Месторождение: Им. Савостьянова (ID: 38848)

Свойства

Класс Месторождения: Крупное

Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное

Местоположение:

Местность:

Стадия разработки: Открытие

Год открытия: 2009

Источник информации: ПП_2017г.+2021г.+2022г. (актуально на 2023г.)

Метод открытия:

Площадь: 1847.45 км²

Описание

Месторождение им. Савостьянова

Согласно административно-территориальному делению Могдинский лицензионный участок расположен в пределах Катангского района Иркутской области (Рис.1). Ближайший крупный населенный пункт (районный центр) пос. Ербогачен находится в 40 км от северо-западной границы участка. В тектоническом отношении участок расположен на северо-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы в пределах наиболее перспективной для поисков углеводородов одноименной нефтегазоносной области.

Географически лицензионный участок находится в пределах листа масштаба 1:200 000 Р-49-XXV, ХХVI. Согласно лицензии ИРК 03364 НР на право пользования недрами с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья в пределах Могдинского ЛУ. Площадь участка составляет 3437,1 км².

Рис.1. Обзорная схема района работ

Литолого-стратиграфическая характеристика

В геологическом строении исследуемой территории принимают участие породы архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов. Скважинами, пробуренными на Могдинском лицензионном участке, вскрыты отложения фундамента, венда, кембрия, юры и четвертичные отложения.

Рис.2. Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения им. Савостьянова

Фундамент (AR-PR)

Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты всеми пробуренными скважинами и представлены гранитами, гранито-гнейсами, мигматитами, разуплотнёнными и сильно выветрелыми в верхней части цоколя. Практически во всех скважинах фиксируется кора выветривания толщиной 0,5-9,5 м, представленная породами от светло-серого до темно-серого цвета, сильно трещиноватыми, с включениями кварца, слюды, полевых шпатов, редко обломков гранитов. Наибольшая вскрытая толщина фундамента 41,5 м (Мгд 8). В разведочной скважине Могдинская 12 вскрытая толщина фундамента составила 9 м.

Вендская система (V)

Непская свита (Vnp)

По данным пробуренных скважин отложения непской свиты (Vnp), представленные аргиллитами и алевролитами с маломощными прослоями песчаников в базальной части, с большим перерывом в осадконакоплении залегают на эрозионной поверхности архейско-протерозойского кристаллического фундамента. Толщина её по данным скважин изменяется от 1,5 м (Мгд-8) до 13,5 м (Мгд-9). В разрезе скважин Мгд-10 и Мгд-11 отложения непской свиты отсутствуют, что связано с выступом фундамента. В скважине Могдинская 12 толщина отложений непской свиты составила 5,5 м. К кровле непской свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт М2.

Тирская свита (Vtrs)

На территории рассматриваемого лицензионного участка свита имеет сокращенный стратиграфический разрез и площадь распространения за счёт проявления предкатангского перерыва. Литологический состав ее представлен, преимущественно, доломитами с прослоями глинистых и ангидритистых доломитов, редко мергелей. В пределах месторождения им. Савостьянова толщина свиты составляет от 14 до 25 м (Мгд-12), ввиду выступа фундамента в скважине Мгд-10 тирская свита отсутствует.

Катангская свита (V ktg)

Катангская свита литологически сложена в основании доломитами, а в средней и верхней частях - глинистым доломитами, мергелями, в меньшей мере ангидритистыми доломитами. Толщина свиты относительно изменяется от 82,3 (Мгд-10) до 86 м
(Мгд-12).

Собинская свита (V sb)

Отложения собинской свиты (V sb) представлены доломитами, глинистыми и ангидритистыми доломитами. На территории Могдинского лицензионного участка распространена повсеместно, её толщина составляет 69 м (Мгд 10) -72 м (Мгд-1, Мгд-8, Мгд-248). В разрезе скважины Мгд-12 толщина отложений собинской свиты достигает 70,5 м.

Венд - кембрийская система (V-Є₁)

Тэтэрская свита (V-Є₁tt)

Тэтэрская свита (V-Є1tt) сложена, в основном, доломитами. Толщина свиты хорошо выдержана по площади и варьирует в пределах 57 м (Мгд 248) - 61 м (Двч225). В разрезе скважины Мгд-12 толщина отложений тэтэрской свиты достигает 61,3 м. По особенностям строения и составу она подразделяется на четыре части. В основании её залегает пласт доломитов, выше - пачка глинистых доломитов, ангидрито-доломитов и ангидритов толщиной 5-10 м, ещё выше - доломиты и в кровле - пачка глинистых доломитов, часто галитизированных, толщиной 3-5 м. Кровле свиты соответствует отражающий сейсмический горизонт Б.

Кембрийская система (Є)

Нижний отдел (Є₁)

Усольская свита(Є₁us)

По литологическому составу усольская свитаподразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Толщина свиты изменяется от 326 (Мгд-8) до 346 м (Мгд-248). Толщина отложений усольской свиты в скважине Мгд-12 составляет 333,4 м.

Нижняя подсвита представлена, преимущественно, доломитами в различной степени глинистыми и ангидритистыми, в верхней части подсвиты прослеживается пласт каменной соли толщиной 2-3 м. Суммарная толщина подсвиты, выдержана по площади участка и составляет 19,5-25,5 м.

Средняя подсвита соответствует регионально прослеживающемуся осинскому горизонту мощностью 46 м (Мгд-6) - 56 м (Мгд-1), представленному доломитами и известняками глинистыми, участками мелкокавернозными, трещиноватыми, слагающими и одноименный продуктивный горизонт. К ее кровле приурочен регионально выдержанный опорный отражающий сейсмический горизонт А.

Верхняя подсвита сложена, в основном, пластами каменной соли с подчиненными прослоями доломитов, глинистых доломитов, мергелей, аргиллитов. Породы ангидритизированные. Суммарная толщина отложений подсвиты в пределах участка составляет 254-274 м. Отложения подсвиты, являют собой флюидоупор высокого качества, перекрывающий осинский продуктивный горизонт.

Бельская свита (Є₁bls)

По литологическому составу свита подразделяется на две подсвиты (снизу вверх):

-      нижне-среднебельская подсвита (Є1bls1+2) сложена карбонатными породами толщиной 226 м (Мгд-10) – 240,5 м (Мгд-12) и представлена неравномерным переслаиванием доломитов, известняков и их переходных разностей с единичными прослоями каменной соли. Кровле подсвиты, соответствует отражающий сейсмический горизонт К2.

-      верхнебельская подсвита (Є1bls3) представлена переслаиванием доломитов участками глинистых до мергелей, ангидритистых, с прослоями и пластами каменной соли. Мощность подсвиты, колеблется в пределах 213 м (Мгд-248) – 234 м (Мгд-11). В разведочной скважине Мгд-12 толщина отложений составляет 217 м.

Общая толщина бельской свиты составляет 439-474 м. В скважине Мгд-12 толщина отложений бельской свиты составляет 457,5 м.

Булайская свита (Є₁bul)

Согласно залегает на нижележащих породах бельской свиты. Представлена переслаиванием известняков и доломитов буровато-серых, мелкокристаллических, органогенно-обломочных с волнисто-полосчатой текстурой, иногда ангидритизированных, в нижней части битуминозных. Подошва свиты проводится по основанию регионально выдержанного каротажного репера, характеризующегося высокими значениями естественной гамма - активности. Булайская свита характеризуется выдержанным в региональном плане карбонатным составом пород и незначительно изменяющейся толщиной. Общая толщина свиты не выдержана и изменяется в пределах месторождения им. Савостьянова от 46 до 71 м. В скважине Мгд-12 толщина отложений булайской свиты составляет 71 м.

Ангарская свита (Є₁an)

Сложена сульфатно-карбонатными породами и каменной солью. Карбонатные породы представлены доломитами, доломито-ангидритами и глинистыми доломитами, реже мергелями, аргиллитами. Доломиты серые тонко- и мелкокристаллические, неравномерно ангидритистые, массивные и слоистые. Для нижней части свиты характерно преобладание солей. Соль кристаллическая, прозрачная. Толщина свиты составляет 397 м (Мгд 9) - 532 м (Мгд 10). В разрезе скважины Мгд-12 толщина отложений ангарской свиты достигает 439 м. Подошве свиты соответствует отражающий сейсмический горизонт Н₄.

Нижний – средний отделы (Є_1-2)

Граница нижнего и среднего отделов кембрия проходит внутри литвинцевской свиты (Є1-2lit), отложения которой представлены в нижней части известняками и доломитами, в верхней части доломитами неравномерно глинистыми, ангидритистыми, с прослоями известняков, аргиллитов, мергелей. Мощность свиты составляет 109 м
(Мгд-10) - 163 м (Мгд-7). В разрезе скважины Мгд-12 толщина отложений литвинцевской свиты достигает 152 м. Кровле свиты соответствует отражающий сейсмический горизонт Н₃.

Средний отдел (Є₂) - Верхний отдел (Є₃)

Верхоленская свита (Є₂ vln)+ Илгинская свита (Є₃ ilg)

Верхоленская свита (Є2 vln) несогласно залегает на отложениях литвинцевской свиты. Для Верхоленской свиты характерно тонкое частое чередование пестроцветных и красноцветных алевролитов, аргиллитов, мергелей, песчаников известковистых, мелкозернистых, с прослоями известняков, доломитов.

Илгинская свита (Є3 ilg) согласно перекрывает верхоленскую свиту, развита спорадически. В составе свиты преобладают песчаники мелкозернистые, кварцевые, с прослоями алевролита, тонкими прослоями аргиллита. В кровельной части свиты залегают доломиты, иногда глинистые, массивные.

По геологической съемке в масштабе 1:200 000 верхоленская и илгинская свиты не расчленены. Общая толщина средне-, верхнекембрийских отложений составляет 160 (Мгд-248) - 294 м (Мгд-8), в разрезе скважины Мгд-12 толщина отложений достигает 256 м.

Юрская система (J)

Нижний отдел (J1)

Отложения нижнего отдела со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях верхнего и среднего кембрия и представлены укугутской (J1uk) и вакунайской (J1vk) свитами. В составе свит пески, песчаники в различной степени сцементированные, глины, алевролиты, аргиллиты. Суммарная толщина от 55 (Мгд-248) до 106 м (Двч-225). В разрезе скважины Могдинская 12 толщина отложений нижнего отдела достигает 75 м.

Четвертичная система (Q)

Отложения четвертичной системы представлены преимущественно аллювием (пески, супеси, суглинки, гравий). Их толщина в пределах месторождения им. Савостьянова составляет 6-15 м. В скважине Мгд-12 толщина четвертичных отложений составляет 10 м.

Интрузивные образования.

Пластовая интрузия долеритов приурочена к уровню ангарской свиты. На западе участка силл перемещается на более высокий стратиграфический уровень. Калий-аргоновым методом возраст долеритовых пород определён как позднепалеозойско-триасовый. Толщина интрузивного тела очень изменчива и составляет, в среднем, 85 м (Двч-225) -164 м (Мгд-248). В скважине Мгд-12 толщина интрузивного тела достигает 125 м. Кроме пластовых тел, вероятно существование секущих трапповых даек, подобных тем, что были обнаружены на смежной территории – Верхнечонском месторождении скв. 30.

Тектоника

Могдинский лицензионный участок расположен на северо-западном склоне Непского мегасвода – структуры первого порядка, осложняющей надпорядковую структуру – Непско-Ботуобинскую гемиантеклизу. Непско-Ботуобинская гемиантеклиза расположена в центральной части Сибирской платформы, имеет вытянутую в северо-восточном направлении форму. Глубина залегания фундамента на этой территории составляет 1,5 - 2,5 км. Непский мегасвод – наиболее крупная из осложняющих структур первого порядка. Он оконтуривается изогипсой минус 1200 м. В целом свод имеет изометричные очертания, вытягиваясь на 320 км в восточном, северо-восточном направлении при ширине около 150-180 км.

Осадочный чехол разделен на венд-кембрийский и верхнепалеозой-мезозойский структурные ярусы.

Венд-кембрийский структурный ярус на исследуемой территории имеет наибольшую площадь распространения. Его строение лучше всего изучено сейсмическими методами и глубоким бурением, поэтому тектонические карты осадочного чехла традиционно строились именно для этого структурного яруса (по кровле венда).

Верхнепалеозойско-мезозойский структурный ярус в пределах Могдинского лицензионного участка представлен отложениями пермокарбона, триаса и юры и отличаются интенсивным проявлением вулкано-магматической деятельности. Образования траппов составляют до 10 % от объема платформенного чехла.

Внедрившиеся в осадочный чехол в период триасовой активизации магматической деятельности интрузивные тела на территории участка встречены в отложениях верхней части ангарской свиты. Внедрение интрузий в различные части разреза слоистой венд-нижнекембрийской толщи изменяет сформированный до начала магматической деятельности структурный план, что нередко трудно учитывается при структурных построениях, как по данным сейсморазведки, так и бурения.

На протяжении всей истории осадконакопления имели место многочисленные перерывы разного ранга. Наиболее крупный из них – предвендский. В разрезе осадочного чехла Могдинского лицензионного участка отсутствуют отложения рифея, вскрытые на смежных с Непско-Ботуобинской антеклизой более погруженных территориях и в грабенах в пределах антеклизы. Один из таких грабенов – Верхнечонско-Талаканский прослежен в субмеридиональном направлении с юго-востока на северо-запад от Талаканского месторождения через северо-восточный контур Верхнечонского месторождения.

Ещё один крупнейший перерыв – предордовикский. В результате его проявления в разрезе отсутствуют отложения части верхнего кембрия. В последующие периоды палеозойской и мезозойской эры и до современной эпохи рассматриваемая территория представляет собой область сноса, а на современном этапе – и область выщелачивания солей из нижнекембрийских толщ.

Анализ формационного состава отложений венда и нижнего кембрия показывает, что этот интервал разреза представляет собой единый крупнейший цикл осадконакопления, который начинается трансгрессивно залегающей терригенной формацией венда. Вверх по разрезу она сменяется на глинисто-карбонатную, затем карбонатную формацию верхнего венда и нижнего кембрия. Верхняя часть сложена чередованием карбонатных и галогенно-карбонатных формаций нижнего кембрия.

Палеоструктурный план в вендское и раннепалеозойское время, в период формирования залежей нефти и газа в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы, был иным. Центральная и северо-западные части были наиболее приподнятыми в пределах антеклизы, поэтому сюда интенсивно поступали углеводороды из смежных зон нефтегазообразования. Основным источником УВ являлись мощные (до 1500 м) рифейские отложения Предпатомского прогиба. Предположительно до конца палеозоя северо-западная часть НБА была наиболее приподнятой, поэтому миграция УВ происходила в северо-западном направлении вверх по склону НБА. Зона наилучших коллекторов терригенного комплекса располагалась в приосевой части антеклизы, здесь же в направлении с юго-запада на северо-восток проходит региональная линия их выклинивания. Могдинский лицензионный участок расположен несколько северо-западнее этой полосы, т.е. за пределами сплошного площадного развития песчаников непской свиты.

В разрезе осадочного чехла Могдинского лицензионного участка выделяются следующие резервуары нефти и газа (снизу вверх): непский, тирский, даниловский, усольский. Их структурные планы, построенные по данным бурения и данным сейсморазведочных работ, представляют собой моноклиналь, равномерно погруженную в северо-западном направлении. В результате выполненных сейсморазведочных работ выделены разрывные нарушения, способные выступать в качестве тектонических экранов. Выявленные нарушения делят территорию месторождения им. Савостьянова на шесть тектонических блоков (Рис.3).

Рис.3.Схема деления на тектонические блоки Могдинского ЛУ

Нефтегазоносность

Нефтегазоносность в пределах месторождения им. Савостьянова связана с карбонатными породами венда-нижнего кембрия. Продуктивными являются следующие проницаемые горизонты: осинский (пласты Б1), усть-кутский (пласты Б3-4_, Б5), преображенский (пласт Б12) и ербогаченский (пласт Б13).

Осинский горизонт охватывает среднеусольскую (осинскую) подсвиту. Перекрывают и подстилают горизонт галогенно-карбонатные отложения верхнеусольской и нижнеусольской подсвит, выступающие в качестве флюидоупоров.

В скважине Могдинская 10 получен приток газа и воды с пленкой нефти дебитами 21,12 тыс.м³/сут и 19,8 м³/сут. В скважине Могдинская 11 получен промышленный приток газа дебитом 30 тыс. м³/сут. Ранее в пределах Могдинского лицензионного участка осинский горизонт был опробован в процессе бурения практически во всех скважинах, однако промышленного притока получено не было.

Залежь Б1 Блок III занимает практически всю площадь тектонического блока. Залежь газовая, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и магниторазведке. На севере залежь контролируется ГВК, принятым на абсолютной отметке -1249 м по подошве коллектора по ГИС в скважине Мгд-10. Площадь залежи составляет 32,7 км², длина – порядка 11,5 км, ширина – 4 км, высота залежи – 15 м, средневзвешанное по площади значение эффективной газонасыщенной толщины – 4,9 м. Промышленный приток газа получен в скважине Могдинская 10. Все запасы газа отнесены к категории С1.

Залежь Б1 Блок V занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь газовая, тектонически экранированная, на юге и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. На севере, северо-западе залежь контролируется условным ГВК, принятым на абсолютной отметке
минус 1346 м по подошве проницаемого прослоя пласта по ГИС в скважине Мгд-11. Площадь залежи составляет 70,8 км², длина – порядка 13,9 км, ширина – 8,1 км, высота залежи – 40 м, средневзвешанное по площади значение эффективной газонасыщенной толщины – 11,3 м. Промышленный приток газа получен при испытании скважины Могдинская 11. Запасы газа отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-11, на остальной территории – С2.

Усть-кутский горизонт стратиграфически соответствует тэтэрской свите, повсеместно распространенной в пределах площади работ. Усть-кутский горизонт представлен пластами доломитов: верхним (пласт Б3-4) и нижним (пласт Б5).

Пласт Б3-4 (усть-кутский Iгоризонт) залегает в верхней части тэтэрской свиты вендско-нижнекембрийского возраста. В пределах Могдинского лицензионного участка пласт Б3-4 испытан практически во всех скважинах. Промышленные притоки газа получены при испытании разведочных скважин Могдинская 10 и Могдинская 11. При испытании пласта Б3-4 в скважине Мгд-10 получен приток газа дебитом 91,12 тыс. м³/сут и конденсата 6,7 м³/сут. При испытании усть-кутского I горизонта (пласт Б3-4) в скважине Могдинская 11 получен приток газа дебитом 32,4 тыс. м³/сут.

Залежь Б3-4 Блок III занимает всю площадь тектонического блока. Залежь газоконденсатная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и магниторазведке. На севере залежь контролируется условным ГВК, принятым на абсолютной отметке минус 1335 м по подошве проницаемого прослоя по ГИС в скважине
Мгд-10. Площадь залежи составляет 52,6 км², длина – порядка 11,5 км, ширина – 6 км, высота залежи – 25 м, средневзвешенное по площади значение эффективной газонасыщенной толщины – 10,6 м. Промышленный приток газа получен в скважине Могдинская 10. Все запасы газа отнесены к категории С1.

Залежь Б3-4 Блок V занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь газоконденсатная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. На севере залежь контролируется условным ГВК, принятым на абсолютной отметке минус 1419,5 м по подошве проницаемого прослоя по ГИС в скважине Мгд-11. Площадь залежи составляет 81,7 км², длина – порядка 19,5 км, ширина – 8,6 км, высота залежи – 45 м, средневзвешенное по площади значение эффективной газонасыщенной толщины – 7,5 м. Промышленный приток газа получен при испытании скважины Могдинская 11. Запасы газа отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-11, на остальной территории – С2

Пласт Б5 (усть-кутский IIгоризонт) залегает в нижней части разреза тэтэрской свиты. Промышленный приток нефти в скв. Мгд-10 достигает 92,86 м³/сут, газа – 181,3 тыс. м³/сут. При испытании усть-кутского II горизонта (пласт Б5) в скважине Могдинская 11 получен приток газа дебитом 20,3 тыс. м³/сут.

Залежь Б5 Блок III занимает практически всю площадь тектонического блока. Залежь нефтегазоконденсатная, тектонически экранированная. По данным ГИС ГНК установлен на абсолютной отметке минус 1344 м, ВНК принят по данным ГИС на а.о. минус 1364 м по скважине Мгд-10. Площадь залежи составляет 45,0 км², длина – порядка 11,5 км, ширина – 5,5 км, высота залежи – 20 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 9,1 м, эффективной газонасыщенной толщины – 2,9 м. Промышленный приток нефти и газа получен в скважине Могдинская 10. Газовая шапка занимает 20% площади залежи.

Залежь Б5 Блок V занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь газоконденсатная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. На севере залежь контролируется ГВК, принятым на абсолютной отметке
минус 1448 м по подошве проницаемого прослоя по ГИС в скважине Мгд-11. Площадь залежи составляет 53 км², длина – порядка 13,2 км, ширина – 5,8 км, высота залежи – 40 м, средневзвешанное по площади значение эффективной газонасыщенной толщины – 4,7 м. Промышленный приток газа получен при испытании скважины Могдинская 11. Запасы газа отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-11, на остальной территории – С2.

Преображенский горизонтзалегает в основании катангской свиты венда. Перекрывающий флюидоупор преображенского горизонта, представленный средней и верхней частями катангской и полным разрезом собинской свит, имеет среднее качество. Подстилающий (тирский) характеризуется низким качеством. В пределах Могдинского лицензионного участка преображенский горизонт испытан практически во всех скважинах. Однако промышленные притки нефти и газа получены только в поисково-оценочной скважине Мгд-6 и разведочной скважине Мгд-11. При испытании преображенского горизонта в скважине Могдинская 6 получен приток нефти дебитом 9,6 м³/сут. При испытании скважины Могдинская 11 получен промышленный приток газоконденсатной смеси и нефти (Qг=83,03 тыс. м³/сут, Qн=19,5 м³/сут, Qк=2,8 м³/сут, Qв=0,4 м³/сут). В 2016 году при испытании скважины Могдинская 12 получен промышленный приток нефти дебитом 15,2 м³/сут.

Залежь Б12 Блок I занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная, на юге, юго-западе и северо-востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 2Д. ВНК принят по данным ГИС на а.о. минус 1605 м по скважине Мгд-9. Площадь залежи составляет 96,6 км², длина – порядка 13,3 км, ширина – 10,4 км, высота залежи – 60 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 11,7 м. Незначительный приток нефти получен в скважине Мгд-9 (Qн=0,31 м³/сут). На всей площади залежи запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь Б12 Блок II занимает практически всю площадь тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная. Условный ВНК принят по данным ГИС на абсолютной отметке минус 1666 м по скважине Двч-225. Площадь залежи составляет 601,8 км², длина – порядка 29,7 км, ширина – 29,4 км, высота залежи – 160 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 12,9 м. Непромышленный приток нефти получен в скважинах Двч-225 и Мгд-7. На всей площади залежи запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь Б12 Блок III занимает всю площадь тектонического блока. Залежь нефтегазоконденсатная, тектонически экранированная, ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и магниторазведке. По данным ГИС ГНК установлен на абсолютной отметке -1514 м по скважине Мгд-10. Площадь залежи составляет 52,8 км², длина – порядка 12,2 км, ширина – 5,4 км, высота залежи – 30 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 9,9 м, эффективной газонасыщенной толщины – 7,8 м. Непромышленный приток газа получен в скважине Могдинская 10 (Qг=11,92 тыс. м³/сут). На всей площади залежи запасы нефти и газа отнесены к категории С2.

Залежь Б12 Блок IV занимает практически всю площадь тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная. По данным ГИС ВНК принят на а.о.
минус 1619,5 м по подошве проницаемого прослоя пласта в скважине Мгд-11. Площадь залежи составляет 894,4 км², длина – порядка 36,7 км, ширина – 36 км, высота залежи – 130 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 10,4 м. Промышленный приток нефти получен при испытании скважины Могдинская 6. Запасы нефти отнесены к категории С1 в районе скважинsМгд-6, на остальной территории – С2.

Залежь Б12 Блок V занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь нефтегазоконденсатная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. Для залежи ГНК принят на абсолютной отметке минус 1613 м по подошве проницаемого прослоя пласта по ГИС в скважине Мгд-11. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1619,5 м. Площадь залежи составляет 78,8 км², длина – порядка 19,2 км, ширина – 7,7 км, высота залежи – 45 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 3,5 м, эффективной газонасыщенной толщины – 8,3 м. Промышленный приток нефти и газа получен при испытании скважины Могдинская 11. Запасы нефти и газа отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-11, на остальной территории – С2.

Залежь Б12 Блок VI занимает восточную части тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и МОГТ 2Д. Для залежи условный ВНК принят на абсолютной отметке минус 1643,1 м. Площадь залежи составляет 47,2 км², длина – порядка 9,5 км, ширина – 5 км, высота залежи – 35 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 3,5 м. Промышленный приток нефти и газа получен при испытании скважины Могдинская 12. Запасы нефти к категории С1 в районе скважины Мгд-12, на остальной территории – С2.

Ербогаченский горизонт развит лишь в северо-западной части Непско-Ботуобинской НГО. Продуктивность доказана на Могдинском и Северо-Могдинском лицензионных участках. В пределах Могдинского лицензионного участка ербогаченский горизонт испытан практически во всех скважинах. Промышленные притки нефти и газа получены в поисково-оценочной скважине Мгд-7 и разведочной скважине Мгд-11. При испытании ербогаченского горизонта (пласт Б13) в скважине Могдинская 7 получен приток нефти дебитом 14,6 м³/сут. Промышленный приток газа в скважине Могдинская 11 достигает 48,4 тыс. м³/сут, конденсата – 2,8 м³/сут, приток нефти составил 4,0 м³/сут. В 2016 году при испытании скважины Могдинская 12 получен промышленный приток нефти дебитом 14,9 м³/сут.

Залежь Б13 Блок II занимает южную часть тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная. Для залежи условный ВНК принят на абсолютной отметке минус 1584 м по подошве проницаемого прослоя по ГИС в скважине Мгд-7. Площадь залежи составляет 183,3 км², длина – 22,5 км, ширина – 10,9 км, высота залежи – 60 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 5,1 м. Промышленный приток нефти получен в скважине Мгд-7. Запасы нефти отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-7, на остальной территории – С2.

Залежь Б13 Блок IV занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная. Для залежи условный ВНК принят на а.о. -1584 м по подошве проницаемого прослоя по ГИС в скважине Мгд-7. Площадь залежи составляет 475,5 км², длина – 32,6 км, ширина – 19,1 км, высота залежи – 80 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 6,2 м. Незначительный приток нефти получен при испытании скважин Мгд-248 и СМгд-5. Все запасы нефти отнесены к категории С2.

Залежь Б13 Блок V занимает центральную и южную части тектонического блока. Залежь нефтегазоконденсатная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д. Для залежи ГНК принят на абсолютной отметке минус 1634 м по подошве проницаемого прослоя пласта по ГИС в скважине Мгд-11. Условный ВНК принят на абсолютной отметке -1639 м. Площадь залежи составляет 79,0 км², длина – 19,5 км, ширина – 7,8 км, высота залежи – 40 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 3,1 м, эффективной газонасыщенной толщины – 5,7 м. Запасы нефти и газа отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-11, на остальной территории – С2.

Залежь Б13 Блок VI занимает восточную части тектонического блока. Залежь нефтяная, тектонически экранированная, на юге, западе и востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ 3Д и МОГТ 2Д. Для залежи условный ВНК принят на абсолютной отметке -1660,5 м. Площадь залежи составляет 37,6 км², длина – 8,6 км, ширина – 4,3 км, высота залежи – 40 м, средневзвешанное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 3,1 м. Запасы нефти и газа отнесены к категории С1 в районе скважины Мгд-12, на остальной территории – С2.

Источник: Оперативный подсчёт запасов нефти, растворённого газа и газа газовой шапки по залежам пластов Б12 преображенского и Б13 Ербогаченского горизонтов месторождения им. Савостьянова, расположенного в Иркутской области. Договор № 2322215/1684Д от 04.02.2016 г. Котельников И.А., Красильникова Н.Б., Дадакин Н.М., и др. 2017

Следующее Месторождение: Западно-Юбилейное