Месторождение: Моховское (ID: 38358)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтяное

Местоположение:

Местность: Степь

Стадия разработки: Доразведка

Год открытия: 2000

Источник информации: РГФ-23

Метод открытия:

Площадь: 15.33 км²

Описание

Моховское месторождение

В административном отношении Моховское месторождение нефти расположено в Октябрьском районе Пермского края, в 32 км к северо-западу от п. Октябрьский (рис.1.).

Рис. 1.Выкопировка из обзорной карты Пермского края

В тектоническом плане Моховское месторождение расположено на восточной окраине Русской платформы, в пределах северо-восточного склона Башкирского свода.

Месторождение открыто в 2000 году, введено в разработку в 2007 году поисковыми скважинами 44, 46, 64, 97.

Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в отложениях тульского (пласт Тл_2-б), бобриковского (пласты Бб1, Бб2), радаевского (пласт Мл) горизонтов, турнейского (пласт Т1) и фаменского (пласты Фм1, Фм2, Фм3) ярусов.

Впервые запасы нефти и растворенного газа месторождения (Моховское поднятие) были подсчитаны в 2000 году и поставлены на Государственный баланс полезных ископаемых в 2001 году (Протокол ЦКЗ МПР РФ № 357-2001 (м) от 26.03.2001 г).

Связь с областным центром осуществляется автотранспортом по дорогам с асфальтовым покрытием. Ближайшая железнодорожная станция Щучье Озеро располагается в 22 км юго-западнее месторождения.

Октябрьский район – это аграрно-промышленный регион. Лесной и лесостепной характер района способствовал развитию отраслей лесного комплекса. В районе имеются предприятия лесопромышленного комплекса (пос. Щучье Озеро), небольшие строительные предприятия.

Сельское хозяйство – одна из ведущих отраслей. Развиты мясомолочное животноводство, свиноводство, зерноводство, картофелеводство.

В районе размещены предприятия нефтедобывающей промышленности.

В геоморфологическом отношении район находится на восточной окраине Русской равнины и представляет всхолмленную равнину, расчлененную многочисленными реками, ручьями и оврагами с широко развитым поверхностным карстом. Абсолютные отметки рельефа колеблются от + 160 м до 275 м.

Стратиграфия

Геологический разрез Моховского месторождения изучен по материалам структурного и глубокого поисково-разведочного бурения от четвертичных до рифейских отложений. Сведения о глубине залегания и интервалах изменения толщин стратиграфических подразделений получены в результате бурения разведочных скважин 2 и 4 и поисковых скважин 44, 46, 64, 97, 103, 108. Максимально вскрытые глубины составляют 2566 м (скважина 2) и 2305 м (скважина 97).

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и продуктивных горизонтов Моховского месторождения приводится по результатам послойного изучения керна, палеонтологических определений и данных промыслово-геофизических исследований.

Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схеме Восточно-Европейской платформы от 2005 года, каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 года и девонской системы – по «Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы» от 1988 года с поправками, принятыми в 1990 году.

Протерозойская группа – PR

Рифейский комплекс - R

Рифейские отложения отличаются большим стратиграфическим диапазоном, разнородным литологическим составом и мощностью осадков, достигающей 7,3 км, частично вскрытых скважиной 2 Ишимовская (83 м калтасинских доломитов). Разрез представлен доломитами.

Вендский комплекс – V

Вендские отложения залегают несогласно на рифейских образованиях. Отложения вскрыты скважинами 97 и 2. Они представлены слоистой терригенной толщей – переслаиванием сланцеватых аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая скважиной 2 толщина составляет 218 м.

Палеозойская группа – PZ

Представлена тремя системами: девонской, каменноугольной и пермской.

Девонская система – D

Девонские отложениязалегают на породах венда со стратиграфическим несогласием. Отложения представлены средним и верхним отделами.

Средний отдел – D₂

Живетский ярус – D₂g

Живетские отложенияпредставлены преимущественно разнозернистыми кварцевыми песчаниками, с примесью мелкого гравия, неравномерно алевритистыми, прослоями до перехода в алевролиты и песчанистые аргиллиты. Толщина составляет 17м.

Верхний отдел – D₃

Франский ярус – D₃fr

Нижнефранский подъярус – D₃fr₁

Тиманский горизонт – D₃tm

Тиманские отложения представлены неравномерно переслаивающимися алевролитами, песчаниками и аргиллитами. Толщина составляет 5.9 м (скв. 2).

Среднефранский подъярус – D₃fr₂

Саргаевский – D₃s + Доманиковый – D₃dm горизонты

Саргаевские и доманиковые отложения представлены темно-серыми, прослоями почти черными известняками, тонко- и среднеслоистыми, неравномерно глинистыми, прослоями битуминозными. Толщина составляет 31 м.

Мендымский горизонт – D₃mn

Мендымские отложения представлены известняками серыми, светло-серыми, разнообразной структуры, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными. Толщина составляет 91 м.

Верхнефранский подъярус – D₃fr₃

Верхнефранские отложения представлены известняками серыми  светло-серыми, участками доломитизированными. Толщина составляет 12–318,9 м.

Фаменский ярус – D₃fm

Фаменские отложения представлены известняками детритово-комковатыми, пологослоистыми с проявлениями нефти. Толщина составляет 127,9–223 м.

Каменноугольная система – C

Отложения каменноугольной системы представлены нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел – C₁

Турнейский ярус – C₁t

Отложения турнейского яруса представлены мелководными морскими фациями. Известняками детритово-сгустковыми, комковато-водорослевыми с фораминиферами, участками кавернозно-пористыми и с извилистыми наклонными трещинами. Толщина отложений 37,0–63,0 м.

Визейский ярус – C₁v

Визейский терригенный комплекс включает отложения кожимского и окского надгоризонтов.

Кожимский надгоризонт – C₁kzh

В объеме кожимского надгоризонта выделяют радаевский (C₁rd) и бобриковский (C₁bb) горизонты. Отложения горизонтов представлены песчаниками и алевролитами разнозернистыми с линзовидными прослоями углей. Породы окрашены в серый, чаще темно-серый цвет. Отложения неравномерно пористые и нефтенасыщенные. Толщина отложений радаевского горизонта 15,4–31,6 м., бобриковского – 25,0–35,6 м.

Окский надгоризонт – C₁ok

Окский надгоризонт включает в себя тульские терригенные и тульские карбонатные отложения.

Тульский горизонт – C₁tl

Тульские терригенные отложения представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти черные, оскольчато-слюдистые, плотные, крепкие, с отпечатками флоры. Алевролиты темно-серые, среднезернистые, плотные, крепкие. Песчаники серые, кварцевые, слюдистые, пористые, крепкие. Отложения нефтенасыщенны. Толщина отложений 22,6–25,3 м.

Карбонатная часть разреза представлена известняками темно-серыми, иногда с коричневато-бурым оттенком, тонко- и мелкозернистыми, детритовыми, участками доломитизированными и глинистыми. Толщина тульских карбонатных отложений 22,0–33,0 м.

Серпуховский ярус – C₁s

Отложения серпуховского ярусасложены в верхней части разреза доломитами с подчиненными прослоями известняков, в нижней части - известняками с подчиненными прослоями доломитов. Доломиты светло-серые со слабыми желтоватыми оттенками, зернистые, прослоями сахаровидные, плотные или мелкокавернозные, крепкие. Известняки светло-серые и серые, мелкодетритовые, мелкосгустковые, плотные, участками пористые, крепкие, иногда массивные с обильной фауной брахиопод. Толщина серпуховских отложений 175,0–337,0 м.

Средний отдел – C₂

Среднекаменноугольные отложения представлены башкирским и московским ярусами.

Башкирский ярус – C₂b

Разрез башкирского яруса сложен известняками с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Известняки серые, коричневато-серые, детритовые, прослоями фораминиферовые и водорослевые с многочисленными стилолитами и зеленовато-серыми глинистыми примазками. Встречаются незначительные прослои глин, окремнелые участки с редкими включениями кремня. Участками известняки пористые и трещиноватые. Толщина башкирских отложений 59,5–82,0 м.

Московский ярус – C₂m

Московский ярус сложен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.

Верейский горизонт – C₂vr

Верейские отложения представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и известняков глинистых. Аргиллиты темно-серые, темно-зеленовато-серые, в разной степени известковистые, неравномерно слюдистые и алевритистые, тонкослоистые и тонкоплитчатые. Толщина верейских отложений 52,0–60,0 м.

Каширский горизонт – C₂ks

Каширские отложения сложены известняками с прослоями доломитов и редкими маломощными прослоями аргиллитов в нижней половине горизонта. Известняки серые, коричневато-серые, прослоями светло-серые, иногда доломитизированные и сульфатизированные с редкими стилолитами. Толщина отложений 50,0–60,0 м.

Подольский горизонт – C₂pd

Отложенияподольского горизонтапредставленыизвестняками светло-серые и серые, иногда с коричневым оттенком, участками доломитизированные, со стилолитовыми и глинистыми примазками по их поверхностям, водорослевые и детритовые. Доломиты светло-серые, иногда с коричневым оттенком, прослоями темно-серые, микро- и тонкозернистые, известковистые, сульфатизированные, пористые и трещиноватые, иногда с включениями кальцита и гипса, участками окремнелые. Толщина отложений 91,0–123,0 м.

Мячковский горизонт – C₂mc

Мячковские отложения представлены известняками и доломитами, чередующимися между собой. Известняки светло-серые и серые с коричневатым оттенком, фораминиферово-детритовые, прослоями тонко- и микрозернистые, иногда доломитизированные и сульфатизированные. Доломиты светло-серые с коричневым оттенком, известковистые, с включениями сульфатов, с прослоями аргиллитов. Толщина мячковских отложений 97,0–144,0 м.

Верхний отдел – С₃

Верхний отдел каменноугольной системы представлен доломитами с включениями гипса и известняками с включениями кремня. Толщина составляет 88,0–138,0 м.

Пермская система – P

Отложения пермской системы представлены нижним отделом.

Нижний отдел – Р₁

Нижнепермская система представлена ассельским, сакмарским, артинским, кунгурским и уфимским ярусами.

Ассельский – P₁a + Сакмарский ярусы – P₁s

Ассельско-сакмарские отложения представлены известняками серыми, желтовато-серыми, коричневато- и темно-серыми, органогенно-детритовыми, микрозернистыми, перекристаллизированными, участками сульфатизированные, слабо окремнелые, плотные. Доломиты светло-серые и желтовато-серые, прослоями известковистые, разнозернистые, сгустково-комковатые, сульфатизированные, участками окремнелые, плотные.

Толщина ассельско-сакмарских отложений составляет 104,0–311,0 м.

Артинский ярус – P₁ar

Артинские отложения представлены известняками серыми, темно-серыми, органогенно-детритовыми, разнозернистыми, слоистыми, плотными, прослоями пористыми, в различной степени окремнелыми, с одиночными маломощными прослоями доломитов известковистых, местами доломитизированные. В нижней части яруса среди известняков встречаются пропластки битуминозной глины.

Толщина составляет 234,0–312,0 м.

Кунгурский ярус – P₁k

Кунгурский ярус представлен филипповским горизонтом.

Филипповский горизонт – P₁fl

Филипповские отложения представлены доломитами с подчиненными прослоями известняков. Доломиты светло-серые, желтовато-серые, почти белые, кристаллически-зернистые и оолитовые, прослоями пелитоморфные, плотные и мелкопористые, крепкие до окремнелых. Участками доломиты обладают запахом сероводорода. Известняки желтовато-серые и светло-серые до белых, оолитовые, кристаллически-зернистые или органогенно-детритовые, плотные, участками мелкокавернозные, окремнелые.

В породах часто встречаются мелкие включения кристаллического гипса, халцедона, примазки и включения серы зеленовато-желтой и глины черной.

Толщина горизонта составляет 61,0–79,0 м.

Уфимский ярус – P₁u

Отложения уфимского яруса представлены доломитами и известняками.

Толщина уфимского яруса составляет 80–102 м.

Общая толщина нижнепермских отложений составляет 479,0–804,0 м.

Кайнозойская эратема – KZ

Четвертичная система – Q

 Четвертичные отложения на рассматриваемой территории распространены повсеместно. Представлены отложения аллювиальными суглинками, глинами, песками красно-бурой и серой окрасок, включающими гнезда и линзы галечников, состоящих из окатанной гальки и метаморфических пород. Толщина четвертичных отложений составляет 3,0–54,0м.

Тектоника

В тектоническом отношении Моховское месторождение расположено на восточной окраине Русской платформы, в пределах северо-восточного склона Башкирского свода, между Чернушинской валообразной зоной и Дороховским валом (Рис. 2.).

Рис. 2 Выкопировка из тектонической карты Пермского края

По данным сейсморазведкипоповерхности кристаллического фундамента месторождение находится на восточном склоне Осинской впадины. Фундамент перекрыт мощной толщей рифейских отложений. Поверхность рифейских карбонатов разбита разрывными нарушениями, образующими грабенообразные прогибы и горстообразные выступы субширотного и северо-западного простирания.

Размытая поверхность рифейских карбонатов перекрыта терригенными породами среднего рифея (гожанская свита) и венда, которые частично нивелировали рельеф нижнерифейских отложений. Терригенный комплекс вмещает порядка 300 м и после перерыва в осадконакоплении перекрывается девонскими терригенными породами.

По отложениям палеозойского комплекса пород изучаемая площадь расположена на восточном склоне Башкирского свода. Поверхность терригенных отложений тиманского горизонта (ОГ III) погружается в северо-восточном направлении от минус 1920 м до минус 2000 м.

СВЕДЕНИЯ О НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В тектоническом отношении Моховское месторождение расположено на восточной окраине Русской платформы, в пределах северо-восточного склона Башкирского свода (Рис. 2.).

Месторождение расположено в пределах лицензионного участка ПЕМ 12498 НР принадлежащего ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Месторождение открыто в 2000 году поисковой скважиной 97. В эксплуатацию месторождение введено в разработку в 2007 году поисковыми скважинами 44, 46, 64, 97.

Подробное описание всех проведенных работ на месторождении приведено в главе 3 настоящего отчета.

Предыдущий пересчет запасов выполнен в 2015 по результатам бурения 40 скважин и 3 боковых стволов (Протокол Роснедра № 03-18/579-пр от 01.10.2015).

Действующим проектным документом является «Дополнение к технологической схеме разработки Моховского месторождения» (2011г.), филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть», (Протокол ЦКР №5269 от 15.12.2011).

В состав месторождения входят Ишимовское, Колтаевское, Моховское и Ступинское поднятия.

Из семи нефтегазоносных комплексов, выделяемых в разрезе осадочного чехла Пермского Прикамья на Моховском месторождении промышленно нефтеносны два: визейский терригенный (пласты Тл_2-б, Бб1, Бб2, Мл) и верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласты Т1, Фм1, Фм2, Фм3) комплексы.

Для оценки нефтегазоносности вскрываемого скважинами разреза  испытателем пластов в процессе бурения были опробованы отложения подольского, каширского, верейского, тульского, бобриковского, радаевского горизонтов, окского надгоризонта, башкирского, турнейского, фаменского и франского ярусов.

Корреляция отложений проведена согласно принятой номенклатуре снизу вверх в соответствии с седиментационными циклами и последовательностью отложения слоев. Корреляция отложений продуктивных горизонтов проводилась, в основном, по кривым радиоактивного каротажа (ГК, НГК, ННК-т) с привлечением кавернометрии (ДС), с учетом исследований керна и результатов испытаний скважин.

В качестве реперов в терригенных отложениях выбирались выдержанные по площади глинистые пачки, в карбонатных отложениях реперами являются уплотненные глинистые известняки.

Геометризация пластов выполнена на основе трехмерного моделирования в программе IRAP RMS. Построение структурных карт проведено по кровле и подошве проницаемой части пластов.

Обоснование положения водонефтяных контактов (условных подсчетных уровней) проводилось по результатам интерпретации промыслово-геофизических исследований и опробования скважин, также привлекались данные об испытаниях в открытом стволе. При обосновании предпочтение отдавалось условно вертикальным скважинам. Обоснование флюидальных контактов приведено в таблице 6.2 и на графических приложениях 9-12, характеристика залежей Моховского месторождения представлена в таблице 6.1.

Следует отметить, что положение утвержденных водонефтяных контактов (УПУ) обосновывались по результатам испытаний скважин в разведочный период. В настоящей работе положение флюидальных контактов уточнялись по результатам эксплуатационного бурения на Колтаевском поднятии и проведении дополнительного анализа данных ГИС (район скважины 108, пласт Мл), который позволил понизить подсчетный уровень.

После предыдущего подсчета запасов, в 2017-2018 годы, на Колтаевском поднятии пробурено 7 эксплуатационных скважин (405, 406, 407, 408, 409, 410, 411). Всего на Моховском месторождении пробурено 47 скважин и 3 боковых ствола (скважины 2, 4 не входят в фонд месторождения, но участвуют в структурных построениях)

Настоящий пересчет запасов нефти и растворенного газа Моховского месторождения выполнен по состоянию на 01.01.2020 г.

Далее приводится характеристика залежей углеводородов, выделенных в разрезе Моховского месторождения.

Нижнепермский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.

На Моховском месторождении керн из отложений данного комплекса не отбирался, опробование не проводилось. Нефтеносность отложений данного комплекса на площади Моховского месторождения не установлена.

Каширско-гжельский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.

На Моховском месторождении при бурении скв.2, 44 из отложений каширского горизонта был отобран керн, в различной степени нефтенасыщенный: от примазок глинисто-битуминозного вещества до обильных выпотов нефти.

При испытании в процессе бурения каширского горизонта в скв.44 Колтаевского поднятия, подольского горизонта в скв.64 Ступинского поднятия притоков не получено. В процессе бурения скв. 97 Моховского поднятия произведено два совместных испытания каширских и верейских горизонтов, при первом испытании за 80 мин получено 0,07 м3 бурового раствора с пленкой нефти, при втором испытании притока не получено.

Промышленная нефтеносность отложений данного комплекса на площади Моховского месторождения не установлена.

Верейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.

На Моховском месторождении из отложений верейского горизонта в скв. 2, 4, 44 отобраны образцы известняка с примазками глинисто-битуминозного известняка, с выпотами нефти, с порами и кавернами, насыщенными нефтью.

При испытании в процессе бурения верейского горизонта в скв.44 Колтаевского поднятия притока не получили. В процессе бурения скв. 97 Моховского поднятия произведено два совместных испытания каширских и верейских горизонтов, при первом испытании за 80 мин получено 0,07 м3 бурового раствора с пленкой нефти, при втором испытании притока не получено.

Промышленная нефтеносность отложений данного комплекса на площади Моховского месторождения не установлена.

Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс

На близлежащих месторождениях промышленная нефтегазоносность комплекса не установлена.

На Моховском месторождении нефтепроявления по керну в отложениях башкирского яруса установлены только в скв.2 – отобраны образцы известняка с примазками глинисто-битуминозного вещества. В скв.46 из отложений окского надгоризонта отобран известняк со слабым запахом сероводорода на сколе.

При испытании в процессе бурения башкирского яруса в скв.44 Колтаевского поднятия, в скв.64 Ступинского поднятия и скв.97 Моховского поднятия притоков не получено.

При испытании в процессе бурения окского надгоризонта скв.108 получено 0,64 м³ смеси раствора, ФБР и газированной нефти. В скв.44 и 46 произведены совместные испытания отложений окского надгоризонта и карбонатной пачки тульского горизонта, в результате в скв.44 получен 1 м³ смеси нефти и бурового раствора, в скв.46 – 0,46 м³ смеси пластовой воды и бурового раствора.

Промышленная нефтеносность отложений данного комплекса на площади Моховского месторождения не установлена.

Визейский терригенный нефтегазоносный комплекс

Промышленная нефтеносность данного комплекса установлена на всех близлежащих месторождениях: Викторинском, Казаковском, Дозорцевском, Винниковском, Трифоновском.

Установлено, что в составе визейской терригенной толщи выделяется четыре группы седиментационных цикла: радаевский, нижнебобриковский, верхнебобриковский и тульский. На Моховском месторождении промышленно нефтеносны пласты Тл_2-б, Бб₁, Бб₂ и Мл.

Окский надгоризонт

Тульский горизонт

По результатам испытаний и промыслово-геофизических данных в отложениях тульского горизонта выделены пласты Тл_2-а и Тл_2-б.

При испытании в процессе бурения пласта Тл_2-а  в скв. 97 Моховского поднятия за 13 мин получено 0,72 м3 пластовой воды газированной. В скв.44 и 46 в процессе бурения произведены совместные испытания пластов Тл_2-а и Тл_2-б. В результате испытаний в скв.44 за 15 мин получено 3,35 м³ смеси бурового раствора, ФБР и нефти газированной, в скв.46 за 13 мин получено 2.5 м³ смеси раствора с пластовой водой и пленкой нефти. Пласт Тл_2-а по данным ГИС выделяется как водоносный.

Пласт Тл_2-б

Промышленная нефтеносность пласта Тл_2-б установлена на Колтаевском поднятии и в районе скважины 108 Колтаевского поднятия.

По данным исследования керна нефтенасыщенная часть пласта сложена переслаивающимися алевролитами и песчаниками мелкозернистыми алевритовыми, породы неравномерно доломитистые, прослоями битуминозные.

Колтаевское поднятие.

Уровень ВНК в предыдущем пересчете запасов принят на абсолютной отметке
-1347,4 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скв.205 и кровле верхнего водонасыщенного прослоя в скв.310.

Скважины 405, 406, 407, 409, 410, 411 опробованы совместно с пластом Бб2. В скв.408 при перфорации интервалов 1710-1711 (-1343,5-1344,4) м, 1714-1716,5 (-1347,1-1349,4) м получен приток нефти с водой (Qн=17,9 т/сут, Qв=2,3 м3/сут).

Уровень ВНК предлагается принять усредненным на абсолютной отметке -1348 м, на основании результатов опробования скважин 315, 408, 409, 411 с учетом данных ГИС. По данным ГИС подошва нефтенасыщенных прослоев определяется на отметках
-1345-1350,1 м.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,5 х 3,7 км, высота - 18,6 м.

Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 0,7 до 5,8 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,28 д.ед., коэффициента расчлененности – 2,6 ед.

Залежь разрабатывается с 2010 года пуском в эксплуатацию скважины 315.

Колтаевское поднятие, район скважины 108.

ВНК принят на абсолютной отметке -1338,0 м – по данным ГИС в скв. 401 граница нефть-вода зафиксирована на абс. отметке -1338,2 м, сопротивление нефтенасыщенного прослоя составляет 102,9 Ом*м, водонасыщенного – 2,0 Ом*м.

В результате перфорации в скв.401 получен приток нефти из интервала -1330,4-1333,3 м. В скв.108 по результатам опробования получен фонтанный приток нефти до отметки -1330,1 м.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,1 х 1,5 км, высота – 22,7 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 1,8 до 16,0 м, эффективная нефтенасыщенная от 1,1 до 11,4 м, коэффициент песчанистости – 0,59 д.ед., коэффициент расчлененности – 3,7 ед.

Кожимский надгоризонт

Бобриковский горизонт

По результатам испытаний и промыслово-геофизическим данным в отложениях бобриковского горизонта выделены пласты Бб1 и Бб2.

Пласт Бб1

Промышленная нефтеносность пласта Бб1 установлена на Ступинском поднятии и на Колтаевском поднятии в районе скв.108.

По данным исследования керна нефтенасыщенная часть пласта сложена песчаниками и алевролитами. Песчаники мелкозернистые, алевритистые и алевритовые, слабоглинистые. Алевролиты разнозернистые, участками с глинистым материалом, углисто-глинистыми прожилками, отмечаются карбонаты.

Ступинское поднятие.

Залежь вскрыта одной поисковой скважиной 64. Положение ВНК не меняется, принят на абс. отметке -1366,0 м по результатам опробования скв.64 с учетом данных ГИС.

В скважине 64 из интервала перфорации 1644-1647м (-1360,0-1363,0 м) получен приток нефти дебитом 26,9 т/сут на штуцере 5 мм. В скв.64 подошва нефтенасыщенного коллектора выделена по данным ГИС на абс. отметке -1365,9 м.

Залежь неполнопластовая сводовая, литологически экранированная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,8 х 1,6 км, высота 6,0 м.

Эффективная толщина в скв.64 составляет 16,7 м,  эффективная нефтенасыщенная – 5,9 м, коэффициент песчанистости равен  0,91 д.ед., коэффициент расчлененности 5,0 ед.

Залежь находится в разработке с 2007 года.

Колтаевское поднятие, район скважины 108.

В пределах контура залежи пробурено 8 скважин, в том числе 1 скважина поисково-разведочная, 7 эксплуатационных скважин. Нефтеносносность пласта установлена по данным ГИС и результатам опробования скв.402. В скважине 402 из интервала перфорации 1646-1647м (-1345,0-1346,0 м) получен приток нефти дебитом
5,26 т/сут и дебитом воды 0,5 м3/сут.

Условный подсчетный уровень принят по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя в скв. 355 на абс. отм. -1357 м. По результатам интерпретации ГИС вскрыта нефтяная зона пласта. В разведочной скв. 4 кровля водонасыщенного прослоя по данным ГИС определена на абс. отметке -1364,7 м, что не противоречит отметке УПУ.

УПУ соответствует числящемуся на государственном балансе.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, размеры в пределах уровня подсчета составляют 1,0 х 1,6 км, высота – 16,9 м.

Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 0,5 м до 2,9 м. Коэффициент песчанистости – 0,44 д. ед., коэффициент расчлененности – 1,9 ед.

Пласт Бб2

В пределах пласта Бб2 выделены три нефтяные залежи: на Колтаевском поднятии и в районах скважин 209 и 108 Колтаевского поднятия.

По данным исследования керна нефтенасыщенная часть пласта сложена песчаниками мелкозернистыми и среднезернистыми, сцементированными путем механического уплотнения, редко глиной (гидрослюда) порового типа.

Колтаевское поднятие.

В пределах контура залежи пробурено 14 эксплуатационных скважин.

С момента последнего оперативного пересчета запасов в пределах поднятия пробурено 7 эксплуатационных скважин (№№405, 406, 407, 409, 408, 410, 411), из которых 5 скважин вскрыли коллектор в нефтяной зоне пласта с эффективной нефтенасыщенной толщиной от 3,8 м (скв.407) до 1,8 м (скв.406), скважина 405 вскрыла водонефтяную зону пласта с эффективной толщиной 3,8 м, эффективной нефтенасыщенной толщиной 2,2 м, скважина 408 вскрыла зону отсутствия коллекторов. При геометризации залежи принята модель замещения пород-коллекторов. Скважины 405, 406, 407, 409, 410, 411 опробованы совместно с пластом Тл2-б.

В предыдущем подсчете запасов ВНК был обоснован на абс. отм. -1367,0 м, как среднее значение отметок подошвы нефтенасыщенных прослоев и кровли водонасыщенного прослоя по данным ГИС в скв.200, 304, 308. В скв.200 подошва нефтенасыщенного коллектора установлена на абс. отметке -1367,9 м, в скв. 304 – на абс. отметке -1367,1 м, а в скв.308 кровля водонасыщенного коллектора установлена на абс. отметке -1367,0 м. Вышеперечисленные прослои маломощные, параметры не были определены. Опробование в скважинах не проводилось.

По результатам вновь пробуренных скважин, ВНК по залежи предлагается опустить до усредненной абс. отметки -1369 м.В скв. 409 при совместном испытании с пластом Тл2-б из интервалов перфорации 1680-1682м (-1359,1-1361м), 1689-1691м
(-1367,7-1369,6 м) получен приток нефти дебитом 1,1 т/сут и воды 0,3 м3/сут по отчетным данным.

В скв. 409 подошва нефтенасыщенного прослоя выделена на абс. отм. -1369,0 м, параметры прослоя определены (УЭСп 141,8 Ом*м, Кп =21,3%, Кн=94,7 %).

Ниже приведены результаты испытаний при освоении.

В скв. 409 при испытании пласта Бб2 (23.07.17) по результатам свабирования получено 30,6 м3 воды с пленкой нефти (g=1,14 г/см3). По результатам ТМ и СТИ отмечается работа коллектора в верхнем и нижнем интервале перфорации. Внедрения нефти по данным ВГД против перфорированных интервалов не прослеживается. В отчете подрядных организаций указано, что вода техническая (g=1,14 г/см3). Скважина недоосвоена. Кроме того, отмечается негерметичность колонны.

Далее, при совместном испытании пластов Бб2+Тл2б (28.07.17) по результатам свабирования получено 40,1м3 нефть+газ+вода. По данным ТМ и СТИ отмечается работа коллекторов в интервале перфорации пласта Тл2б и верхнего интервала перфорации пласта Бб2. Против указанных интервалов отмечается внедрение нефти по данным ВГД. Работа нижнего интервала перфорации пласта Бб2 при данных условиях не прослеживается.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,4 х 2,4 км, высота 24,6 м.

Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в пределах контура нефтеносности изменяются от 0,7 до 4,6 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,12 д. ед., коэффициента расчлененности – 2,8 ед.

Колтаевское поднятие, район скважины 209.

В пределах контура залежи пробурено 4 эксплуатационные скважины.

Положение водонефтяного контакта по залежи не меняется, принят на утвержденной абс. отметке -1361,0 м по данным ГИС в скв.209.

В скв. 207 при совместном испытании с пластом Мл из интервала перфорации 1637-1639 м (-1355,6-1357,1 м) получен приток нефти дебитом 0,73 т/сут и воды дебитом 0,15 м³/сут. В скв. 209 подошва нефтенасыщенного прослоя определена на абс. отметке -1360,8 м, сопротивление прослоя составляет 23,0 Ом*м.

Залежь неполнопластовая сводовая, литологически экранированная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,9 х 1,1 км, высота 6,6 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности составляет 6,6-21,8 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,9 до 3,9 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,6 д.ед., коэффициента расчлененности - 14,5 ед.

Залежь разрабатывается с 2012 года.

Колтаевское поднятие, район скважины 108.

 Водонефтяной контакт по залежи предлагается оставить без изменений на абс. отметке -1357,0 м – по данным ГИС граница нефть-вода зафиксирована в скв.403 на абс. отметке -1356,5 м, сопротивление нефтенасыщенного прослоя составляет 228,0 Ом*м, водонасыщенного – 2,5 Ом*м. Положение ВНК подтверждают и результаты опробований скважин. При опробовании пласта скважинами 357, 403 получены дебиты нефти и воды 22 т/сут и 0,9 м3/сут, 20,4 т/сут и 1,8 м3/сут соответственно.

Залежь неполнопластовая сводовая, водоплавающая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,6 х 1,0 км, высота – 10,5 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 5,8 до 13,7 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0,6 до 10,4 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,66 д. ед., коэффициента расчлененности – 4,0 ед.

Залежь разрабатывается с 2014 года скважиной 403.

Радаевский горизонт

Отложения радаевского горизонта промышленно нефтеносны на близлежащих Викторинском, Дозорцевском, Казаковском, Солдатовском, Трифоновском месторождениях.

Пласт Мл

На Моховском месторождении в пределах пласта Мл выделяются три промышленные залежи нефти: на Колтаевском, Ишимовском поднятиях и в районе скважины 108 (Колтаевское поднятие) (Граф. 23-25).

По данным исследования керна нефтенасыщенная часть пласта на Колтаевском поднятии представлена, в основном, песчаниками мелкозернистыми алевритистыми.

На Ишимовском поднятии продуктивный пласт сложен более мелким материалом, коллекторами нефтяной части являются алевролиты крупно- и разнозернистые песчаные и песчаники мелкозернистые алевритовые с небольшим содержанием глинистого материала.

Колтаевское поднятие.

Уровень ВНК утвержден на абсолютной отметке -1387-1390 м по результатам опробования скв. 46, 203, 205, 207, 208, с учетом данных ГИС.

Опробование в новых скважинах не проводилось. Данные ГИС по новым скважинам укладываются в диапазон отметок -1387-1390 м.

Уровень ВНК по залежи предлагается принять на усредненной абсолютной отметке -1389 м с учетом данных ГИС новых скважин. В скв. 203 подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя выделенного по данным ГИС на абс. отметке -1390,0 м, сопротивление прослоя равно 140,0 Ом*м, в результате перфорации интервала -1384,6 -1388,2 м получен приток безводной нефти. В скв.315 подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя по данным ГИС зафиксирована на абс. отметке -1389,0 м (ρ_пл = 58,7 Ом*м). В скв. 207 кровля водонасыщенного прослоя выделена на абс. отметке -1390,9 м. (ρ_пл = 1,4 Ом*м), в скв.46 кровля водонасыщенного прослоя выделена на абс. отметке -1387,6 м, при опробовании из интервала перфорации -1385,9-1388,9 м получен приток нефти (Табл. 6.2).

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,5 х 4,4 км, высота - 21,8 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 2,4 до 10,4 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0,8 до 9,4 м. Среднее значение коэффициента песчанистости составляет 0,39 д.ед., коэффициента расчлененности – 4,0 ед.

Залежь разрабатывается с сентября 2007 года скважиной 44.

Колтаевское поднятие, район скважины 108.

По скважинам Колтаевского поднятия, район скв.108, при условии низкой обеспеченности запасами, проведен дополнительный анализ данных ГИС, который позволил понизить подсчетный уровень до усредненной отметки – 1380 м или – 1380 +/- 2м.

Уровень контакта предлагается принять на усредненной отметке -1380 м с учетом допускаемой погрешности определения глубин.

В результате опробования через колонну в скв.108 получен фонтанный приток нефти до отметки -1378,3 м. В скв.402 (Граф.38) прослои 1680,8-1682,2 м (-1379,4-1380,8) м, 1682,2-1683,4 м (-1380,8-1382) м по данным ГИС учтены в нефтенасыщенном объеме залежи. В ОПЗ 2015 в скв. 402 эффективные и эффективные нефтенасыщенные толщины составляли 6,3м/3,7м, в представленных материалах - 6,3м /6,3 м.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,6 х 1,5 км, высота 17,6 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности составляет 2,0-7,4 м, эффективная нефтенасыщенная изменяется от 1,9 до 7,4 м. Коэффициент песчанистости равен 0,31 д.ед., коэффициент расчлененности – 4,4 ед.

Залежь разрабатывается с октября 2013 года скважиной 216_2.

Ишимовское поднятие.

Положение ВНК по залежи не меняется и остается на абсолютной отметке
-1379,3 м. В скв.103 подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя выделена по данным ГИС на абс. отметке -1379,3 м (ρ_пл = 18,3 Ом*м), при перфорации интервала -1373,7-1376,2 м получен фонтанный приток нефти дебитом 5,3 т/сут на штуцере 3 мм.

Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,6 х 1,2 км, высота 5,4 м.

Эффективная толщина в скв.103 равна 8,8 м, эффективная нефтенасыщенная 5,4 м, коэффициент песчанистости равен 0,59 д.ед., коэффициент расчлененности – 3,0 ед.

Залежь разрабатывается с сентября 2011 года скважиной 103.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный нефтегазоносный комплекс

Турнейский ярус

Отложения турнейского яруса промышленно нефтеносны на близлежащих Викторинском, Дозорцевском, Солдатовском, Трифоновском месторождениях.

По данным промысловой геофизики в отложениях турнейского яруса выделяются пласты Т1 и Т2. Пласт Т2 в пределах Моховского месторождения водонасыщен.

Пласт Т1

На Моховском месторождении в пределах пласта Т1 выделяются три промышленные залежи нефти: на Колтаевском, Моховском поднятиях и в районе скважины 108 (Колтаевское поднятие) (Граф. 26-28).

По данным исследования керна нефтяная часть пласта на Моховском поднятии представлена известняками комковато- и сгустково-водорослевыми, с детритом и фораминиферами, известняками кавернозно-пористыми и битуминознымие, иногда с кальцитовыми и нефтяными трещинами, отмечаются сульфаты.

На Колтаевском поднятии нефтяную часть составляют известняки комковато-, сгустково-водорослевые, детритовые, детритово-комковатые, с фораминиферами.

Моховское поднятие.

В пределах залежи расположена скважина – 97. В скв. 97 из интервала перфорации -1403,6-1418,6 м получена нефть дебитом 18,4 т/сут (dшт = 5 мм). Вода на Моховском поднятии не вскрыта.

Скважина 97 является первооткрывательницей месторождения. Для залежи пласта Т1 ВНК (усл) утвержден на абс. отм. -1418 м по результатам испытания скв.97 с учетом отметки подошвы нефтенасыщенного прослоя. Водонасыщенные прослои в скважине 97 по данным ГИС не определены. На дату первого подсчета запасов такой метод определения уровня ВНК вполне обоснован. Пласт Т1 отделен от пласта Т2 локальной покрышкой, и по данным глубокого бурения на Башкирском своде залежи пластов Т1 и Т2 имеют разные уровни ВНК (Граф.5).

По результатам реализации ПТД возникла необходимость уточнения геологических запасов нефти (отбор от НИЗ составляет 104%). По состоянию на 01.01.2020 г. накопленный показатель добычи нефти (проект – 54 тыс. т, факт – 63 тыс. т) выше проектных величин на 16,6% при фактической средней обводненности продукции 5,4%. Показатель отбора нефти от утвержденных НИЗ составляет по факту 103,6%. Текущий КИН - 0,232 д.ед. при утвержденном проектном значении КИН по объекту Т1 Моховского поднятия – 0,221 д.ед.

Уровень флюидального контакта предлагается принять как условный подсчетный уровень (УПУ) на абсолютной отметке -1425 м, по данным геологического моделирования (по результатам сейсмических исследований 3D), с учетом коэффициента заполнения ловушек.

Прогноз обеспеченности запасами составляет 11 лет. Высота залежи при УПУ -1425 м составляет 21 м, что сопоставимо с высотой залежи на соседнем Колтаевском поднятии (24 м), разбуренным эксплуатационным фондом.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры составляют 0,9 х 1,1 км, высота – 21,3 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщины в скв. 97 составляют 8,4 м. Коэффициент песчанистости составляет 32 %, коэффициент расчлененности – 9,0 ед.

Залежь разрабатывается с августа 2007 года скважиной 97.

Колтаевское поднятие.

Положение водонефтяного контакта по залежи не изменилось, принят на абс. отметке -1409,0 м по результатам опробования скв.46 – из интервала -1395,9-1408,9 м
(-1396,2-1408,9 м с учетом границ проницаемых прослоев) получена нефть дебитом 3,3 т/сут.

Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,5 х 4,6 км, высота - 24,0 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 6,5 до 21,1 м, эффективная нефтенасыщенная – от 2,3 до 16,0 м.

Коэффициент песчанистости составляет 51 %, коэффициент расчлененности – 12,3 ед.

Залежь разрабатывается с апреля 2010 года скважиной 304.

Колтаевское поднятие, район скважины 108.

Водонефтяной контакт по залежи принят, как и в предыдущем подсчете, на абс. отметке -1400,0 м. В результате перфорации скв.108 из интервала -1388,3-1396,2 м получена нефть дебитом 16,2 т/сут (dшт = 5 мм). В скв.404 граница нефть-вода вскрыта на абс. отметке -1400,0 м. В скв. 355 подошва нефтенасыщенного коллектора по данным ГИС выделяется на абс. отметке -1400,0 м (ρ_пл = 19,7 Ом*м), кровля водонасыщенного коллектора на абс. отметке -1400,8 м (ρ_пл = 6,4 Ом*м).

Залежь массивная, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,7 х 1,5 км, высота – 11,6 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 7,8 до21,7 м, эффективная нефтенасыщенная – от 1,4 до 7,4 м.

Коэффициент песчанистости составляет 44 %, коэффициент расчлененности – 9,0 ед.

Залежь разрабатывается с августа 2013 года скважиной 356.

Фаменский ярус

Отложения фаменского яруса промышленно нефтеносны на близлежащих Викторинском, Габышевском, Дозорцевском и Солдатовском месторождениях.

На исследуемой площади детальной корреляцией установлены пласты Фм1, Фм2, Фм3 и Фм4. Пласт Фм4 в пределах Моховского месторождения водонасыщен.

Пласт Фм1

Промышленная нефтеносность пласта Фм1 установлена на Колтаевском поднятии  и в районе скважины 108 (Колтаевского поднятия).

По данным исследования керна коллекторы представлены известняками комковато-водорослевыми и водорослево-комковатыми с фораминиферами и детритом, с редкими кавернами, с редкими кальцитовыми и доломитовыми трещинами, с нефтью и битумом.

Колтаевское поднятие.

Уровень ВНК принят на абсолютной отметке -1490 м по результатам опробования скважины 315. При совместном опробовании пластов Фм1 и Фм2 из интервалов перфорации с абс. отм. -1457-1458,9, -1464,8-1466,7, -1480,4-1481,9, -1487,3-1490,2 м получен приток нефти с водой дебитами 13,5 т/сут и 0,7 м3/сут, соответственно.

Уровень подсчета предлагается принять как УПУ на абсолютной отметке -1490 м.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах уровня подсчета составляют
1,4 х 4,3 км, высота – 46,0 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщины в границах залежи изменяются от 3,2 до 6,9 м. Коэффициент песчанистости составляет 11 %, коэффициент расчлененности – 7,8 ед.

Колтаевское поднятие, район скважины 108. 

Условный подсчетный уровень (УПУ) принят, как и ранее, на абсолютной отметке -1482,0 м по результатам опробования через колонну скважины 108 – получена нефть до отметки -1482,1 м.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах уровня подсчета составляют
0,9 х 1,9 км, высота – 28,5 м. Эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщины в скв.108 составляют 3.4 м. Коэффициент песчанистости составляет 7 %, коэффициент расчлененности – 6,0 ед.

Пласт Фм2

Промышленная нефтеносность в отложениях пласта Фм₂ установлена на Колтаевском поднятии + район скважины 108 и Ишимовском поднятии (Граф. 32-34).

По данным исследования керна нефтяная часть пласта на Колтаевском поднятии представлена, в основном, доломитами средне-мелкозернистыми остаточно-органогенными, известковистыми, с кавернами, прослоями кавернозно-пористыми, с редкими нефтяными трещинами по наслоению. На Ишимовском поднятии  коллекторами служат известняки.

Колтаевское поднятие + район скважины 108.

Водонефтяной контакт по залежи принят на утвержденной абс. отметке -1564,0 м по результатам опробования в колонне скв. 44 – из интервала перфорации -1549,0-1563,9 м (-1548,8-1563,9 м с учетом границ проницаемых прослоев) получена нефть дебитом 3,0 т/сут.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 1,7 х 6,9 км, высота - 71,6 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности изменяется от 4,6 до 17,3 м, эффективная нефтенасыщенная – от 4,6 до 10,8 м. Коэффициент песчанистости составляет 12 %, коэффициент расчлененности – 14,0 ед.

Ишимовское поднятие.

Условный подсчетный уровень (УПУ) по залежи принят, как и ранее, на абсолютной отметке -1566,6 м по результатам испытания в открытом стволе скв.103 – из интервала -1551,6-1567,2 м (-1555,5-1566,6 м с учетом границ проницаемых прослоев) получена нефть. По данным перфорации скважин нефть получена с более высоких        абс. отметок – до -1528,1 м.

Залежь массивная, ее размеры в пределах уровня подсчета составляют 1,5 х 2,9 км, высота - 59,1 м.

Эффективная толщина в пределах контура нефтеносности составляет 18,8 м, эффективная нефтенасыщенная – 15,6 м. Коэффициент песчанистости составляет 27 %, коэффициент расчлененности – 21,0 ед.

Пласт Фм3

В отложениях фаменского яруса в пласте Фм3 промышленная нефтеносность установлена на Моховском и Колтаевском поднятиях.

По данным исследования керна нефтяную часть пласта представляют известняки комковато-водорослевые с фораминиферами; в скважинах 44, 46 отмечена слабая доломитизация, в скважине 97 – доломитизированные известняки.

Моховское поднятие.

Положениеусловного подсчетного уровня (УПУ) не изменилось, принят на абс. отметке -1624,0 м по результатам опробования в колонне скважины 97 – из интервала перфорации -1622,1-1624,1 м получена безводная нефть дебитом 5 т/сут.

Залежь массивного типа, ее размеры в пределах уровня подсчета составляют
1,1 х 1,2 км высота 51,9 м.

Эффективная толщина в скв. 97 равна 8,8 м, эффективная нефтенасыщенная 6,4 м.

Коэффициент песчанистости составляет 13 %, коэффициент расчлененности – 12,0 ед.

Колтаевское поднятие.

Водонефтяной контакт по залежи принят без изменений на абс. отметке -1590,0 м по результатам опробования скв. 46 – из интервала перфорации -1580,9-1601,8 м (-1585,9-1590,3 м с учетом границ проницаемых прослоев) получена нефть дебитом 1 т/сут.

Залежь пластовая сводовая, ее размеры в пределах контура нефтеносности составляют 0,8 х 2,4 км, высота - 38,9 м.

Эффективная толщина в границах залежи изменяется от 1,4 до 3,6 м, эффективная нефтенасыщенная от 1,4 до 3,2 м. Коэффициент песчанистости составляет 6 %, коэффициент расчлененности – 5,0 ед.

Девонский терригенный нефтегазоносный комплекс

На ближайших месторождениях, расположенных в пределах Башкирского свода, только на Габышевском открыта залежь нефти в отложениях франского яруса.

На Моховском месторождении в отложениях девонского терригенного нефтегазоносного комплекса залежи углеводородов не выявлены. Нефтепроявления по керну отмечены в скважинах 2 и 97 – от запаха нефти по свежему сколу до пятен нефти.

При испытании в процессе бурения в скв.46 была получена пленка нефти с пластовой водой, фильтратом бурового раствора и в скв.97 при двух испытаниях приток не был получен.

Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Моховского нефтяного месторождения Пермского края. Договор № 17z2810/6361 от 09.11.2017. Ефремова Е.И., Мельник Е.Е., Плотников А.В., и др. 2020

Следующее Месторождение: Таборковское