Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 303
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
. По ГИС в 19 скважинах определены пористость и нефтенасыщенность. Пористость изменяется от 12,4 до 21,2% и в среднем по 36 определениям равна 17,5%. Нефтенасыщенность в интервале 70,0-95,0 % в среднем составила 87,2 %. По гидродинамическим исследованиям, проведенным в 3 скважинах, определена проницаемость, которая в среднем составила 0,353 мкм2 в интервале 0,079-0,826 мкм2. В расчетах пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС соответственно равные 17,0 и 87,0%. Проницаемость для пласта тиманского горизонта принята по керну и равна 0,215 мкм2.
1.6.2 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Исследования физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в ЦНИЛе Туймазинсой ГПК и в лаборатории физико-химических исследований пластовых, поверхностных нефтей и газов БашНИПИнефть. Пробы нефтей отбирались с устья скважин при работе испытателем пластов, при опробовании в колонне методами свабирования и компрессирования, при пробной глубинно-насосной эксплуатации.
Нефти пласта DIV Абдулловского месторождения обладают средней плотностью 0,869 г/см3 и вязкостью 7,1 мПа*с. Нефти ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV – легкие, газонасыщенные (при средней газонасыщенности пласта DIV 100,83 м3/т при давлении насыщения 7,9 Мпа). Вязкость сепарированной нефти не превышает 5,2 мПа*с. В компонентном составе пластовой нефти повышенное содержание метана и газовых углеводородов: этана, пропана, бутана. Более полно изучены нефти, отобранные в поверхностных условиях. Для ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV характерны наиболее легкие и менее вязкие нефти (средняя плотность равна 0,831 и 0,835 г/см3 соответственно), содержание бензиновых фракций составляет 20-30% и более.
Все газы, растворенные в нефти, имеют плотность больше единицы. Газы относятся к категории жирных, кроме метана содержат и тяжелые углеводороды. Углекислый таз присутствует во всех пробах, максимальная осредненная объемная доля 1,370%, а минимальная - 0,040%. Содержание гелия определено для ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV и имеет значения соответственно: 0,033 и 0,029% в объемных долях.
По содержанию серы нефти относятся к сернистым (осредненная массовая доля серы колеблется от 0,92% до 1,85%).
По содержанию парафина нефти, из которых были отобраны пробы, относятся к парафиновым: осредненная массовая доля изменяется от 2,10% до 5,29%.
Нефти ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV относятся к смолистым (осредненная массовая доля меньше 15%).
При определении содержания ванадия и никеля в нефти кондиционных концентраций не было установлено.
На Усень-Ивановском месторождении отобрано 4 глубинные пробы: две пробы из скв. 113ИСМ отложений бобриковского горизонта пласта СVI и две пробы из скв. 1УИВ, 41ИСМ из отложений тиманского горизонта.
По пласту тиманского горизонта параметры пластовой нефти изучались по 2 пробам из 2 скважин. Плотность нефти при пластовом давлении равна 874 кг/м3, плотность нефти при 200 С составляет 885 кг/м3. Вязкость при пластовом давлении составляет 9,0 мПа∙с. Давление насыщения составляет 8,3 МПа, газосодержание 34,2 м3/т.
По пласту тиманского горизонта плотность поверхностной нефти в среднем равна 891 кг/м3, вязкость 39,47 мПа*с. Содержание серы составляет 2,54%, парафинов 3,31%, смол селикагелевых 15,46%, асфальтенов 12,44%.
Поверхностная нефть на Усень-Ивановского месторождении тяжелая, высоковязкая, сернистая и высокосернистая.
Попутные газы Усень-Ивановского месторождения имеют плотность в среднем 1,306-1,562 кг/м3. В углеводородной части преобладает пропан, содержание которого составляет от 23,0 до 25,15%, метан 20,18-27,31%, этан 16,4-19,41%. Попутные газы тяжелые, жирные. Сероводород в газе не обнаружен.
Таблица 1 - Физико-химические свойства и фракционный состав поверхностной нефти тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения
1.6.3 Характеристика залежи
По ардатовскому горизонту пласта DIV Абдулловского месторождения выделено семь залежей.
Залежь 1 выявлена двумя скважинами 153 РТМ и 2196 на Южно-Троицком участке. При опробовании были получены притоки безводной нефти дебитами 1,9 т/сут и 3,6 м3/сут. Залежь литологически ограниченная со всех, сторон, небольших размеров, 0,9x0,3 км и высотой около 10 м.
Залежь 2 выявлена на Южно-Троицком и Суллинском участках разведочными скв. 49 КГБ, 157 РТМ, 161 РТМ, 192 РТМ, 204 РТМ и эксплуатационными скв. 1065, 1067, 1089, 1179, 1293. ВНК вскрыт скв. 1293 на абсолютной отметке -1695,3 м при опробовании (интервал перфорации -1692,3-1695,1 м) получен приток нефти дебитом 2,5 м3/сут. Кровля водонасыщенной части пласта на залежи вскрыта скв. 1297 на отметке -1695,0 м. Все остальные скважины вскрыли чисто нефтяной пласт, наиболее глубокозалегающая подошва, которого вскрыта скв. 1067 на отметке -1694,0 м. ВНК принят по всей залежи по скв. 1293 на отметке -1695,3 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, шнурковая. Длина залежи 8 км, ширина 0,5-1,2 км.
Залежь 3 выявлена скв. 205 РТМ на Южно-Троицком участке. При опробовании (интервал перфорации -1691,5-1695,5 м) получен приток безводной нефти дебитом 1,1 м3/сут. В эксплуатацию пласт не вводился. Залежь пластовая, литологически ограничена со всех сторон, размеры 1,2x1,0 км, высота 10,0 м.
Залежь 4 выявлена скв. 40 КГБ на востоке Суллинского участка. Нефтенасыщенная часть пласта вскрыта скв. 40 КГБ в интервале -1667,8-1668,8 м, водонасыщенная - на отметке -1669,1 м в скв. 1363. При в скв. 40 КГБ (интервал перфорации -1666,4-1669,0 м) получен приток безводной нефти дебитом 11,5 т/сут. ВНК принят по кровле водоносного пласта в скв. 1363 на отметке -1669,1 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, размеры 0,5x0,3 км, высота 1,3 м.
Залежь 5 выявлена на Березовском участке разведочными скв. 62 КГБ, 74 КГБ, 210 РТМ и эксплуатационными скв. 2390, 2394, 2395, 2396. В целом по залежи, ВНК изменяется: от -1699,8 м в южной части, в районе скв. 62 КГБ до отметок -1701,1 м (скв. 74 КГБ), -1702,4 м (скв. 2395). Залежь пластово-массивная, тектонически и литологически экранированная с размерами 3,2x1,5x2,0 км и высотой около 8 м.
Залежь 6 выявлена на Абдулловском и Березовском участках разведочными скважинами 108 РТМ, 182 РТМ, 214 РТМ, 220 РТМ, 229 РТМ и эксплуатационными скважинами 2191 и 2192. Наиболее вероятное положение ВНК было определено на отметке -1611,6-1612,8 м. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 3,0x1,0-1,2 км, высота около 11 м.
Залежь 7 выявлена на Рятамакском участке разведочной скважиной 51 КГБ и эксплуатационными скважинами 2276, 2278, 2280, 2283. В скв. 71 КГБ вскрыта кровля водонасыщенного пласта на отметке -1710,0 м, в скв. 51 КГБ вскрыт чисто нефтяной пласт - его подошва на отметке -1709,1 м. При опробовании интервала -1701,0-1702,0 м был получен приток безводной нефти дебитом 5,9 т/сут (в эксплуатации пласт не был). В скв. 2274 вскрыта водонасыщенная часть пласта на отметке -1707,6 м и при опробовании интервала -1707,0-1708,8 м был получен приток воды дебитом 10 м3/сут без признаков нефти. ВНК принят на отметке -1709,1 м по подошве нефтенасыщенного пласта скв. 51 КГБ. Залежь пластовая, сводовая, размеры 2,7x1,5 км, высота 17,0 м.
Всего по воробьевскому горизонту пласта DIV выделено шесть залежей, основными из которых являются залежи 1 и 2.
Залежь 1 выявлена на Южно-Троицком участке разведочными скважинами 13 СТХ, 125 РТМ, 148 РТМ, 153 РТМ, 157 РТМ, 175 РТМ, 178 РТМ, 192 РТМ и эксплуатационными скважинами 2183, 2186, 2196, 2198, 2226, 2232. Отметка кровли водоносного пласта в скв. 39 КГБ -1686,1 м. ВНК не вскрыт ни одной скважиной. Подошва пласта в нефтенасыщенной части наиболее низко вскрыта скв. 2232 (-1683,8 м). При перфорации здесь до отметки -1683,6 м получен приток безводной нефти. ВНК принят по кровле, водонасыщенного пласта на отметке -1686,1 м. Однако в северной части залежи в скв. 178 РТМ подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -1702,8 м. По всей вероятности это свидетельствует о принадлежности этой скважины к изолированному опущенному блоку и блок этот выделен в качестве самостоятельной залежи 1а. Пласт здесь перфорирован до отметки -1703,2 м и получен приток нефти дебитом 37 м /сут. Залежь пластового типа, литологически экранированная, осложненная разрывным нарушением типа сброса с амплитудой и 10 м. Размеры залежи 4,5x2-2,5 м, высота 33 м.
Залежь 2 выявлена на Суллинском и Южно-Троицком участках разведочными скважинами .17 КГБ, 63 КГБ и эксплуатационными скважинами 778, 1059, 1060, 1061, 1062, 1064, 1081, 1083,1084, 1085, 1086, 1090,1092,1093, 1179, 1290, 1292. Пласт в скв. 63 КГБ перфорирован до отметки -1688,9 м и при.1 этом получен приток нефти (24,2 т/сут) и воды (5,5 т/сут). В скв. 1059 и 1060 подошва пласта в нефтенасыщенной части вскрыта на отметках -1691,6 и -1691,5 м, а кровля водоносного через непроницаемую перемычку на отметках -1692,4 и -1693,3 м. Пласт соответственно перфорирован для отметок -1691,2 и -1691,5 м. В обеих скважинах получены притоки безводной нефти. В скв. 778 и 1064 подошва нефтенасыщенного пласта установлена на отметках -1690,0 и -1689,3 м. При перфорации до подошвы пласта в обеих скважинах получены притоки безводной нефти. Кровля пласта в водонасыщенной части установлена скв. 49 КГБ (-1691,0 м) и 1081 (-1689,9 м). ВНК залежи устанавливается в интервале отметок от -1689,9 м до -1691,6 м. Залежь пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи 3,8 х 1,0 км, высота 14,9 м.
Залежь 3 выявлена лишь одной скв, 40 КГБ на Суллинском участке. Подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта здесь на отметке -1672,8 м, а кровля водоносной части в скв. 1364 на отметке -1674,1 м. При опробовании из скв. 40 КГБ (интервал перфорации -1670,8-1672,8 м) был получен незначительный приток безводной нефти дебитом 0,72 м /сут. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта скв. 40 КГБ на отметке -1672,8 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, небольших размеров 3,7 х 0,25 км, высотой ж 2 м.
Залежь 4 выявлена скв. 25 КГБ и 217 РТМ на Южно-Троицком участке. В скв. 217 КГБ подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -1696,1 м. При опробовании (интервал перфорации -1692,7-1696,7 м) получен приток безводной нефти дебитом 9,4 т/сут. В скв. 25 КГБ подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -1696,6 м, кровля водоносной части -1697,2 м. ВНК принят на отметке -1696,6 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 1,5 х 0,8 км, высота 3,0 м.
Залежь 5 выявлена лишь одной скв. 14 ЕРМ на Рятамакском участке, в которой ВНК вскрыт на отметке -1720,9 м. Опробование не проводилось. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, размеры залежи незначительные 0,8 х 0,5 км, высота по скв. 14 ЕРМ - 4,4 м.
Залежь 6 выявлена на Рятамакском участке эксплуатационными скважинами 2278, 2283. В скв. 2278 подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -1698,3 м, а в скв. 2283 вскрыт ВНК на отметке -1708,8 м. Опробование проводилось только в скв. 2278. Испытателем пластов был опробован интервал -1689,8-1697,1 м и получено нефти 2,7 м3/сут и воды 1,1 м3/сут. Водоносная часть пласта вскрыта окружающими скважинами 51 КГБ, 71 КГБ, 2280 соответственно на отметке -1710,3; -1713,6; -1710,0 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 1,8x1,1 км, высота 14,8 м.
По пласту тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения установлено две залежи нефти.
Залежь 1 литологически ограниченная с размерами 1,5x3,6 км, высота 12,1 м. Промышленная нефтеносность установлена в 19 скважинах (2 разведочные и 17 эксплуатационных) с нефтенасыщенными толщинами от 1,2 до 7,6 м, средневзвешенная толщина по залежи составляет 3,3 м. Начальное пластовое давление, замеренное в скв. 7УИВ и 41 ИСМ, на кровлю пласта составило 19,4 МПа.
Залежь 2 установлена скв. 1УИВ с нефтенасыщенной толщиной 6,8 м, средневзвешенная толщина равна 3,9 м. Залежь структурная, пластовая с размерами 1,0x1,3 км, высота 12,1 м. ВНК принят на 3 м ниже подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютной отметке -1703,0 м.
Упруговодонапорный характер подземных вод определяет упруговодонапорный режим нефтяных залежей Абдулловского и Усень-Ивановского месторождений. Подтверждением этому выводу оказались исследования, проведенные на скважинах месторождений. Движение жидкости в пласте к забоям скважин происходит за счет напора законтурных вод и упругих свойств пластов и пластовых флюидов. Режим залежи является упруговодонапорным.
1.6.2 Физико-химическая характеристика нефти и газа
Исследования физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводились по пластовым пробам в ЦНИЛе Туймазинсой ГПК и в лаборатории физико-химических исследований пластовых, поверхностных нефтей и газов БашНИПИнефть. Пробы нефтей отбирались с устья скважин при работе испытателем пластов, при опробовании в колонне методами свабирования и компрессирования, при пробной глубинно-насосной эксплуатации.
Нефти пласта DIV Абдулловского месторождения обладают средней плотностью 0,869 г/см3 и вязкостью 7,1 мПа*с. Нефти ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV – легкие, газонасыщенные (при средней газонасыщенности пласта DIV 100,83 м3/т при давлении насыщения 7,9 Мпа). Вязкость сепарированной нефти не превышает 5,2 мПа*с. В компонентном составе пластовой нефти повышенное содержание метана и газовых углеводородов: этана, пропана, бутана. Более полно изучены нефти, отобранные в поверхностных условиях. Для ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV характерны наиболее легкие и менее вязкие нефти (средняя плотность равна 0,831 и 0,835 г/см3 соответственно), содержание бензиновых фракций составляет 20-30% и более.
Все газы, растворенные в нефти, имеют плотность больше единицы. Газы относятся к категории жирных, кроме метана содержат и тяжелые углеводороды. Углекислый таз присутствует во всех пробах, максимальная осредненная объемная доля 1,370%, а минимальная - 0,040%. Содержание гелия определено для ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV и имеет значения соответственно: 0,033 и 0,029% в объемных долях.
По содержанию серы нефти относятся к сернистым (осредненная массовая доля серы колеблется от 0,92% до 1,85%).
По содержанию парафина нефти, из которых были отобраны пробы, относятся к парафиновым: осредненная массовая доля изменяется от 2,10% до 5,29%.
Нефти ардатовского и воробьевского горизонта пласта DIV относятся к смолистым (осредненная массовая доля меньше 15%).
При определении содержания ванадия и никеля в нефти кондиционных концентраций не было установлено.
На Усень-Ивановском месторождении отобрано 4 глубинные пробы: две пробы из скв. 113ИСМ отложений бобриковского горизонта пласта СVI и две пробы из скв. 1УИВ, 41ИСМ из отложений тиманского горизонта.
По пласту тиманского горизонта параметры пластовой нефти изучались по 2 пробам из 2 скважин. Плотность нефти при пластовом давлении равна 874 кг/м3, плотность нефти при 200 С составляет 885 кг/м3. Вязкость при пластовом давлении составляет 9,0 мПа∙с. Давление насыщения составляет 8,3 МПа, газосодержание 34,2 м3/т.
По пласту тиманского горизонта плотность поверхностной нефти в среднем равна 891 кг/м3, вязкость 39,47 мПа*с. Содержание серы составляет 2,54%, парафинов 3,31%, смол селикагелевых 15,46%, асфальтенов 12,44%.
Поверхностная нефть на Усень-Ивановского месторождении тяжелая, высоковязкая, сернистая и высокосернистая.
Попутные газы Усень-Ивановского месторождения имеют плотность в среднем 1,306-1,562 кг/м3. В углеводородной части преобладает пропан, содержание которого составляет от 23,0 до 25,15%, метан 20,18-27,31%, этан 16,4-19,41%. Попутные газы тяжелые, жирные. Сероводород в газе не обнаружен.
Таблица 1 - Физико-химические свойства и фракционный состав поверхностной нефти тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения
| Наименование параметра | Количество исследованных | Диапазон изменений | Среднее значение | |
| скважин | проб | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Плотность при 20 оС, кг/м3 | 21 | 37 | 871,0-914,0 | 891,0 |
| Вязкость, мПа∙с | | | | |
| при 20 оС | 21 | 37 | 14,9-114,1 | 39,47 |
| Серы | 21 | 37 | 1,24-4,5 | 2,54 |
| смол селикагелевых | 12 | 13 | 11,2-22,11 | 15,46 |
| асфальтенов | 20 | 33 | 0,4-20,95 | 12,44 |
| парафинов | 21 | 37 | 1,0-8,11 | 3,31 |
| Воды | 21 | 34 | 0,01-17,0 | 3,08 |
| механических примесей | - | - | - | - |
| Температура плавления парафина, оС | 21 | 37 | 3,0-6,0 | 4,0 |
| Температура начала кипения, оС | 21 | 37 | 10,0-92,0 | 56,0 |
1.6.3 Характеристика залежи
По ардатовскому горизонту пласта DIV Абдулловского месторождения выделено семь залежей.
Залежь 1 выявлена двумя скважинами 153 РТМ и 2196 на Южно-Троицком участке. При опробовании были получены притоки безводной нефти дебитами 1,9 т/сут и 3,6 м3/сут. Залежь литологически ограниченная со всех, сторон, небольших размеров, 0,9x0,3 км и высотой около 10 м.
Залежь 2 выявлена на Южно-Троицком и Суллинском участках разведочными скв. 49 КГБ, 157 РТМ, 161 РТМ, 192 РТМ, 204 РТМ и эксплуатационными скв. 1065, 1067, 1089, 1179, 1293. ВНК вскрыт скв. 1293 на абсолютной отметке -1695,3 м при опробовании (интервал перфорации -1692,3-1695,1 м) получен приток нефти дебитом 2,5 м3/сут. Кровля водонасыщенной части пласта на залежи вскрыта скв. 1297 на отметке -1695,0 м. Все остальные скважины вскрыли чисто нефтяной пласт, наиболее глубокозалегающая подошва, которого вскрыта скв. 1067 на отметке -1694,0 м. ВНК принят по всей залежи по скв. 1293 на отметке -1695,3 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, шнурковая. Длина залежи 8 км, ширина 0,5-1,2 км.
Залежь 3 выявлена скв. 205 РТМ на Южно-Троицком участке. При опробовании (интервал перфорации -1691,5-1695,5 м) получен приток безводной нефти дебитом 1,1 м3/сут. В эксплуатацию пласт не вводился. Залежь пластовая, литологически ограничена со всех сторон, размеры 1,2x1,0 км, высота 10,0 м.
Залежь 4 выявлена скв. 40 КГБ на востоке Суллинского участка. Нефтенасыщенная часть пласта вскрыта скв. 40 КГБ в интервале -1667,8-1668,8 м, водонасыщенная - на отметке -1669,1 м в скв. 1363. При в скв. 40 КГБ (интервал перфорации -1666,4-1669,0 м) получен приток безводной нефти дебитом 11,5 т/сут. ВНК принят по кровле водоносного пласта в скв. 1363 на отметке -1669,1 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, размеры 0,5x0,3 км, высота 1,3 м.
Залежь 5 выявлена на Березовском участке разведочными скв. 62 КГБ, 74 КГБ, 210 РТМ и эксплуатационными скв. 2390, 2394, 2395, 2396. В целом по залежи, ВНК изменяется: от -1699,8 м в южной части, в районе скв. 62 КГБ до отметок -1701,1 м (скв. 74 КГБ), -1702,4 м (скв. 2395). Залежь пластово-массивная, тектонически и литологически экранированная с размерами 3,2x1,5x2,0 км и высотой около 8 м.
Залежь 6 выявлена на Абдулловском и Березовском участках разведочными скважинами 108 РТМ, 182 РТМ, 214 РТМ, 220 РТМ, 229 РТМ и эксплуатационными скважинами 2191 и 2192. Наиболее вероятное положение ВНК было определено на отметке -1611,6-1612,8 м. Залежь пластовая, сводовая. Размеры 3,0x1,0-1,2 км, высота около 11 м.
Залежь 7 выявлена на Рятамакском участке разведочной скважиной 51 КГБ и эксплуатационными скважинами 2276, 2278, 2280, 2283. В скв. 71 КГБ вскрыта кровля водонасыщенного пласта на отметке -1710,0 м, в скв. 51 КГБ вскрыт чисто нефтяной пласт - его подошва на отметке -1709,1 м. При опробовании интервала -1701,0-1702,0 м был получен приток безводной нефти дебитом 5,9 т/сут (в эксплуатации пласт не был). В скв. 2274 вскрыта водонасыщенная часть пласта на отметке -1707,6 м и при опробовании интервала -1707,0-1708,8 м был получен приток воды дебитом 10 м3/сут без признаков нефти. ВНК принят на отметке -1709,1 м по подошве нефтенасыщенного пласта скв. 51 КГБ. Залежь пластовая, сводовая, размеры 2,7x1,5 км, высота 17,0 м.
Всего по воробьевскому горизонту пласта DIV выделено шесть залежей, основными из которых являются залежи 1 и 2.
Залежь 1 выявлена на Южно-Троицком участке разведочными скважинами 13 СТХ, 125 РТМ, 148 РТМ, 153 РТМ, 157 РТМ, 175 РТМ, 178 РТМ, 192 РТМ и эксплуатационными скважинами 2183, 2186, 2196, 2198, 2226, 2232. Отметка кровли водоносного пласта в скв. 39 КГБ -1686,1 м. ВНК не вскрыт ни одной скважиной. Подошва пласта в нефтенасыщенной части наиболее низко вскрыта скв. 2232 (-1683,8 м). При перфорации здесь до отметки -1683,6 м получен приток безводной нефти. ВНК принят по кровле, водонасыщенного пласта на отметке -1686,1 м. Однако в северной части залежи в скв. 178 РТМ подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -1702,8 м. По всей вероятности это свидетельствует о принадлежности этой скважины к изолированному опущенному блоку и блок этот выделен в качестве самостоятельной залежи 1а. Пласт здесь перфорирован до отметки -1703,2 м и получен приток нефти дебитом 37 м /сут. Залежь пластового типа, литологически экранированная, осложненная разрывным нарушением типа сброса с амплитудой и 10 м. Размеры залежи 4,5x2-2,5 м, высота 33 м.
Залежь 2 выявлена на Суллинском и Южно-Троицком участках разведочными скважинами .17 КГБ, 63 КГБ и эксплуатационными скважинами 778, 1059, 1060, 1061, 1062, 1064, 1081, 1083,1084, 1085, 1086, 1090,1092,1093, 1179, 1290, 1292. Пласт в скв. 63 КГБ перфорирован до отметки -1688,9 м и при.1 этом получен приток нефти (24,2 т/сут) и воды (5,5 т/сут). В скв. 1059 и 1060 подошва пласта в нефтенасыщенной части вскрыта на отметках -1691,6 и -1691,5 м, а кровля водоносного через непроницаемую перемычку на отметках -1692,4 и -1693,3 м. Пласт соответственно перфорирован для отметок -1691,2 и -1691,5 м. В обеих скважинах получены притоки безводной нефти. В скв. 778 и 1064 подошва нефтенасыщенного пласта установлена на отметках -1690,0 и -1689,3 м. При перфорации до подошвы пласта в обеих скважинах получены притоки безводной нефти. Кровля пласта в водонасыщенной части установлена скв. 49 КГБ (-1691,0 м) и 1081 (-1689,9 м). ВНК залежи устанавливается в интервале отметок от -1689,9 м до -1691,6 м. Залежь пластовая, литологически экранированная. Размеры залежи 3,8 х 1,0 км, высота 14,9 м.
Залежь 3 выявлена лишь одной скв, 40 КГБ на Суллинском участке. Подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта здесь на отметке -1672,8 м, а кровля водоносной части в скв. 1364 на отметке -1674,1 м. При опробовании из скв. 40 КГБ (интервал перфорации -1670,8-1672,8 м) был получен незначительный приток безводной нефти дебитом 0,72 м /сут. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта скв. 40 КГБ на отметке -1672,8 м. Залежь пластовая, структурно-литологическая, небольших размеров 3,7 х 0,25 км, высотой ж 2 м.
Залежь 4 выявлена скв. 25 КГБ и 217 РТМ на Южно-Троицком участке. В скв. 217 КГБ подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -1696,1 м. При опробовании (интервал перфорации -1692,7-1696,7 м) получен приток безводной нефти дебитом 9,4 т/сут. В скв. 25 КГБ подошва нефтенасыщенной части пласта вскрыта на отметке -1696,6 м, кровля водоносной части -1697,2 м. ВНК принят на отметке -1696,6 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 1,5 х 0,8 км, высота 3,0 м.
Залежь 5 выявлена лишь одной скв. 14 ЕРМ на Рятамакском участке, в которой ВНК вскрыт на отметке -1720,9 м. Опробование не проводилось. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, размеры залежи незначительные 0,8 х 0,5 км, высота по скв. 14 ЕРМ - 4,4 м.
Залежь 6 выявлена на Рятамакском участке эксплуатационными скважинами 2278, 2283. В скв. 2278 подошва нефтенасыщенного пласта вскрыта на отметке -1698,3 м, а в скв. 2283 вскрыт ВНК на отметке -1708,8 м. Опробование проводилось только в скв. 2278. Испытателем пластов был опробован интервал -1689,8-1697,1 м и получено нефти 2,7 м3/сут и воды 1,1 м3/сут. Водоносная часть пласта вскрыта окружающими скважинами 51 КГБ, 71 КГБ, 2280 соответственно на отметке -1710,3; -1713,6; -1710,0 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 1,8x1,1 км, высота 14,8 м.
По пласту тиманского горизонта Усень-Ивановского месторождения установлено две залежи нефти.
Залежь 1 литологически ограниченная с размерами 1,5x3,6 км, высота 12,1 м. Промышленная нефтеносность установлена в 19 скважинах (2 разведочные и 17 эксплуатационных) с нефтенасыщенными толщинами от 1,2 до 7,6 м, средневзвешенная толщина по залежи составляет 3,3 м. Начальное пластовое давление, замеренное в скв. 7УИВ и 41 ИСМ, на кровлю пласта составило 19,4 МПа.
Залежь 2 установлена скв. 1УИВ с нефтенасыщенной толщиной 6,8 м, средневзвешенная толщина равна 3,9 м. Залежь структурная, пластовая с размерами 1,0x1,3 км, высота 12,1 м. ВНК принят на 3 м ниже подошвы нефтенасыщенного пласта на абсолютной отметке -1703,0 м.
Упруговодонапорный характер подземных вод определяет упруговодонапорный режим нефтяных залежей Абдулловского и Усень-Ивановского месторождений. Подтверждением этому выводу оказались исследования, проведенные на скважинах месторождений. Движение жидкости в пласте к забоям скважин происходит за счет напора законтурных вод и упругих свойств пластов и пластовых флюидов. Режим залежи является упруговодонапорным.