Файл: Пояснительная записка содержит стр., рис., табл., использованных источника. Демонстрационной графики 6 листов.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 147
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
затем терригенные породы верейского горизонта, после которых снова идут карбонатные породы каширского, подольского и мячковского горизонтов московского яруса суммарной толщиной 473-517 м. В карбонатных отложениях башкирского яруса среднего карбона залежь нефти приурочена к пласту А4, залегающему под 70-ти метровой покрышкой, сложенной преимущественно глинистой толщей верейского горизонта, в средней части которой прослеживается заглинизированный песчаник (аналог пласта А2). Пласт А4 в границах нефтяной залежи Центрального купола сложен двумя пачками пористых известняков суммарной нефтенасыщенной толщиной 9,6 м, переслаивающихся с плотными и непроницаемыми разностями толщиной от 0,2 до 6,0 м. Вышележащие отложения среднего карбона (каширского, подольского и мячковского горизонтов) и верхнего карбона, не содержащие промышленных залежей нефти, сложены преимущественно карбонатными породами (известняками и доломитами), прослоями загипсованными и ангидритизированными.
В пределах Богатыревской площади нижнепермский отдел представлен карбонатными породами (известняками и доломитами с включениями гипсов и ангидритов) ассельского, сакмарского и артинского ярусов суммарной толщиной от 230 до 280 м, а также каменных солей, ангидритов и доломитов кунгурского яруса толщиной от 200 до 230 м. Верхнепермский отдел сложен сильно загипсованными глинами, алевролитами уфимского яруса, карбонатными породами калиновской свиты, ангидритами с прослоями доломитов и гипсов гидрохимической свиты, загипсованными и ангидритизироваными доломитами с прослоями глин и мергелей сосновской свиты и красноцветными песчаниками и алевролитами с прослоями мергелей и глин татарского яруса общей толщиной 518-586 м. Отложения триаса на Богатыревской площади представлены терригенными породами (конгломератами, песками и глинами) ветлужского яруса толщиной от 69 до 80 м. Юрские отложения сложены пестроцветными песчаниками батского яруса толщиной от 30 до 39 м и зеленовато-серыми глинами с прослоями алевролитов и песчаников келловейского яруса толщиной до 10 м. Четвертичные отложения представлены, в основном, сыртовыми глинами, супесями и галькой толщиной до 10 м.
Глубинное тектоническое строение района Богатыревского месторождения по отложениям девона, карбона и перми изучено по материалам сейсморазведочных работ МОГТ 1976 г. и 1980 г., глубокого поисково-разведочного (1980-84 г.г.) и эксплуатационного (1983-96г.г.) бурения, а по отложениям нижней и верхней перми - структурного бурения.
В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента Богатыревское месторождение приурочено к западной части Бузулукской впадины, в пределах которой выделяется Кулешовско-Алексеевский выступ, осложненный в осадочной толще Кулешовским структурно-тектоническим валом северо-западного простирания. По горизонтам карбона и девона к юго-востоку от Кулешовского вала прослеживается целая серия более мелких и слабо выраженных приподнятых зон, к одной из которых (Алексеевской) приурочено Богатыревское поднятие. В пределах этой зоны к западу от Богатыревского прослеживаются Алексеевское, Кулагинское, Курское и Шпильское поднятия.
Тектоническое строение Богатыревской площади по поверхности кристаллического фунамента и кровле терригенного девона известно только по материалам сейсморазведки по отражающим горизонтам «А» и «Д», так как глубокое разведочное бурение на эти горизонты не проводилось.
Богатыревское поднятие в составе двух осложняющих его куполов (Центрального и Восточного) Залежи нефти в пределах Центрального купола представлены в пластах Дл, В3, В2,В1 Б2 , О1,О2,О3,О4, А4), а также небольшие залежи в пластах В2 и В1 турнейского яруса в пределах Восточного купола. В отложениях нижней и верхней перми залежей нефти не обнаружено.
Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев
, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев. Средняя общая толщина пласта В1 в пределах Центрального купола составляет 15,2 м, на Восточном –13,8 м (скв.27п). Средняя общая эффективная толщина на Центральном куполе –7,8м, а на Восточном – 6м. Нефтенасыщенная, соответственно, 7,7 м и 6 м. Начальное положение ВНК залежи пласта В1 Центрального купола принято на абс. отметке минус 2605 м. по материалам ГИС и опробования скв.20р, где при подошве нефтенасыщенной части пласта – 2604,9 м была получена безводная нефть дебитом 16 т/сут при нижней дыре перфорации (н.д.п.) –2605,1 м. Залежь Центрального купола пластово-сводового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи 3,2 х 2,5 км, высота - 35,5 м. Коэффициент доли коллектора по залежи равен 0,51, расчлененности 5,9.
Граница залежи пласта В1 Восточного купола принята на абс. отм. –2603,5 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв.27п, в которой при перфорации интервала –2590,1-2605,1 м был получен приток нефти дебитом 16 т/сут на 4мм штуцере.
Залежь нефти пласта В1 Восточного купола пластово-сводового типа с значительной водонефтяной зоной и размерами (с учетом данных сейсморазведки по отражающему горизонту «У») -1,4х1,2 км, высотой- 13,8 м. Коэффициент доли коллектора залежи равен 0,43, расчлененности 5,0.
1.6 Коллекторские свойства пласта В1
Пласт В1 залегает в кровле кизеловского горизонта турнейского яруса и сложен известняками. Керн из пород пласта был отобран в скв. 15, 16, 17, 19, 20, 22р (Центральный участок) и скв. 27п (Восточный участок). Пласт В1 продуктивен на Центральном и Восточном участках Богатыревского купола. Нефтенасыщенный керн отбирался в скв. 15, 16, 17, 20, 22р, 27п.
Известняки светло-серые, серые, темно-серые, буровато- и коричневато-серые, органогенные (мелкофораминиферовые, водорослево-мелкоорганогенно-детритусовые) и сгустково-комковатые с обломками и отпечатками фауны (брахиопод, криноидей и др.), кристаллические (мелко- и тонкокристаллические), неравномерно перекристаллизованные в микрокристаллические, пористые и тонкопористые, участками мелкокавернозные, прослоями глинистые, плотные, крепкие. Доломитизация известняков составляет от 4,57% до 5,48%.
Известняки продуктивной части пласта буровато- и коричневато-серые, органогенные и сгустково-комковатые, пористые. Поры многочисленные, открытые, разнообразной формы, мелкие. Диаметр пор 0,1-0,2 мм, редко 0,3 мм. Поры сообщаются между собой тонкими извилистыми канальцами.
Плотная часть пласта сложена известняками серыми, темно- и коричневато-серыми, тонко- и мелкокристаллическими, глинистыми, участками со стилолитовыми швами, крепкими.По данным химического анализа породы пласта состоят в основном из кальцита, содержание CaCO3 составляет 92,0-94,0%. Сульфатизация отсутствует.
Покрышкой пласта служат темно-серые, плотные глины и алевролиты бобриковского горизонта.
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов А4, О1, О2, О3, О4, Б2, В1, В2, В3 и Дл Богатыревского месторождения оценивались по керну, комплексу промыслово-геофизических (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИ).
Исследования кернового материала проводились в лабораториях физики нефтяного пласта ЦНИЛа объединения «Куйбышевнефть» и института «Гипровостокнефть». Все виды исследований проводились в соответствии с действующими в настоящее время стандартами [4-9]. Емкостная характеристика по керну определялась по методу Преображенского. Проницаемость определялась методом фильтрации газа на образцах керна в направлении параллельном напластованию. Всего по образцам керна Богатыревского месторождения было выполнено 670 определений пористости и 584 определения проницаемости, из них 464 определения пористости и 415 определений проницаемости при привязке керна к разрезу были отнесены к эффективным нефтенасыщенным интервалам и учитывались при расчете средних значений ФЕС.
- Геолого-физические характеристики продуктивного пласта ВI Богатыроевского месторождения приведена в таблице 1.1
Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев. Средняя общая толщина пласта В1 в пределах Центрального купола составляет 15,2 м, на Восточном –13,8 м (скв.27п). Средняя общая эффективная толщина на Центральном куполе –7,8м, а на Восточном – 6м. Нефтенасыщенная, соответственно, 7,7 м и 6 м. Начальное положение ВНК залежи пласта В1 Центрального купола принято на абс. отметке минус 2605 м. по материалам ГИС и опробования скв.20р, где при подошве нефтенасыщенной части пласта – 2604,9 м была получена безводная нефть дебитом 16 т/сут при нижней дыре перфорации (н.д.п.) –2605,1 м. Залежь Центрального купола пластово-сводового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи 3,2 х 2,5 км, высота - 35,5 м. Коэффициент доли коллектора по залежи равен 0,51, расчлененности 5,9.
Граница залежи пласта В1 Восточного купола принята на абс. отм. –2603,5 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв.27п, в которой при перфорации интервала –2590,1-2605,1 м был получен приток нефти дебитом 16 т/сут на 4мм штуцере.
Залежь нефти пласта В1 Восточного купола пластово-сводового типа с значительной водонефтяной зоной и размерами (с учетом данных сейсморазведки по отражающему горизонту «У») -1,4х1,2 км, высотой- 13,8 м. Коэффициент доли коллектора залежи равен 0,43, расчлененности 5,0.
Характеристика толщин продуктивных пластов Богатыревского месторождения приведена в таблице 1.2
1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Из залежи отобраны и исследованы две глубинные и две поверхностные пробы из скважин 16 и 20.
По классификации ГКЗ пластовая нефть относится к легким – с плотностью 843,0 кг/м3, повышенной вязкости – с динамической вязкостью 6,74 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,31 МПа, газосодержание – 36,80 м3/т.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 886,0 кг/м3, газовый фактор – 32,00 м3/т, объёмный коэффициент – 1,094 (пересчетный коэффициент 0,914), динамическая вязкость разгазированной нефти – 81,40 мПа·с.
В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода – 1,06 %, углекислого газа – 0,74 %, азота 13,41 %, гелия 0,026 %, метана – 27,16 %, этана – 31,22 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,41 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,396, а теплотворная способность – 53585,0 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,80 %), смолистая (9,71 %), высокопарафиновая (6,34 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 37,0 %.
Свойства пластовой нефти Боголюбовского месторождения приведены в таблице 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Богатыревского месторождения приведена в таблице 1.6
Притоки пластовой воды в карбонатных отложениях пласта В1 были получены при опробовании ИПТ в разведочных скважинах 19, 131 на Центральном куполе, 23 на Ново-Троевской площади и колонне скважины 65 на Центральном куполе. Химический состав воды изучен в скважине 19, но для характеристики пластовых вод турнейского яруса он не используется, так как по результатам химического анализа отмечается приток в скважину посторонних вод из верхнего водоносного горизонта. В скважине 47 ЦНИЛом были проведены гидродинамические исследования в колонне, отобрана проба воды.
В пределах Богатыревской площади нижнепермский отдел представлен карбонатными породами (известняками и доломитами с включениями гипсов и ангидритов) ассельского, сакмарского и артинского ярусов суммарной толщиной от 230 до 280 м, а также каменных солей, ангидритов и доломитов кунгурского яруса толщиной от 200 до 230 м. Верхнепермский отдел сложен сильно загипсованными глинами, алевролитами уфимского яруса, карбонатными породами калиновской свиты, ангидритами с прослоями доломитов и гипсов гидрохимической свиты, загипсованными и ангидритизироваными доломитами с прослоями глин и мергелей сосновской свиты и красноцветными песчаниками и алевролитами с прослоями мергелей и глин татарского яруса общей толщиной 518-586 м. Отложения триаса на Богатыревской площади представлены терригенными породами (конгломератами, песками и глинами) ветлужского яруса толщиной от 69 до 80 м. Юрские отложения сложены пестроцветными песчаниками батского яруса толщиной от 30 до 39 м и зеленовато-серыми глинами с прослоями алевролитов и песчаников келловейского яруса толщиной до 10 м. Четвертичные отложения представлены, в основном, сыртовыми глинами, супесями и галькой толщиной до 10 м.
1.4 Тектоника
Глубинное тектоническое строение района Богатыревского месторождения по отложениям девона, карбона и перми изучено по материалам сейсморазведочных работ МОГТ 1976 г. и 1980 г., глубокого поисково-разведочного (1980-84 г.г.) и эксплуатационного (1983-96г.г.) бурения, а по отложениям нижней и верхней перми - структурного бурения.
В региональном тектоническом плане по поверхности кристаллического фундамента Богатыревское месторождение приурочено к западной части Бузулукской впадины, в пределах которой выделяется Кулешовско-Алексеевский выступ, осложненный в осадочной толще Кулешовским структурно-тектоническим валом северо-западного простирания. По горизонтам карбона и девона к юго-востоку от Кулешовского вала прослеживается целая серия более мелких и слабо выраженных приподнятых зон, к одной из которых (Алексеевской) приурочено Богатыревское поднятие. В пределах этой зоны к западу от Богатыревского прослеживаются Алексеевское, Кулагинское, Курское и Шпильское поднятия.
Тектоническое строение Богатыревской площади по поверхности кристаллического фунамента и кровле терригенного девона известно только по материалам сейсморазведки по отражающим горизонтам «А» и «Д», так как глубокое разведочное бурение на эти горизонты не проводилось.
1.5 Нефтегазоводоносность
Богатыревское поднятие в составе двух осложняющих его куполов (Центрального и Восточного) Залежи нефти в пределах Центрального купола представлены в пластах Дл, В3, В2,В1 Б2 , О1,О2,О3,О4, А4), а также небольшие залежи в пластах В2 и В1 турнейского яруса в пределах Восточного купола. В отложениях нижней и верхней перми залежей нефти не обнаружено.
Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев
, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев. Средняя общая толщина пласта В1 в пределах Центрального купола составляет 15,2 м, на Восточном –13,8 м (скв.27п). Средняя общая эффективная толщина на Центральном куполе –7,8м, а на Восточном – 6м. Нефтенасыщенная, соответственно, 7,7 м и 6 м. Начальное положение ВНК залежи пласта В1 Центрального купола принято на абс. отметке минус 2605 м. по материалам ГИС и опробования скв.20р, где при подошве нефтенасыщенной части пласта – 2604,9 м была получена безводная нефть дебитом 16 т/сут при нижней дыре перфорации (н.д.п.) –2605,1 м. Залежь Центрального купола пластово-сводового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи 3,2 х 2,5 км, высота - 35,5 м. Коэффициент доли коллектора по залежи равен 0,51, расчлененности 5,9.
Граница залежи пласта В1 Восточного купола принята на абс. отм. –2603,5 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв.27п, в которой при перфорации интервала –2590,1-2605,1 м был получен приток нефти дебитом 16 т/сут на 4мм штуцере.
Залежь нефти пласта В1 Восточного купола пластово-сводового типа с значительной водонефтяной зоной и размерами (с учетом данных сейсморазведки по отражающему горизонту «У») -1,4х1,2 км, высотой- 13,8 м. Коэффициент доли коллектора залежи равен 0,43, расчлененности 5,0.
1.6 Коллекторские свойства пласта В1
Пласт В1 залегает в кровле кизеловского горизонта турнейского яруса и сложен известняками. Керн из пород пласта был отобран в скв. 15, 16, 17, 19, 20, 22р (Центральный участок) и скв. 27п (Восточный участок). Пласт В1 продуктивен на Центральном и Восточном участках Богатыревского купола. Нефтенасыщенный керн отбирался в скв. 15, 16, 17, 20, 22р, 27п.
Известняки светло-серые, серые, темно-серые, буровато- и коричневато-серые, органогенные (мелкофораминиферовые, водорослево-мелкоорганогенно-детритусовые) и сгустково-комковатые с обломками и отпечатками фауны (брахиопод, криноидей и др.), кристаллические (мелко- и тонкокристаллические), неравномерно перекристаллизованные в микрокристаллические, пористые и тонкопористые, участками мелкокавернозные, прослоями глинистые, плотные, крепкие. Доломитизация известняков составляет от 4,57% до 5,48%.
Известняки продуктивной части пласта буровато- и коричневато-серые, органогенные и сгустково-комковатые, пористые. Поры многочисленные, открытые, разнообразной формы, мелкие. Диаметр пор 0,1-0,2 мм, редко 0,3 мм. Поры сообщаются между собой тонкими извилистыми канальцами.
Плотная часть пласта сложена известняками серыми, темно- и коричневато-серыми, тонко- и мелкокристаллическими, глинистыми, участками со стилолитовыми швами, крепкими.По данным химического анализа породы пласта состоят в основном из кальцита, содержание CaCO3 составляет 92,0-94,0%. Сульфатизация отсутствует.
Покрышкой пласта служат темно-серые, плотные глины и алевролиты бобриковского горизонта.
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов А4, О1, О2, О3, О4, Б2, В1, В2, В3 и Дл Богатыревского месторождения оценивались по керну, комплексу промыслово-геофизических (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИ).
Исследования кернового материала проводились в лабораториях физики нефтяного пласта ЦНИЛа объединения «Куйбышевнефть» и института «Гипровостокнефть». Все виды исследований проводились в соответствии с действующими в настоящее время стандартами [4-9]. Емкостная характеристика по керну определялась по методу Преображенского. Проницаемость определялась методом фильтрации газа на образцах керна в направлении параллельном напластованию. Всего по образцам керна Богатыревского месторождения было выполнено 670 определений пористости и 584 определения проницаемости, из них 464 определения пористости и 415 определений проницаемости при привязке керна к разрезу были отнесены к эффективным нефтенасыщенным интервалам и учитывались при расчете средних значений ФЕС.
- Геолого-физические характеристики продуктивного пласта ВI Богатыроевского месторождения приведена в таблице 1.1
Пласт В1 залегает на средней глубине 2720 м под 10-15-ти метровой глинистой покрышкой, залегающей в нижней части бобриковского горизонта. Кроме глин бобриковского горизонта дополнительной покрышкой служит пачка плотных и заглинизированных известняков толщиной от 2 до 10 м, залегающих в верхней части турнейского яруса. Залежи нефти приурочены к Центральному и Восточному куполам. В пределах Центрального купола продуктивный пласт слагается из 3-11 проницаемых нефтенасыщенных прослоев, прослеживаемых в толще карбонатных отложений турнейского яруса, а на Восточном – из 5-ти таких прослоев. Средняя общая толщина пласта В1 в пределах Центрального купола составляет 15,2 м, на Восточном –13,8 м (скв.27п). Средняя общая эффективная толщина на Центральном куполе –7,8м, а на Восточном – 6м. Нефтенасыщенная, соответственно, 7,7 м и 6 м. Начальное положение ВНК залежи пласта В1 Центрального купола принято на абс. отметке минус 2605 м. по материалам ГИС и опробования скв.20р, где при подошве нефтенасыщенной части пласта – 2604,9 м была получена безводная нефть дебитом 16 т/сут при нижней дыре перфорации (н.д.п.) –2605,1 м. Залежь Центрального купола пластово-сводового типа с обширной водонефтяной зоной. Размеры залежи 3,2 х 2,5 км, высота - 35,5 м. Коэффициент доли коллектора по залежи равен 0,51, расчлененности 5,9.
Граница залежи пласта В1 Восточного купола принята на абс. отм. –2603,5 м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв.27п, в которой при перфорации интервала –2590,1-2605,1 м был получен приток нефти дебитом 16 т/сут на 4мм штуцере.
Залежь нефти пласта В1 Восточного купола пластово-сводового типа с значительной водонефтяной зоной и размерами (с учетом данных сейсморазведки по отражающему горизонту «У») -1,4х1,2 км, высотой- 13,8 м. Коэффициент доли коллектора залежи равен 0,43, расчлененности 5,0.
Характеристика толщин продуктивных пластов Богатыревского месторождения приведена в таблице 1.2
1.7 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Из залежи отобраны и исследованы две глубинные и две поверхностные пробы из скважин 16 и 20.
По классификации ГКЗ пластовая нефть относится к легким – с плотностью 843,0 кг/м3, повышенной вязкости – с динамической вязкостью 6,74 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,31 МПа, газосодержание – 36,80 м3/т.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 886,0 кг/м3, газовый фактор – 32,00 м3/т, объёмный коэффициент – 1,094 (пересчетный коэффициент 0,914), динамическая вязкость разгазированной нефти – 81,40 мПа·с.
В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, сероводорода – 1,06 %, углекислого газа – 0,74 %, азота 13,41 %, гелия 0,026 %, метана – 27,16 %, этана – 31,22 %, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,41 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,396, а теплотворная способность – 53585,0 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,80 %), смолистая (9,71 %), высокопарафиновая (6,34 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 37,0 %.
Свойства пластовой нефти Боголюбовского месторождения приведены в таблице 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Богатыревского месторождения приведена в таблице 1.6
Притоки пластовой воды в карбонатных отложениях пласта В1 были получены при опробовании ИПТ в разведочных скважинах 19, 131 на Центральном куполе, 23 на Ново-Троевской площади и колонне скважины 65 на Центральном куполе. Химический состав воды изучен в скважине 19, но для характеристики пластовых вод турнейского яруса он не используется, так как по результатам химического анализа отмечается приток в скважину посторонних вод из верхнего водоносного горизонта. В скважине 47 ЦНИЛом были проведены гидродинамические исследования в колонне, отобрана проба воды.