поднятий Копей – Кубовского вала, расположенного в краевой части Татарского свода, имеющего общее северо-западное простирание. Обособленно расположено Кандринское поднятие, относящееся к другому валу.

Объектами разработки являются песчаные пласты бобриковского горизонта, известняки кизеловского и заволжского горизонтов турнейского яруса, карбонаты верхнефаменского подъяруса и песчаный пласт Д–1 пашийского горизонта. Средняя глубина залегания бобриковского горизонта 1370 м, турнейского яруса 1450 м, верхнефаменского подъяруса 1500 м, пласта Д-1 1870 м.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчано-алевролитового пласта: С6 – 1, С6 – 2, С6 – 3.

Песчаники кварцевые, мелкозернистые, часто алевритистые и глинистые, сцементированные глинистым цементом. Коллекторы пласта С6–1 развиты только в северо-западной части месторождения, на остальной площади верхние слои терригенной толщи, в том числе и пласт С6–1, размыты. Песчаники пластов С6–2 и С6–3 залегают полосами разной ширины, реже линзами. По пласту С6–2 отмечается общая субмеридиональная направленность полос, а по пласту С6–3 полосы ориентированы с северо-запада на юго-восток.

К песчаникам пласта С6–1 приурочена одна залежь в районе скважин №№35 ккб и 928. Залежь структурно – литологического типа, имеет размеры 0,9х0,3 км при высоте 7,5 м. Водо-нефтяной контакт (ВНК) принят подошве нефтеносного прослоя в скважине 35 ккб, оценена запасами категории С1.

Скважинами №№2056 и 2058, 2080 и 2081, 2087, 2092, 2105 вскрыты небольшие литологические залежи (от 0,8х0,4 0,3х0,2 км), которые запасами не оценены.

В песчаниках пласта С6 – 2 выявлено 9 залежей нефти.

Залежь 1 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,4 х 2,0 – 0,9 км при высоте 17,7 м., ВНК установлен на отметках 1072,6 – 1073,3 м по подошвам нефтеносных прослоев скважин №№933, 921 и кровлям водоносных прослоев скважин №№934, 31к, 951, 931. Залежь разрабатывается скважинами №№32 ккб, 35 ккб, 945 и 2085, оценена запасами категории А.

Залежь 2 структурно – литологического типа, разделена на два участка. Участок в районе эксплуатационной скважины №11 ккб имеет размер 0,8 х 0,6 км при высоте 3,2 м. ВНК принят на отметке 1078,1 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №11 ккб. Участок в районе внутриконтурной нагнетательной скважины №920 имеет размер 1,5 х 0,8 км при высоте 23,4 м. ВНК принят на отметке 1079,5 м по кровле водоносного пласта в скважине №14 ккб. В целом залежь 2 оценена запасами категории А.

Залежь 3 вскрыта скважинами №№915, 43, 2125. Залежь структурно-литологического типа. ВНК принят на отметке – 1079,5 м по аналогии с залежью 2. Размеры залежи 1,6 х 0,3 км при высоте 6,9 м. Залежь оценена запасами категории С1. Структурно-литологическая залежь в районе скважины №2136, имеет размеры 0,4 х 0,3 км при высоте 1,6 м. ВНК принят на отметке 1080,5 м по подошве нефтеносных коллекторов в скважине №2136. Залежь запасами не оценена.

Залежь 4 структурно-литологического типа, имеет сложную конфигурацию: в районе скважин №№87, 2142, 2143 вклинивается полосой шириной 0,3–0,2 км в зону отсутствия коллекторов и примыкает к этой зоне с юга и востока полосообразной формой шириной 0,6–0,2 км. ВНК принят на отметке 1092,0 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №29. Высота залежи 5,7 м. Залежь оценена запасами категории А, разрабатывается скважинами №№29, 91.

Залежи 5 и 6 структурного типа объединены в общую залежь. Размеры западной части (залежь 5) 1,0 х 0,9 км при высоте 3,5 м, восточной части (залежь 6) 1,7 х 1,5 км при высоте 35 м. Протяженность общей залежи с юго-запада на северо-восток 2,7 км. ВНК изменяется от 1103,2 до 1108,6 м, принят по подошвам нефтеносных прослоев в скважинах №№115 и 103. Залежь в целом разрабатывается 10-тью скважинами и оценена запасами категории А.

Залежь 7 структурно-литологического типа, размер ее 1,3 х 1,1 км при высоте 19,7 м. ВНК проходит на отметке 1108 м по данным скважины №901. Залежь разрабатывается скважинами №№25, 114, 901, 2154, оценена запасами категории А.

Залежь 8 небольшая (0,6 х 0,5 км), литологического типа, оценена запасами категории А.

Залежь 9 вскрыта скважинами №№2107, 2109. Залежь литологического типа, размер ее 0,8 х 0,3 км, запасами не оценена.

В песчаниках пласта С6 – 3 выявлено 10 залежей нефти.

Залежь 1 разделена на четыре участка. Участок 1 (район скважин №№108, 936, 2088) – структурно – литологического типа размером 0,9 х 0,2 км, высотой 1,4 м. ВНК принят на отметке 1076 м по данным скважин №№936, 2088. Участок 2 (район скважины №923) – литологического типа размером 0,3 х 0,3 км, высотой 1,6 м. Участок 3 (район скважин №№11к, 2108) – структурно-литологического типа размером 1,1 х 0,4 км, высотой 5 м. ВНК принят на отметке 1087 м по подошве нефтеносного прослоя в скважине №2108. Участок эксплуатируется скважинами №№11к, 2108. Участок 4 основной в залежи 1. Это структурно-литологическая залежь сложной конфигурации. Размеры 2,8 – 0,8 х 2,1 – 0,4 км при высоте 35,8 м. ВНК проходит на отметке 1089,7 м по данным скважины №40у. Участок эксплуатируется скважинами №№14 ккб, 41, 44, 107, 911, 912. Внутриконтурное заводнение ведется скважиной №920. В целом залежь 1 оценена запасами категории А.

Залежь 2 полосообразной формы, имеет размер 3,4 х 1,0 км при высоте 22,3 м, структурно – литологического типа. ВНК установлен на отметке -1093,8 м по данным скважины №116. Залежь эксплуатируется скважинами №№33, 91, 94, 116. Законтурное заводнение идет скважинами №№96, 32. Залежь оценена запасами категории А.

Залежь 3 сруктурно-литологического типа, имеет размер 0,9 х 0,6 км при высоте 16,0 м. ВНК установлен на отметке 1100,4 м по подошве нефтеносного прослоя скважины №100. Эксплуатируется скважинами №№38, 100, оценена запасами категории А.

Залежь 4 сруктурно-литологического типа, имеет размер 2,0 х 0,6 км при высоте 6,6 м. Скважинами №№25 и 901 вскрыты ВНК на отметках 1103,2 и 1107,0 м соответственно. Эксплуатационные скважины №№25, 114, 111, 901, нагнетательные бобриковского горизонта №№106, 2156. Залежь оценена запасами категории А.

Залежь 5 структурно-литологического типа, эксплуатируется скважинами №№2 и 2154, имеет размер 1,4 х 0,4 км при высоте 8,6 м. ВНК принят на отметке -1112,0 м по подошве нефтеносного пласта в скважине №2. Залежь оценена запасами категории А.

Залежи 6 и 7 приурочены к линзам небольшого размера (0,6 х 0,5 – 0,4 х 0,2 км). Залежи оценены запасами категории С2.

Залежь 8 структурно – литологического типа, имеет размер 0,8 х 0,8 км при высоте 7,5 м. ВНК принят на отметке -1067,9 м по подошве нефтеносного пласта в скважине №928. Залежь оценена запасами категории С1.

Залежь 9 структурно – литологического типа, имеет размер 3 х 2 км. ВНК установлен на отметках 1100,2 – 1101,2 м по данным скважин №№955, 51к-у, 962, 49к-у. Высота залежи 7,2 м. Залежь эксплуатируется скважиной №51к-у, оценена запасами категории С1.

На карте суммарной нефтенасыщенной толщины пласта С6 – 1, С6 – 2, С6 – 3, построенной в сводном контуре нефтеносности, только залежь в районе Кандринского поднятия представлена одним пластом С6 – 3. Залежи, расположенные вдоль Копей-Кубовского вала имеют общее северо-западное простирание. Суммарная нефтенасыщенная толщина пластов С6 – 1, С6 – 2, С6 – 33, равная 6,0 м вскрыта скважиной №928 на северо-западе месторождения. В других скважинах в контуре нефтеносности нефтенасыщенная толщина состоит из толщин С6–2 и С6–3, или показана толщина одного из этих пластов.

В отложениях турнейского яруса выделяются три продуктивные пачки: одна в кизеловском горизонте и две в заволжском горизонте.

Известняки кизеловского горизонта представлены органогенно-обломочными, участками перекристаллизованные, местами трещиноватые, прослоями плотные, неравномерно-глинистые, с тонкими пропластками темно – серых аргиллитов и с включениями голубовато – серого ангидрита.

В известняках кизеловской продуктивной пачки установлено три залежи нефти. Залежи массивные, очертания их обусловлены особенностями структурного плана.

Залежь 1 имеет размер 3,8 х 2,0 км при высоте 19,8 м. ВНК проходит на отметках 1090–1095 м. В контуре нефтеносности пробурено 74 скважины, в 28-ми продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в одной №35к дебитом 8,6 т / сут. Залежь оценена запасами категории С1.

Залежь 2 сложной полосообразной формы, приурочена к цепочке поднятий. Залежь вытянута в длину до 7 км при ширине от 2,4 до 0,6 км. ВНК в пределах залежи прослеживается на отметках 1090–1097 м. В контуре нефтеносности пробурено 73 скважины, в 51 – ой продуктивная пачка кизеловского горизонта опробована, безводная нефть получена в скважине №9к. Залежь оценена запасами категорий В и С1.

Залежь 3 приурочена к двум изолированным поднятиям, имеющим ВНК на отметке 1117 м. Общая протяженность всей залежи 2,4 км, размеры изолированных куполов 1,0 х 0,8 км и 1,5 х 1,0 км, высотой соответственно 11,4 и 18,3 м. В пределах залежи пробурено 10 скважин, опробованы 6, в четырех получены безводные притоки нефти.

Отложения заволжского горизонта представлены известняками серыми и коричневато-серыми, органогенно-обломочными, органогенно-сгустковыми, пелитоморфными, неравномерно глинистыми и перекисталлизованными, прослоями доломитизированными. Иногда в известняках встречаются редкие, тонкие трещины, выполненные кальцитом или открытые.

Наблюдается ритмичное переслаивание известняков пористых и плотных, глинистых. Пористые прослои сгруппированы в две пачки. В разрезе пачки 1 выделяются два прослоя коллекторов. Наиболее развит по площади и имеет лучшие коллекторские свойства нижний прослой. В разрезе пачки 2 выделяется три прослоя коллекторов. В кровле каждой пачки залегают сильно глинистые известняки с пропластками аргиллитов, общей толщиной 3 – 5 м. Эти пласты хорошо выдержаны по площади и являются покрышками для пачек 1 и 2. Толщина заволжского горизонта изменяется от 37 до 50 м, уменьшение характерно в юго-восточном направлении.

Промышленно нефтеносны известняки первой и второй продуктивных пачек заволжского горизонта. Нефтеносность их устанавливалась по результатам опробования и промыслово-геофизическим данным. По некоторым залежам положение ВНК, определенное по геофизическим данным, не подтверждено опробованием. В связи с тем, что уверенно оценить характер насыщенности известняков по промыслово-геофизическим материалам затруднено, положение ВНК принималось двояко: а) по низу интервала опробования (промышленные категории запасов) и б) по промыслово-геофизическим данным.

В пачке 1 заволжского горизонта выявлено 4 залежи нефти. Залежи пластовые сводовые.

Залежь 1 наиболее крупная. Протяженность ее с севера на юг 5,3 км. Залежь разделена на два изолированных купола: северный и южный. В целом по залежи ВНК изменяется в интервале от 1173 до 1178 м. Понижение уровня отметок ВНК происходит в направлении с севера на юг. Северный купол разрабатывается 17-тью скважинами, имеет размеры 3,8 х 2,1 км при высоте 27,5 м, оценен запасами категории В. Размеры южного купола 1,8 х 1,4 км при высоте 8,7 м, оценен запасами категории С2.

Залежь 2 (эксплуатационные скважины №№10к, 919, 2119) рассматривается в работе в общем контуре нефтеносности категорий С1+С2 с куполами 3а (скважина №908) и 3б (скважина №906). Только купол 3г третьей залежи (скважины №№95, 39) обособлен. ВНК по промыслово-геофизическим материалам изменяется от 1170 до 1167 м, понижаясь в юго-восточном направлении.

Контуры нефтеносности промышленной категории С1, установленные по нижним отверстиям перфорации имеют следующие отметки: 1146,7 м (залежь 2, скважина №12к); -1148 м (залежь 3, купол 3а, скважина №908); 1148,7 м (залежь 3, купол 3б, скважина №906); -1160,8 м (залежь 3, купол 3 г, скважины №№95, 39).

Исходя из вышеизложенного можно сказать следующее:

размеры залежи 2:

а) промышленных категорий 1,8 х 0,9 км при высоте 15,6 м;

б) всех категорий 3,0 х 2,4 км при высоте 39,3 м;

размеры залежи 3:

1) купол 3а:

а) промышленных категорий 1,2 х 0,6 км при высоте 9,8 м;

б) всех категорий 2,0 х 1,3 км при высоте 28,8 м;

2) купол 3б:

а) промышленных категорий 1,0 х 0,9 км при высоте 3,4 м;

б) всех категорий 1,3 х 1,3 км при высоте 21,7 м;

3) купол 3 г:

а) промышленных категорий 0,6 х 0,4 км при высоте 2,2 м (скважина

№95), 1,1 х 0,4 км при высоте 8,4 м (скважина №39);

б) всех категорий 1,8 х 0,6 км при высоте 17,8 м.

Общая протяженность залежи 3 – 5,3 км.

Залежь 4 небольшого размера (0,4 х 0,8 км) установлена по промыслово-геофизическим материалам. Контур нефтеносности установлен на отметке 1172 м. этаж нефтеносности 9,3 м. Залежь оценена запасами категории С2.

В пачке 2 заволжского горизонта выявлено 7 залежей нефти структурного типа.

Залежь 1 имеет размер 3,7 х 2,0 км при высоте 19,1 м. На всей площади залежи пачка 2 в нижней части водоносна, однако в связи с высокой расчлененностью широко распространены бесконтактные зоны. По промыслово-геофизическим данным ВНК в северо-западной и средней частях отбивается на отметках 1180–1182 м (скважины №№35к, 2056, 926 и другие). В юго-восточной части залежи ВНК понижается до отметок 1183–1185 м (скважины №№25к, 15к, 2093, 2079). Залежь разрабатывается 16-тью скважинами. При опробовании безводная нефть получена в 2-х скважинах №№32 к, 922. Залежь оценена запасами категории В.

Залежь 2 пластовая сводовая, имеет размеры:

а) в контуре всех категорий (С1 + С2) 2,0 х 1,2 км при высоте 31,5 м, ВНК по геофизическим данным установлен на отметках 1175–1179 м;

б) в контуре промышленных категорий (С1) 1,8 х 1,0 км при высоте 23,6 м ВНК отбит по самой низкой отметке нижнего отверстия перфорации (1169,1 м), с которой получен приток безводной нефти в скважине №12 к. Залежь разрабатывается скважинами №№10 к, 919, 2119.

Залежь 3 пластовая сводовая, имеет размер 2,0 х 1,0 км при высоте 21,6 м. По промыслово-геофизическим данным ВНК залежи 1173–1175 м. Залежь оценена запасами категории С1, разрабатывается скважиной №908.

Залежь 4 пластовая сводовая, имеет размеры:

а) по промыслово-геофизическим данным в контуре всех категорий (В + С2) 1,0 х 1,0 км при высоте 23,3 м, ВНК – 1174 м;

б) по результатам опробования в контуре промышленных категорий (В) 0,9 х 0,9 км при высоте 17,3 м (приток безводной нефти в скважину №906 получен при отметке нижнего отверстия перфорации 1169,7 м). Залежь оценена запасами В+С2, разрабатывается скважиной №906.

Залежь 5 имеет размер 2,0 х 0,9 км, на всей площади подстилается подошвенной водой. По промыслово-геофизическим данным ВНК находится на отметках 1180–1182 м. Этаж нефтеносности 17,7 м. Оценена запасами категории С1.

Залежи 6, 7 имеют размеры 1,2 х 0,6 км и 1,6 х 1,1 км высотой соответственно 18,9 и 6,6 м. ВНК по промыслово-геофизическим данным проходит на отметках 1193–1196,6 м (залежь 6), а по залежи 7 на отметках 1202–1207 м. Залежь 6 оценена запасами категории С2, 7 – категории С1. Залежи не разрабатываются.

В кровле верхнефаменского подъяруса залегает пачка сильно глинистых известняков с прослоями в средней части аргиллитов.

Эта пачка плотных пород толщиной 8–10 м, соответствующая «фаменскому» реперу, является покрышкой для залежей верхнефаменского подъяруса.

По данным изучения керна и шлифов известняки массивные, сгустко-комковатые, со сферами и с редкими остракодами, участками неравномерно перекристаллизованные, которые составляют 10–12%. К ним приурочены редкие вторичные поры выщелачивания размером 0,15–0,5 мм и микрокаверны размером до 1,5–2 мм. Вторичные пустоты соединяются между собой микротрещинами шириной 10–20 м.

В отложениях верхнефаменского подъяруса выявлено 9 залежей нефти, приуроченных к обособленным поднятием, из них две (7 и 9) – категории С2. Все залежи массивного типа.

Залежь 1 имеет размер 4,4 х 2,7 км при высоте 16,5 м. В пределах залежи пробурено 16 скважин, в 15-ти из них пачка Д опробована. В 12-ти скважинах получена безводная нефть. ВНК по залежи изменяется от 1244,6 до 1248,5 м. Залежь оценена запасами категории В.

Залежи 2 и 3 рассматриваются в работе в общем контуре нефтеносности. В целом размер залежи 4,0х4,3 км, южная (залежь 2) и северная (залежь 3) части залежи разделены условно и имеют размеры соответственно 2,3х1,8 км и 4,0х2,3 км. ВНК изменяется от 1217,2 до 1226,5 м. Пониженное положение ВНК отмечается в юго-западной и южной частях залежи. Высота залежи изменяется с юга на север залежи от 9,7 до 28,4 м.

Южная часть залежи не разбуривалась, в ее пределах пробурено шесть скважин, в пяти из них получена безводная нефть, в скважине №7к получен приток воды удельного веса 1,18 г./см і.

Залежи 4, 5, и 6, оцененные запасами по категории В (4 и 5) и С1 (6) объединены в общую залежь протяженностью с северо-запада на юго-восток на 4,8 км. Размеры северного участка залежи 1,6 х 2,1 км при высоте 23,5 м, центрального 23 х 10 км при высоте 19,9 м, южного 1,1 х 1,1 км при высоте 18,9 м. В целом по залежи ВНК изменяется от 1196,0 до 1203,3 м. Пониженное положение ВНК отмечается в центральной части залежи.

Залежи 7 и 8 небольших размеров (соответственно 0,6 х 0,5 км и 0,8 х 0,5 км). Этаж нефтеносности по ним 6,6 и 8 м. Контуры нефтеносности залежей – 1198,3 и 1199,2 м. Залежи оценены по категориям С2 и С1, пачка Д верхнефаменского подъяруса не разрабатывается.

Залежь 9 оценена запасами категории С2. Имеет размеры 1,4 х 1,0 км при высоте 20 м.

Пласт Д1 относится к пашийскому горизонту нижнефранского подъяруса. Породы – коллекторы сложены кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Цемент глинистый или карбонатный, контактового типа, пленочного или неполнопорового типов. В песчаниках пласта Д1 выявлено 3 залежи нефти. Залежь 1 – основная по запасам, сложной формы, структурного типа. На большей части площади подстилается подошвенной водой. Чисто нефтяная зона занимает 4% площади залежи. Залежь оценена запасами категории В. В залежи 2 (район скважины №910) к промышленной категории С1 отнесена часть в круге радиусом 250 м. Наличие зоны отсутствия коллекторов между залежами в районе скважины №107, большая разница в отметках ВНК (по 1 – ой залежи ВНК изменяется от -1572,0 до -1573,4 м, по 2-ой – ВНК на отметке 1574,6 м) создает условность соединения залежей 1 и 2 в общем контуре нефтеносности, где в целом ВНК принят на отметке 1572 м. Размеры залежи 5,1 х 1,8 – 1,0 – 1,5 км при высоте 10,7 м. Залежь 3 структурно – литологического типа, размером 1,8 х 1,0 км при высоте 3,6 м оценена запасами категории С2.