Нижне-Омринское нефтегазовое месторождение
Нижне-Омринское нефтегазовое месторождение расположено в левобережной части р.Печора, в Троицко-Печорском районе Республики Коми. На месторождении и вблизи него расположены рабочие поселки Нижняя и Верхняя Омра, Бадьель. Административно-хозяйственный центр – пос. Вой-Вож расположен в 22 – 44 км от месторождения, в 110 км от г. Ухты, в 70 км от пос. Троицко-Печорск и связан с ними автомобильной дорогой Ухта – Троицко-Печорск.
Стратиграфия
Основой для стратификации разреза по поддоманиковой части разреза служат материалы опорной скв. I и разведочной скв. 227, пробуренных на основной части месторождения. По вышележащим отложениям стратификация дана с учетом корреляции с прилегающими площадями Сосоновской и Пашнинской. Сводный разрез по Кедровскому участку дан по скважине 5.
Протерозой
Породы фундамента в районе месторождения сложены метаморфическими сланцами, прорванными гранитными интрузиями, по данным керна поднятые образцы светло-серых сиенито-гранитов.
Размытая поверхность фундамента перекрывается более,чем 2000метровой толщей осадочного чехла. В строении осадочного чехла принимают участие палеозойские и четвертичные отложения.
Палеозойская группа – Pz
Ордовикская система – О.
Нижний отдел – О1.
Представлен в объеме нижней части Ижма-Омринского комплекса с угловым и стратиграфическим несогласием залегающего на породах фундамента и представлен седьельской, нибельской свитами.
Континентальная толща в объеме седьельской и нибельской свит сложена светлыми кварцевыми песчаниками в нижней части (седьельская, 140 – 150 м) и красноцветными аргиллитами, алевролитами и песчаниками в верхней части разреза (нибельская, 150 – 330 м). Общая мощность толщи в пределах месторождения 290 – 480 м и увеличивается к западу, а по скважинам, вскрывшим ее на полную мощность, составляет 290 м в скв. I и 480 м в скв. 93.
В разрезе так называемой "красноцветной" толщи условно можно выделить три пачки пород: нижнюю – глинистую, среднюю – песчано-глинистую и верхнюю – песчаную, последняя появляется в западной части месторождения. Песчано-глинистая пачка нибельских отложений в пределах месторождения сильно варьирует в мощности, изменяясь от 80 м в скв. I до 180 м в скв. 93, за счет предверхнеордовикского размыва. Толщина песчаной пачки достигает 30 м в скв. 93, а к востоку пачка размыта.
Верхний отдел – О3.
Отложения отдела с угловым и стратиграфическим перерывом залегают на нижележащих отложениях, и слагаются в объеме кыкаельской и ваньюской свит и представлена переходными от терригенных к карбонатным фациям, начиная от алевритистых красноцветных аргиллитов и мергелей (кыкаельская свита) к доломитам и мергелям с включениями и прослоями гипсов и ангидритов. Толщина отложений нарастает к востоку и составляет 190 – 210 м.
Силурийская система – S.
Нижний отдел – S1.
Отложения согласно залегают на нижележащие отложения верхнего ордовика и сложены известняками и доломитами толщиной 160 – 240 м, которая увеличивается к востоку.
Девонская система – D.
Отложения девонской системе в районе месторождения присутствуют объеме среднего и верхнего отделов.
Средний отдел – D2.
Породы среднего девона в составе эйфельского (D2 ef) и живетского (D2 gv) ярусов несогласно залегают на размытой поверхности доломитов нижнего силура.
Эйфельский ярус (D2 ef)
Представлен преимущественно терригенными образованиями койвенского (печорского), терригенно-карбонатными – бийского (сойвинского), кедровского, омринского и терригенными – колвинского горизонтов.
Базальные образования койвенского горизонта (Ш песчаный пласт) мощностью до 25 м сложены песчаниками с прослоями глин и алевролитов, чередующимися между собой. Газоносные линзовидные прослои песчаников и алевролитов отмечаются на некоторых участках месторожденияи в верхней части пласта, которая повидимому уже приурочена к низам бийского горизонта (IIб песчаный пласт).
Вверх по разрезу (в бийском горизонте) значительно увеличивается известковистость и глинистость. По литологическим признакам почти повсеместно выделяются известняковая (пласт II б) пачка, толщиной 10 –12 м.
Вышележащие отложения кедровского и омринского горизонтов сложены чередованием глинистых и карбонатных (II и IIа) пачек общей толщиной 75-100 м. Вышележащие отложения колвинского горизонта сложены пачкой песчаников отделенной от вышележащих песчаников старооскольского горизонта пачкой глин, общая толщина составляет около 30 м.
Живетский ярус – D2 gv.
Выделяется в объеме старооскольского (D2 st) надгоризонта.
Старооскольский (D2 st) надгоризонт (пласт Iв основная толща) согласно залегает на отложения эйфельского яруса и характеризуется повсеместным распространением в пределах месторождения, выклиниваясь в сторону Нибельской структуры, за счет предфранского размыва. Представлен старооскольский горизонт песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов и глин. Песчаники старооскольского, колвинского и вышележащего яранского горизонта слагают на площади месторождения так называемый продуктивный пласт Iв.
Верхний отдел – D3
Рассматривается в составе франского (D3 f) и фаменского (D3fm) ярусов. Причем, терригенные отложения мощностью 50 – 90 м залегают только в нижней половине франского яруса (пашийский, кыновский, саргаевский горизонты). Вся остальная толща верхнего девона, включая и фаменский ярус сложена преимущественно карбонатными породами мощностью 680 – 810 м.
Франский ярус – D3 f
Залегает на размытой поверхности живетского яруса и присутствует в полном объеме.
В нижнефранском подъярусе выделяются яранский, джъерский (пашийский) и тиманский (кыновский), в среднефранском – саргаевский и доманиковый горизонты; верхнефранский подъярус практически нерасчлен на горизонты.
Резко отличающийся по литологическим признакам от перекрывающих их отложений яранский, джьерский (бывший пашийский) горизонты содержит основные продуктивные пласты месторождения (Iа, Iб и верхняя часть Iв), разделенные межпластовыми перемычками и представленные двумя типами разрезов. Несколько большим распространением пользуется алевролито-глинистый тип, в товремя как песчаный отличается прихотливыми очертаниями границ своего развития. Можно отметить еще одну особенность – это частое плановое соответствие площадей (участков) распространения песчано-алевролитовых коллекторов Iа иIб пластов при более широком развитии песчаников в Iб пласте. Толщина яранского 15 – 30 м, джьерского (пашийского) горизонта от 19 до 42 м.
Тиманский и саргаевский горизонты - D3 tm+D3 sr
Отложения представлены чередованием известковистых темно-серых и зеленовато-серых глин с известняками и аргиллитами преимущественно в верхней части разреза. Мощность отложений довольно выдержана (32 – 40 м), несколько увеличиваясь (до 45 м) в юго-восточном направлении.
Доманиковый горизонт D3dm+верхнефранский подъярус D3f3
"Поддоманиковая терригенная толща" перекрывается верхнедевонским преимущественно карбонатным комплексом пород, согласно залегающем на тиманско-саргаевских отложениях. Он включает в себя толщу пород от доманикового горизонта франского яруса до фаменского яруса включительно. На территории Тимано-Печорской провинции установлено широкое развитие рифовых фаций, что является отличительной особенностью и Нижне-Омринского месторождения, на площади которого в верхнедевонском комплексе карбонатных пород выявлены довольно протяженные зоны увеличенных их мощностей. Существование этих зон объясняется рифовой их природой. В случае Кедровского участка начало роста рифогенных образований датируется уже доманиковым временем, конец – верхнефранским. Рифогенные образования сложены массивными неслоистыми карбонатными породами. Осевая зона рифогенных отложений проходит вдоль скважин 16-26-5-20-10, где их общая толщина составляет 300-376 м. На склоновых участках рифов начиная с доманиковых отложений происходит постепенный фациальный переход франских отложений к депрессионным фациям, сложенных преимущественно темноокрашенными сильно битуминозными известняками, переслаивающимися с черными горючими сланцами и аргиллитами, толщина которых сокращается в предрифовой зоне до 34-38 м (скв. 14, 18 и 8).
Фаменский ярус – D3fm
Повсеместно представлен нижним, средним и верхним подъярусами. Отложения в разрезе месторождения по причине крайне слабой охарактеризованности каменным материалом выделяются условно по литологическим признакам по корреляции с соседними площадями (Сосновской, Пашнинской).
Нижнефаменский подярус - D3 fm1
Представлен задонским и елецким горизонтами, граница между которыми проводится с достаточной долей условности. Задонский горизонт в надрифовой зоне аналогичными отложениями, что и пласты Ф1-Ф4 елецкого горизонта толщиной до 70 м, а в предрифовой зоне (скв.14, 18) сложен типично депрессионными отложениями толщиной до 20 м. В переходных клиноформенных разрезах тощина может достигать 250 м (скв. 2, 23).
Елецкий горизонт сложен проницаемыми известняками кристаллическими пористыми, прослоями обломочно-кавернозные (пласты Ф1 , Ф2 , Ф3 , Ф4). Межпластовые пачки - представлены глинистыми известняками, мергелями с отдельными прослоями глин. Пласты по каратажу лучше прослеживаются в предрифовой зоне верхнефранских отложений. Толщина отложений в рифогенной зоне 120-150 м, в предрифовой зоне до 390 м (скв. 14), за счет разрастания глинисто-мергелистой толщи заполнения.
Среднефаменский подъярус - D3fm2
Отложения сложены в основном массивными пористыми доломитами с редкими прослоями глин и с включений сульфатов, в средней части отмечается чередование доломитизированных мергелей и глин с маломощными прослоями известняков и доломитов; с включением сульфатов. Толщина отложений составляет от 70 до 100 м.
Верхнефаменский подъярус - D3fm3
Верхнефаменский подъярус представлен на площади Кедровского участка в объеме нюмылгского и зеленецкого горизонтов, вышележащие отложения турнейского горизонта размыты. Толщина терригенной толщи нюмылгского горизонта непостоянна, составляя 15-48 м. Максимальные ее значения, по-видимому, характеризуют межрифовые зоны по верхнефранским отложениям, где они играют компенсирующую роль в пределах впадин. Отложения сложены глинами, алевролитами с прослоями глинистых известняков. Вышележащие отложения зеленецкого горизонта сложены пористыми доломитизированными известняками с включениями, прожилками и прослоями сульфатов толщиной примерно 30-40 м.
Каменноугольная система – С
Отложения каменноугольной системы, представленнойнижним и средним отделами, общей мощностью 250 – 300 м.
Нижний отдел – C 1
В составе нижнего карбона месторождения выделяются отложения визейского (C1v) и серпуховского (С1s) ярусов.
Визейский ярус - C1v
Ярус присутствует на площади преимущественно в карбонатной фации с маломощной пачкой терригенных пород внизу, представленной пёстроцветными глинами и алевролитами толщиной 20 м. Карбонаты сложены известняками доломитизированными и доломитами, участками органогенными, толщиной около 110 м.
Серпуховский ярус - C1s
Сложен доломитами с гнёздами и прожилками ангидрита и гипса с прослоями глин тёмно-серых, общая толщина около 30 м.
Средний отдел – C 2
Среднекаменноугольные отложения, общей мощностью 110 – 150 м, согласно залегают на нижнекаменноугольных. Представлены они преимущественно карбонатными породами башкирского (C 2 b) и московского(C 2 m) ярусов.
Башкирский ярус - C 2 b
Нижняя граница башкирского яруса довольно условна и проводится по литологическим признакам в подошве доломитовых песчаников, выше переходящих в доломиты и доломитизированные известняки. Мощность яруса непостоянна, в среднем составляет около 20 м.
Московский ярус - C 2 m
Отложения московского яруса известны на Кедровском участке не в полном объеме, так как верхний подъярус выходит под поверхность четвертичных отложений. Представлены известняками органогенно-обломочными, с гнёздами белого и розового гипса, в нижнем отделе с прослоями глин зеленовато-серых и тёмно-серых, общей мощностью 85 – 130 м.
Четвертичная система – Q.Четвертичные отложения перекрывает размытую поверхность пород среднего карбона. Мощность их непостоянна и в среднем составляет 25 – 30 м. Это плотные суглинки и супеси с галькой и мелкими валунами.
Тектоника
Нижне-Омринское месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке, осложняющей Омра-Сойвинский структурный выступ (полусвод), который по Ижемскому флексуро-сбросу амплитудой до 100 м причленяется с востока к Тиманской гряде (антеклизе).
С запада Нижне-Омринская структура граничит с Верхне-Омринским структурным поднятием, на севере, востоке и юго-востоке контуры структуры совпадают с таковыми Омра-Сойвинского выступа. Сам выступ разбит многочисленными разломами на ряд блоков, дифференцированные подвижки которых нашли отражение в осадочном чехле в виде разрывных нарушеннй различных ориентиров и времени проявления.
В целом же Нижне-Омрииская структура – довольно крупное и пологое асимметричное поднятие не имеющее общей замыкающей изогипсы, осложненное по терригенному девону структурными формами типа куполов, флексур, террас, мульд и т.п. Сочленения его с Верхне-Омринской структурой на фоне постепенного подъема девонских слоев в западном направлении происходит через неглубокие прогибы, положение которых вследствие слабой разбуренности этих участков несколько условно. Северо- и юго-восточные крылья более крутые, чем западные, достигая 1 – 2°. Сама структура, и осложняющие ее локальные поднятия при общей изометричности формы несколько вытянуты в северо-западном направлении, достигая в длину около 25 – 30 км при ширине (по короткой оси) – 15 – 20 км.
Сопоставляемые структурные поверхности верхнего (терригенного) и среднего девона, несмотря перерыв в осадконакоплении в конце среднедевонского времени, обнаруживают существенное сходство, свидетельствующее об унаследованности развития, разнясь лишь в деталях.
Наиболее же существенная особенность заключается в коренной перестройке структурного плана в конце позднего девона, когда получили широкое развитие рифовые фации, характерные для верхнефранско-фаменского карбонатного комплекса. Сопоставление структурных поверхностей подошвы и кровли комплекса указывает на их несоответствие, что исключает возможность подготовки структур структурным бурением.
Характерной особенностью Омра-Сойвинского района и Нижне-Омринской структуры, в частности, является также их сильная дизъюнктивная нарушенность, оказывая существенное влияние на характер распространения нефтегазоносности в продуктивных пластах месторождения.
Приподнятая, относительно пологая часть структуры по средне- и верхнедевонским терригенным отложениям расколота дизъюнктивными нарушениями амплитудой от 10 – 15 до 40 м на ряд блоков и осложнена небольшими по размерам и амплитуде структурными формами, к которым зачастую приурочены самостоятельные залежи нефти и газа. Существование нарушений документально подтверждается зафиксированным по некоторым скважинам выпадением части разреза и по совокупности геолого-промысловых данных. Так же определено и направление падения нарушений, однако, углы их неустановлены. Вероятнее всего они крутые, близкие к вертикальным. Что касается возраста нарушений, то, являясь следствием блоковой тектоники фундамента, они проявлялись в различное время, в периоды активизации тектонической деятельности, как в раннее (палеозойское), так и молодое (мезозойское), более позднее время, на что указывает общее субширотное (близкое к альпийской складчатости) простирание Омра-Сойвинского выступа.
К сожалению, недостаток материала не позволяет четко классифицировать выделенные нарушения по возрасту. В то же время, можно с уверенностью определить их сбросовый характер.
Всего на площади месторождения зафиксировано около тридцати взаимнопересекающихся иарушений. Большинство изних имеет субмеридианальную или северо-западную ориентировку, остальные северо-восточную, в плане разделяя площадь месторождения на соответствующее количество самостоятельных блоков.
Кедровский участок Нижнеомринской структуры по кровле отложений джьерского горизонта (пласт 1а) приурочен к одноименному терассовидному выполаживанию слоев расположенному в северо-восточной части структуры. Наиболее приподнятая часть его расположена в районе скважин 6, 19 и 279 на отметках от минус 710-720 м, с юга и северо-запада которое отделяется от основной структуры прогибами приуроченными, соотвественно, в районе скважин 3, 267, 268 и 20, 248, 249, где отложения погружаются до отметок от минус 750 до 790 м (граф. приложение 11).
Кроме того Кедровская терасса, имеющая размеры по полузамкнутой изогипсе минус 760 м 4 x 2 км, осложнена системой нарушений сбросового типа субмеридианального простирания, которые имеют амплитуды от 10 до 25 м.
Нарушения F1 и F2 западного падения, в северо-западной части участка установлены южнее на XIX3 и XIX4 полях Нижнеомринского месторождения, в основном по промысловым данным, отделяя разбуренные залежи в пласте 1а с различными ВНК. Сброс F2 амплитудой 10 м подсекается скважиной 8 на глубине 972 м, где выбита нижняя часть пласта 1а и межпластовая перемычка между пластом 1а и 1б.
Сбросовые нарушения F3, F4 и F5 играют основную экранирующую роль при формировании ловушек УВ на Кедровском участке. Сбросы F3 и F4 имеют встречное падение и ограничивают грабенообразный прогиб (блок I-Кд) на террасе, амплитуда первого 20-25 м, второго 15-20 м. Сброс F3 подсекается на севере скважиной 20, где на глубине 1034 м выбито 25 м пласта 1б. южнее отделяет залежи с различными ВНК на поле XIX4 и блоке I-Кд. Еще южнее на поле XIX4 его простирание достаточно уверенно прослежено по плотной сетке пробуренных скважин. Сброс F4 скважинами не подсекается, но по промысловым данным отделяет залежи с различными ВНК блока I-Кд и блока II-Кд, расположенного восточнее. Сбросовое нарушение F5 западного падения имеет предположительную амплитуду 10 м и экранирует газовую залежь расположенную в восточном блоке и установленную скважиной 16.
По вышележащим карбонатным девонским и каменноугольным отложениям построения не выполнялись, но как уже говорилось выше на их структурный план существенное влияние оказало развитие на площади Кедровского участка зон одиночных рифов франского возраста.
Нефтегазоносность месторождения
Несмотря на значительную разбуренность Нижнеомринского месторождения (611 глубоких скважин), детали геологического строения ряда выявленных нефтегазовых залежей месторождения до конца не выяснены.
В разрезе месторождения выявлены промышленно-газоносные и нефтеносные залежи в песчаных пластах III и IIб (эйфельские отложения), пласте Iв (живетские и яранские отложения) и пластах 1а и 1б (джьерские отложения) среднего и верхнего девона. Нефтяные и, в основном, нефтяные с газовыми шапками залежи пластов Iа иIб джьерского горизонта содержат более 90% выявленных начальных геологических запасов нефти месторождения.
Все выявленные нефтегазовые залежи месторождения приурочены к песчано-алевролитовым коллекторам, за исключением одной газовой залежи, приуроченной к верхней части трещиновато-кавернозных карбонатов васькерской свиты нижнего силура.
Всего на месторождении выявлено 142 самостоятельных залежи, из которых: 39 –чисто нефтяных, 53 - газовых и 50 - нефтяных с газовой шапкой. По типу природного резервуара залежи относятся к пластовым. По виду ловушек подавляющее большинство залежей отнесено к сводовым, тектонически и литологически экранированным. Залежи приурочены к малоамплитудным, небольшим по размерам, положительным структурным формам.
Залежи основных эксплуатационных объектов Iа и Iб пластов связаны с линзами песчаников, содержащих промышленные скопления нефти, в основном, с газовыми шапками различных размеров. Линзы песчаников этих пластов распространены по всей площади месторождения. Различные блоки содержат самостоятельные залежи, которые чаще гидродинамически не связаны друг с другом. Глубина залегания продуктивных пластов составляет: Iа - 810-970, I6 - 910-950, Iв - 940-980 и 1100-1150 метров по III и IIб пласту.
Ниже приводится характеристика выявленных залежей по отдельным пластам и блокам в пределах Кедровского участка месторождения.
Залежи джьерского горизонта пласт Iа
Блок I-Кд
Скв. 5-Кд выявлена нефтяная залежь, при опробовании пласта в интервале 966-971 м (минус 735.7-740.7 м) был получен приток нефти дебитом 70 т/сут и газа 38.6 тыс.м3/сут, в последующем при эксплуатации в продукции пласта появилась минерализованная вода. Проведенные мероприятия по изоляции нежележащих интервалов результатов не дали, что дает основание принять ВНК по данной залежи на отметке минус 741.7 м по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 5-Кд. Выше по структуре южнее в скважине 19, где коллектор в пласте практически не выделяется, при опробовании в интервале 940-949 м (минус 715.1-724.1 м) получен незначительный приток мин. воды (0.9 м3/сут) с пленкой нефти, поступление воды скорее связано с заколонным перетоком из нижележащего пласта 1б, так так при опробовании выше в отложениях тиманского горизонта в интервале 919-926 м был получен аналогичный результат. С учетом данных опробования, при котором была получена пленка нефти, по скважине 19 была проведена граница замещения коллекторов пласта 1а. Таким образом с учетом полученных данных на данной стадии изученности, залежь нефти представляется как пластовая сводовая, литологически и тектонически экранированная приуроченная к опушенному блоку. Размеры залежи 2.5 x 0.75-1.25 км при высоте около 30 м и максимальной нефтенасыщенной толщине пласта 5.5 м.
Блок II-Кд
Скв.7-Кд и 26-Кд в Iа пласте выявлена нефтяная залежь. Нефтенасыщенные коллекторы пласта в скважинах вскрыты по всей толщине. ВНК принят условно по подошве перфорированного пласта в скв. 26-Кд на отметке минус 756.3 м. В скважине 2-КД коллектора с отметок минус 761 м водонасыщены. При опробовании пласта в интервале 961-964 м (минус 7351.8-7404.8 м) был получен приток нефти дебитом 18 т/сут.
Таким образом на данной стадии изученности, залежь нефти представляется как пластовая сводовая, литологически и тектонически экранированная приуроченная к приподнятому блоку.относительно блока I-КД Размеры залежи 3 x0.25-0.75 км при высоте около 50 м и максимальной установленной нефтенасыщенной толщине пласта 3 м.
На прилегающей площади Нижнеомринского месторождения в пласте Iа выявлены следующие залежи:
Блок XIX3
Блок расположен в районе скв. 9-Кд и 10-КД. За пределами участка в южной части блока по материалам бурения выявлена нефтяная залежь. ВНК принят условно по подошве перфорированного пласта в скв. 260 на абсолютной отметке минус 741 м, ниже по структуре севернее в скважине 274 пласт водонасыщен с отметок минус 755 м.
Блок XIX4
В пределах блока, приподнятого на 20-25 м и расположенного к западу от блока I-КД выявлена газонефтяная залежь. При опробовании скв. 133 (абс. отметки интервала опробования минус 709-711м) получен приток нефти дебитом 62 т/сут, а при опробовании скв. 248 в интервале абс. отметок минус 711-715 м получена минерализованная вода с нефтью. ВНК принят на абсолютной отметке минус 711 м.Скв. 23-Кд при опробовании коллекторов Iа пласта установлена газоносность пласта в интервале абсолютных отметок минус 689,3-697,3 м, дебит составил 352 тыс. м3/сут. ГНК принят на уровне минус 697 м.
Блок XI3-Кд
Блок относительно блока II-Кд расположен к юго-востоку и приподнят по амплитуде порядка 10 м. При опробовании скв. 16-Кд Iа пласта получен приток газа с дебитом 16 тыс. м3 в сутки. Пласт вскрыт по всей толщине. ГВК принят условно по подошве пласта на отметке минус 769 м.
К северо-западу в непосредственной близости от участка в скважине 18-Кд были получены незначительные притоки газа c признаками нефти, запасы УВ на балансе не числятся.
Залежи джьерского горизонта пласт Iб
Блок II-Кд
Скв. 7-Кд выявлена нефтяная залежь, при опробовании пласта в интервале 982-985 м (минус 752.8-755.8 м) был получен приток минерализованной воды дебитом 5 м3/сут и нефти дебитом 1.1 т/сут. По всей видимости скважина находится в водонефтяной зоне залежи, предполагаемый ВНК следует принять на отметке минус 754.3 м по середине двух метрового пласта коллектора опробованного в скважине. Переток нефти из вышележащего пласта 1а следует исключить, так как при эксплуатации залежи нефти пласта 1а скважиной 7, обводненность практически отсутствует. Предполагаемая залежь нефти представляется как пластовая сводовая, тектонически экранированная приуроченная к приподнятому блоку. Размеры залежи 3.35 x 0.75 км при высоте около 35 м и максимальной ожидаемой нефтенасыщенной толщине пласта около 10 м.
На прилегающей площади Нижнеомринского месторождения в пласте Iб выявлены следующие залежи:
Блок XI1
В блоке расположенном к западу от блока I-Кд к песчаным коллекторам Iб пласта приурочена основная залежь (под индексом XIIа), которая имеет две небольшие по размерам и запасам газовые шапки. ВНК принят по нижним отверстиям перфорации в скв. 199 и 256, из которых получены безводные притоки нефти, на абсолютной отметке минус 739 м. ГНК принят по результатам опробования скв. 76, 261, 263, 195 и 281 на абсолютной отметке минус 712 м.
Блок ХVIII1
При опробовании в скв. 98 коллекторов Iб пласта выявлена газовая залежь. Из-за недостаточного геологического изучения добыча и запасы отнесены к прочим объектам.
К северо-западу в непосредственной близости от участка в скважине 18-Кд были получены незначительные притоки газа с признаками нефти, запасы УВ на балансе не числятся.
Перспективы выявления новых залежей нефти на Кедровском участке могут быть связаны с песчаными пластами III и IIб эйфельских отложений в пределах приподнятого блока II-Кд, где эти пласты не вскрыты бурением. Наибольшей перспективностью является песчаный пласт IIб, который имеет линзовидное строение обусловленное, по данным бурения на прилегающих площадях, приуроченностью к прибрежным барам, имеющим северо-восточное простирание, ширину около 2 км (скв. 5 и 19) и толщины песчаников в осевой части бара до 9 м (скв.6). По уже выявленным на месторождении залежам в этих отложениях начальные дебиты нефти составляли 10-15 т/сут.
Источник: Оперативный подсчёт запасов по Кедровской площади Нижнеомринского газонефтяного месторождения (по состоянию на 01.01.2007 г.) Отчёт о НИР. Носов А.П., Козицина Н.П., Нурисламова М.А., и др. 2006