Обоснование сейсморазведочных работ МОГТ – 3D на Восточно-Мичаюской площади

АННОТАЦИЯ

В данной работе дается обоснование сейсморазведочных работ МОГТ – 3D на Восточно-Мичаюской площади.

Работа состоит из следующих частей:

Общей части, включающей физико-географический очерк, литолого-стратиграфическую характеристику, тектоническое строение и нефтегазоносность;
Специальной части, содержащей анализ результатов предшествующих сейсморазведочных исследований, а также обоснование выбора трехмерной сейсморазведки для решения геологической задачи;
Проектной части, которая состоит из примера расчета системы наблюдений типа «крест»;
Специального задания, в котором рассматриваются основы AVO-анализа.

ANNOTATION

In this paper, we construct seismic survey CDP - 3D on the East-Michalski square.

The work consists of the following parts:

1. The General part includes physical-geographical sketch, lithologic-stratigraphical characteristic, tectonic structure and petroleum potential;

2. Special part, containing the analysis of the results of previous seismic researches, and also a substantiation of a choice of three-dimensional seismic survey for solving geological problems;

3. Project part which consists of an example of the calculation system of observations of type "cross";

4. Special tasks, which are the basics of the AVO-analysis.

СОДЕРЖАНИЕ


	Введение ……………………………………………………………………...	8
1.	Общая часть…………………………………………………………………..	9
1.1.	Физико-географический очерк………………………………………………	9
1.2.	Литолого-стратиграфическая характеристика……………………………..	9
1.3.	Тектоническое строение……………………………………………………..	13
1.4.	Нефтегазоносность…………………………………………………………...	19
2.	Специальная часть…………………………………………………………....	24
2.1.	Геофизические работы, проводимые на данной площади……..….............	24
2.2.	Результаты геофизических исследований……………………………..........	28
2.3.	Обоснование выбора трехмерной сейсморазведки…………….…………..	31
3.	Проектная часть ………………………………………………………...........	33
3.1.	Обоснование методики работ МОГТ – 3D ………………..………………..	33
3.2	Пример расчета системы наблюдений типа «крест»……………………....	33
3.3	Аппаратура и оборудование …………………………………………….......	40
3.4	Методика обработки и интерпретации полевых материалов …………….	41
4.	Специальное задание ………………………………………………………..	47
4.1.	AVO-анализ ………………………………......................................................	47
4.1.1	Теоретические аспекты AVO-анализа………………………………………	47
4.1.2	AVO-классификация газовых песков……………………………………….	50
4.1.3	AVO кроссплоттинг………………………………………………………….	51
4.1.4	Упругая инверсия в AVO анализе…………………………………………..	54
4.1.5	AVO анализ в анизотропной среде………………………………………….	57
4.1.6	Примеры практического применения AVO анализа……………………….	59
	Заключение……………………………………………………………………	65
	Список используемых источников……………………………...…………..	66

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ГИС	-	геофизические исследования скважин
МОВ	-	метод отраженной волны
МОГТ	-	метод общей глубиной точки
НГК	-	нефтегазоносный комплекс
НГО	-	нефтегазоносная область
НГР	-	нефтегазоносный район
ОГ	-	отражающий горизонт
ОГТ	-	общая глубинная точка
ПВ	-	пункт взрыва
ПП	-	пункт приема
с/п	-	сейсморазведочная партия
УВ	-	углеводороды

ВВЕДЕНИЕ

Данная бакалаврская работа предусматривает обоснование сейсморазведочных работ МОГТ – 3D на Восточно-Мичаюской площади и рассмотрение AVO-анализа, в качестве специального вопроса.

Проведенными в последние годы сейсморазведочными работами и данными бурения установлено сложное геологическое строение площади работ. Необходимо дальнейшее планомерное изучение Восточно-Мичаюской структуры.

Работой предусматривается изучение площади с целью уточнения геологического строения сейсморазведочных работ МОГТ-3D.

Бакалаврская работа состоит из четырех глав, введения, заключения, изложен на страницах текста, содержит 22 рисунка, 4 таблицы. Библиографический список содержит 10 наименований.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

Физико-географический очерк

Восточно-Мичаюская площать (рисунок 1.1) в административном отношении расположена в Вуктыльском районе.

Рисунок 1.1 – Карта местности Восточно-Мичаюской площади

Недалеко от площади исследования находится город Вуктыл и деревня Дутово. Район работ расположен в бассейне реки Печора. Местность представляет собой всхолмленную, пологоволнистую равнину, с ярко выраженными долинами рек и ручьев. Район работ заболочен. Климат района резко континентальный. Лето короткое и прохладное, зима суровая с сильными ветрами. Снеговой покров устанавливается в октябре и сходит в конце мая. По проведению сейсмических работ данный район относится к 4 категории трудности.

Литолого-стратиграфическая характеристика

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза (рисунок 1.2) осадочного чехла и фундамента приводится по результатам бурения и сейсмокаротажа скважин 2- , 4-, 8-, 14-, 22-, 24-, 28-Мичаю, 1 – С.Савинобор, 1 – Динью-Савинобор.

Рисунок 1.2 – Литолого-стратиграфический разрез Восточно-Мичаюской площади

Палеозойская эратема – PZ

Девонская система – D

Среднедевонский отдел – D2

На карбонатных породах силурийской толщи несогласно залегают терригенные образования среднего девона, живетского яруса.

Отложения живетского яруса мощностью в скв. 1-Динью-Савинобор 233 м представлены глинами и песчаниками в объеме старооскольского надгоризонта (I – в пласт).

Верхнедевонский отдел – D3

Верхний девон выделен в объеме франского и фаменского ярусов. Фран представлен тремя подъярусами.

Отложения нижнего франа образованы яранским, джьерским и тиманским горизонтами.

Франский ярус – D3f

Верхтефранский подъярус – D3f1

Яранский горизонт – D3jr

Разрез яранского горизонта (мощностью 88 м в КВ. 28-Мич.) слагают песчаные пласты (снизу вверх) В-1, В-2, В-3 и межпластовые глины. Все пласты не выдержаны по составу, мощности и количеству песчаных прослоев.

Джьерский горизонт – D3dzr

В основании джьерского горизонта залегают глинистые породы, выше по разрезу выделяются песчаные пласты Iб и Iа, разделённые пачкой глин. Мощность джьера изменяется от 15 м ( КВ. 60 – Ю.М.) до 31 м ( КВ. 28– М.).

Тиманский горизонт – D3tm

Отложения тиманского горизонта, толщиной 24 м сложены глинисто-алевролитовыми породами.

Среднефранский подъярус – D3f2

Среднефранский подъярус представлен в объёме саргаевского и доманикового горизонтов, сложенных плотными, окремнёнными, битуминозными известняками с прослоями чёрных сланцев. Мощность саргая составляет 13 м (скв. 22–М) – 25 м (скв. 1–Тр.), доманика – 6 м в скв. 28–М. и 38 м в скв. 4–М.

Верхнефранский подъярус – D3f3

Нерасчленённые ветласянские и сирачойские (23 м), евлановские и ливенские (30 м) отложения слагают разрез верхнефранского подъяруса. Они образованы коричневыми и чёрными известняками с прослоями глинистых сланцев.

Фаменский ярус – D3fm

Фаменский ярус представлен волгоградским, задонским, елецким и усть-печорским горизонтами.

Волгоградский горизонт – D3vlg

Задонский горизонт – D3zd

Волгоградский и задонский горизонты сложены глинисто-карбонатными породами мощностью 22 м.

Елецкий горизонт – D3el

Отложения елецкого горизонта образованы известняками участками органогенно-обломочными, в нижней части сильно глинистыми доломитами, в основании горизонта залегают мергели и глины известковистые, плотные. Толщина отложений изменяется от 740 м (скв.14-, 22–М) до 918 м (скв.1-Тр.).

Усть-печорский горизонт – D3up

Усть-печорский горизонт представлен плотными доломитами, чёрными аргиллитоподобными глинами и известняками. Его толщина составляет 190м.

Каменноугольная система - C

Выше несогласно залегают отложения каменноугольной системы в объёме нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел – C1

Нижний отдел представлен в полном объёме и сложен известняками, и глинистыми мергелями, а в верхней части глинами. Его мощность равна 112м.

Визейский ярус – C1v

Серпуховский ярус – C1s

Нижний отдел слагают визейский и серпуховский ярусы, образованные известняками с прослоями глин, общей мощностью 76 м.

Верхнекаменноугольный отдел – C2

Башкирский ярус – C2b

Московский ярус – C2m

Башкирский и московский ярусы представлены глинисто-карбонатными породами. Мощность башкирских отложений составляет 8 м (скв. 22–М.) – 14 м (скв. 8–М.), а в скв. 4-, 14–М. они отсутствуют.

Толщина московского яруса изменяется от 24 м (скв. 1–Тр) до 82 м (скв. 14–М.).

Пермская система – Р

Московские отложения несогласно перекрыты пермскими, в объёме нижнего и верхнего отделов.

Нижнепермский отдел – Р1

Верхнепермский отдел – Р2

Верхний отдел образуют уфимский, казанский и татарский ярусы.

Уфимский ярус – P2u

Уфимские отложения мощностью 275 м представлены переслаиванием глин и песчаников, известняками и мергелями.

Казанский ярус – P2kz

Казанский ярус сложен плотными и вязкими глинами, и кварцевыми песчаниками, также встречаются редкие прослои известняков и мергелей. Толщина яруса составляет 325 м.

Татарский ярус – P2t

Татарский ярус образуют терригенные породы мощностью 40 м.

Мезозойская эратема – MZ

Триасовая система – T

Отложения триаса в объёме нижнего отдела сложены чередованием глин и песчаников мощностью 118 м (скв.107) – 175 м (скв.28–М.).

Юрская система – J

Юрская система представлена терригенными образованиями мощностью 55 м.

Кайнозойская эратема – KZ

Четвертичкая система – Q

Завершают разрез суглинки, супеси и пески четвертичного возраста толщиной 65 м в скв.22–М. и 100 м в скв.4–М.

Тектоническое строение

В тектоническом отношении (рисунок 1.3) площадь работ расположена в центральной части Мичаю-Пашнинского вала, которой соответствует Илыч-Чикшинской системе разломов по фундаменту. Система разломов нашла свое отражение и в осадочном чехле. Тектонические нарушения в районе работ являются одним из основных структурно-образующих факторов.

Рисунок 1.3 – Выкопировка из тектонической карты Тимано - Печорской провинции

На площади работ выделены три зоны тектонических нарушений: западная и восточная субмеридионального простирания, и, на юго-востоке площади северо-восточного простирания.

Тектонические нарушения наблюдаемые на западе данной площади можно проследить по всем отражающим горизонтам, а нарушения на востоке и юго-востоке затухают соответственно в фаменское и франское время.

Тектонические нарушения западной части представляют собой грабенообразный прогиб. Наиболее отчетливо прогибание горизонтов прослеживается на профилях 40990-02, 40992-02, -03, -04, -05.

Амплитуда вертикального смещения по горизонтам колеблется от 12 до 85 м. В плане нарушения имеют северо-западную ориентировку. Они протягиваются в юго-восточном направлении от отчетной площади, ограничивая с запада Динью-Савиноборскую структуру.

Нарушения, вероятно, отделяют осевую часть Мичаю-Пашнинского вала от его восточного склона, характеризующегося непрерывным погружением отложений в восточном направлении.

В геофизических полях g нарушениям соответствуют интенсивные зоны градиентов, интерпретация которых позволила выделить здесь разлом глубокого заложения, отделяющий по фундаменту Мичаю-Пашнинскую зону поднятий от относительно опущенной Лемьюской ступени и являющийся, вероятно, основным структуроформирующим разломом (Кривцов К.А., 1967 г., Репин Э.М., 1986 г.).

Западная зона тектонических разломов осложнена оперяющими нарушениями северо-восточного простирания, благодаря которым образуются отдельные приподнятые блоки, как на профилях 40992-03, -10,-21.

Амплитуда вертикального смещения по горизонтам восточной зоны нарушений составляет 9-45 м (пр. 40990-05 пк 120-130).

Юго-восточная зона нарушений представлена ввиде грабенообразного прогиба, амплитуда которого равна 17-55 м (пр. 40992-12 пк 50-60).

Западная тектоническая зона образует приподнятую приразломную структурную зону, состоящую из нескольких тектонически-ограниченных складок – Среднемичаюская, Восточно-Мичаюская, Иван-Шорская, Динью-Савиноборская структуры.

Самый глубокий горизонт ОГ III2-3 (D2-3), по которому выполнены структурные построения, приурочен к границе раздела верхнедевонских и среднедевонских отложений.

Исходя из структурных построений, анализа временных разрезов и данных бурения, осадочный чехол имеет довольно сложное геологическое строение. На фоне субмоноклинального погружения слоев в восточном направлении выделена Восточно-Мичаюская структура. Она впервые выявлена, как незамкнутое осложнение типа «структурный нос» материалами с\п 8213 (Шмелевская И.И., 1983 г.). По работам сезона 1989-90 гг. (с\п 40990) структура представлена в виде приразломной складки, оконтуренной по редкой сети профилей.

Отчетными данными установлено сложное строение Восточно-Мичаюской структуры. По ОГ III2-3 она представлена трехкупольной, линейно-вытянутой, антиклинальной складкой северо-западного простирания, размеры которой составляют 9,75 1,5 км. Северный купол имеет амплитуду 55 м, центральный – 95 м, южный – 65 м. С запада Восточно-Мичаюскую структуру ограничивает грабенообразный прогиб северо-западного простирания, с юга – тектоническое нарушение, амплитудой 40 м. На севере Восточно-Мичаюская антиклинальная складка осложнена приподнятым блоком (пр. 40992-03), а на юге – опущенным блоком (пр. 40990-07, 40992-11), благодаря оперяющим нарушениям северо-восточного простирания.

К северу от Восточно-Мичаюского поднятия выявлена Среднемичаюская приразломная структура. Мы предполагаем, что она замыкается севернее отчетной площади, где ранее проводились работы с\п 40991 и выполнены структурные построения по отражающим горизонтам в пермских отложениях. Среднемичаюская структура рассматривалась в пределах Восточно-Мичаюского поднятия. По работам с\п 40992 выявлено наличие прогиба между Восточно-Мичаюской и Среднемичаюской структурами на пр. 40990-03, 40992-02, что подтверждается и отчетными работами.

В одной структурной зоне с рассмотренными выше поднятиями расположена Иван-Шорская антиклинальная структура, выявленная работами с\п 40992 (Мисюкевич Н.В., 1993 г.). С запада и юга ее обрамляют тектонические нарушения. Размеры структуры по ОГ III2-3 составляют 1,751км.

Западнее Среднемичаюской, Восточно-Мичаюской и Иван-Шорской структур находятся Южно-Лемьюская и Южно-Мичаюская структуры, которые затронуты лишь западными концами отчетных профилей.

Юго-восточнее Южно-Мичаюской структуры выявлена молоамплитудная Восточно-Трипанъельская структура. Она представлена антиклинальной складкой, размеры которой по ОГ III2-3 составляют 1,51км.

В западной прибортовой части грабена субмеридионального простирания на севере отчетной площади обособляются небольшие приразломные структуры. Южнее подобные структурные формы образуются благодаря мелким тектоническим нарушениям различного простирания, осложняющим зону грабена. Все эти небольшие структуры в опущенных относительно Восточно-Мичаюского поднятия блоках объединены нами под общим названием Центрально-Мичаюская структура и требуют дальнейшего изучения сейсморазведкой.

С ОГ IIIf1 связывается репер 6 в верхах яранского горизонта. Структурный план отражающего горизонта IIIf1, унаследован от ОГ III2-3. Размеры Восточно-Мичаюской приразломной структуры составляют 9,11,2км, в контуре изогипсы – 2260 м выделяются северный и южный купола с амплитудой соответственно 35 и 60 м.

Размеры Иван-Шорской приразломной складки составляют 1,70,9км.

Структурная карта ОГ IIId отражает поведение подошвы доманикового горизонта среднефранского подъяруса. В целом наблюдается воздымание структурного плана к северу. Севернее отчетной площади подошва доманика вскрыта скв. 2-Сев.Мичаю, 1-Сев.Мичаю на абсолютных отметках – 2140 и – 2109 м соответственно, южнее - в скв. 1-Динью-Савинобор на отметке – 2257 м. Восточно-Мичаюская и Иван-Шорская структуры занимают промежуточное гипсометрическое положение между Северо-Мичаюской и Динью-Савиноборской структурами.

На уровне доманикового горизонта затухает оперяющее нарушение на пр. 40992-03, на месте приподнятого блока образовался купол, охватывающий и соседние профили 40990-03, -04, 40992-02. Его размеры составляют 1,9 0,4 км, амплитуда – 15 м. Южнее основной структуры к другому оперяющему нарушению на пр. 40992-10 замыкается изогипсой –2180 м небольшой купол. Его размеры равны 0,5 0,9, амплитуда – 35 м. Иван-Шорская структура находится на 60 м ниже Восточно-Мичаюской.

Структурный план ОГ Ik приуроченного к кровле карбонатов кунгурского яруса значительно отличается от структурного плана нижележащих горизонтов.

Грабенообразный прогиб западной зоны нарушений на временных разрезах имеет чашеобразную форму, в связи с этим произошла перестройка структурного плана ОГ Ik. Происходит смещение экранирующих тектонических нарушений и свода Восточно-Мичаюской структуры на восток. Размеры Восточно-Мичаюской структуры значительно меньше, чем по нижележащим отложениям.

Тектоническое нарушение северо-восточного простирания разбивает Восточно-Мичаюскую структуру на две части. В контуре структуры обосабливаются два купола, причем амплитуда южного больше, чем северного и составляет 35 м. Размеры Восточно-Мичаюского поднятия по ОГ Ik (P1k) составляют 5,2 0,9 км.

Южнее располагается Иван-Шорское приразломное поднятие, представляющее собой теперь структурный нос, на севере которого выделяется небольшой куполок. Затухает нарушение, экранирующее по нижним горизонтам Иван-Шорскую антиклинальную складку на юге.

Восточное крыло Южно-Лемьюской структуры осложняет небольшое тектоническое нарушение субмеридионального простирания.

По всей площади наблюдаются небольшие бескорневые тектонические нарушения, амплитудой 10-15 м, которые не укладываются в какую-либо систему.

Продуктивный на Северо-Савиноборском, Динью-Савиноборском, Мичаюском месторождениях песчаный пласт В-3 находится ниже репера 6, с которым отождествляется ОГ IIIf1, на 18-22 м, а в скв. 4-Мич. на 30 м.

На структурном плане кровли пласта В-3 наиболее высокое гипсометрическое положение занимает Мичаюское месторождение, северо-восточная часть которого приурочена к Южно-Лемьюской структуре. ВНК Мичаюского месторождения проходит на уровне – 2160 м (Колосов В.И., 1990 г.). Восточно-Мичаюская структура замыкается изогипсой – 2280 м, приподнятый блок на уровне – 2270 м, опущенный блок на южном окончании на уровне – 2300 м.

На уровне Восточно-Мичаюской структуры, южнее находится Северо-Савиноборское месторождение с ВНК на уровне – 2270 м. Динью-Савиноборское месторождение находится еще на 100 м ниже, ВНК в скв. 1-Динью-Савинобор определен на уровне – 2373 м.

Таким образом, Восточно-Мичаюская структура, находящаяся в одной структурной зоне с Динью-Савиноборской, находится значительно выше ее и вполне может быть хорошей ловушкой для углеводородов. Экраном служит грабенообразный прогиб северо-западного простирания асимметричной формы.

Западный борт грабена проходит по малоамплитудным нарушениям сбросового характера, за исключением отдельных профилей (пр. 40992-01, -05, 40990-02). Нарушения восточного борта грабена, наиболее опущенная часть, которого находится на пр. 40990-02, 40992-03, высокоамплитудные. По ним предполагаемые проницаемые пласты контактируют с саргаевскими либо с тиманскими образованиями.

К югу амплитуда нарушения уменьшается и на уровне профиля 40992-08 грабен с юга замыкается. Таким образом, южная периклиналь Восточно-Мичаюской структуры оказывается в опущенном блоке. В данном случае пласт В-3 может контактировать по нарушению с межпластовыми глинами яранского горизонта.

Южнее в этой зоне находится Иван-Шорская приразломная структура, которая пересечена двумя меридиональными профилями 13291-09, 40992-21. Отсутствие сейсмопрофилей вкрест простирания структуры не позволяет судить о надежности выявленного работами с\п 40992 объекта.

Грабенообразный прогиб, в свою очередь, разбит тектоническими нарушениями, благодаря которым образуются изолированные приподнятые блоки в его пределах. Они названы нами как Центрально-Мичаюская структура. На профилях 40992-04,-05 в опущенном блоке нашли отражение фрагменты Восточно-Мичаюской структуры. Есть небольшая малоамплитудная структура на пересечении профилей 40992-20 и 40992-12, названная нами Восточно-Трипанъельской.

Нефтегазоносность

Площадь работ расположена в Ижма-Печорской нефтегазоносной области в пределах Мичаю-Пашнинского нефтегазоносного района.

На месторождениях Мичаю-Пашнинского района нефтеносен широкий комплекс терригенно-карбонатных отложений от среднего девона до верхней перми включительно.

Рядом с рассматриваемой площадью находятся Мичаюское и Южно-Мичаюское месторождения.

Глубоким поисково-разведочным бурением, проводившимся в 1961 – 1968 гг. на Мичаюском месторождении, скважинами №1–Ю.Лемью, 6, 7, 11, 14, 16, 18, 19, 21, 23, 24 вскрыта залежь нефти, приуроченная к песчаникам пласта В–3, залегающего в верхней части яранского горизонта франского яруса. Залежь пластовая, сводовая, частично водоплавающая. Высота залежи около 25 м, размеры 14 3.2 км.

На Мичаюском месторождении промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами, залегающими в основании казанского яруса. Впервые нефть из верхнепермских отложений на этом месторождении получена в 1982 г. из скв.582. Опробованием в ней установлена нефтеносность пластов Р2-23 и Р2–26. Залежи нефти в пласте Р2–23 приурочены к песчаникам, предположительно руслового генезиса, протягивающимся в виде нескольких полос субмеридионального простирания через всё Мичаюское месторождение. Нефтеносность установлена в скв. 582, 30, 106. Нефть лёгкая, с высоким содержанием асфальтенов и парафина. Залежи приурочены к ловушке структурно-литологического типа.

Залежи нефти в пластах Р2–24, Р2–25, Р2–26 приурочены к песчаникам, предположительно руслового генезиса, протягивающимся в виде полос через Мичаюское месторождение. Ширина полос изменяется от 200 м до 480 м, максимальная толщина пласта от 8 до 11м.

Проницаемость коллекторов составляет 43 мД и 58 мД, пористость 23% и 13,8%. Начальные запасы кат. А+В+С1 (геол./извк.) равны 12176/5923 тыс.т, категории С2 (геол./извк.) 1311/244 тыс.т. Остаточные запасы на 01.01.2000 г. по категориям А+В+С1 составляют 7048/795 тыс.т, по категории С2 1311/244 тыс.т, накопленная добыча 5128 тыс.т.

Южно-Мичаюское нефтяное месторождение расположено в 68 км к северо-западу от г. Вуктыл, в 7 км от Мичаюского месторождения. Оно открыто в 1997 г. скважиной 60 – Ю.М., в которой из интервала 602 – 614 м получен приток нефти 5 м3/сут по ПУ.

Залежь нефти пластовая, литологически экранированная приуроченная к песчаникам пласта Р2–23 казанского яруса верхней перми.

Глубина залегания кровли пласта в своде равна 602 м, проницаемость коллектора 25,4 мД пористость 23%. Плотность нефти составляет 0,843 г/см3, вязкость в пластовых условиях 13,9 мПа.с, содержание смол и асфальтенов 12.3%, парафинов 2,97%, серы 0,72%.

Начальные запасы равны остаточным запасам на 01.01.2000г. и составляют по категориям А+В+С1 742/112тыс.т., по категории С2 2254/338 тыс.т.

На Динью-Савиноборском месторождении залежь нефти в терригенных отложениях пласта В–3 яранского горизонта франского яруса верхнего девона открыта в 2001г. скважиной 1–Динью-Савинобор. В разрезе скважины было опробовано 4 объекта (таблице 1.2).

При испытании интервала 2510-2529 м (пласт В-3) получен приток (раствор, фильтрат, нефть, газ) в объёме 7,5 м3 (из них нефти – 2.5 м3).

При опробовании интервала 2501-2523 м получена нефть дебитом 36 м3\сут через штуцер диаметром 5 мм.

При испытании вышележащих пластов-коллекторов яранского и джьерского горизонтов (пласты Iа, Iб, В-4) (интервал испытания 2410-2490 м) нефтепроявлений не наблюдалось. Получен раствор в объёме 0,1 м3.

Для определения продуктивности пласта В-2 проведено испытание в интервале 2522-2549,3 м. В результате получен раствор, фильтрат, нефть, газ и пластовая вода в объёме 3,38 м3, из них за счёт негерметичности инструмента – 1,41 м3, приток из пласта – 1,97 м3.

При исследовании нижнепермских отложений (интервал испытания 1050 – 1083,5 м) также получен раствор в объёме 0,16 м3. Однако в процессе бурения по данным керна в указанном интервале были отмечены признаки нефтенасыщения. В интервале 1066,3-1073,3 песчаники разнозернистые, линзовидные. В середине интервала наблюдались выпоты нефти, 1,5 см – прослой нефтенасыщенного песчаника. В интервалах 1073,3-1080,3 м и 1080,3-1085 м также отмечены прослои песчаников с выпотами нефти и маломощные (в интервале 1080,3-1085 м, вынос керна 2,7 м) прослои песчаника полимиктового нефтенасыщенного.

Признаки нефтенасыщения по данным керна в скв. 1-Динью-Савинобор отмечены также в кровле пачки зеленецкого горизонта фаменского яруса (интервал отбора керна 1244,6-1253,8 м) и в пласте Iб джьерского горизонта франского яруса (интервал отбора керна 2464,8-2470 м).

В пласте В-2 (D3jr) песчаники с запахом УВ (интервал отбора керна 2528,7-2536 м).

Сведения о результатах опробования и нефтепроявлениях в скважинах приведены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 – Результаты опробования скважин

№ п/п

№№

скв.

Инт-л

(м)

Обоснование сейсморазведочных работ МОГТ – 3D на Восточно-Мичаюской площади

Возраст