Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение: Суша
Местность:
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 2011
Источник информации: ПП_2022г.+2023г.
Метод открытия: Сейсмика
Площадь: 134.91 км²
Северо-Даниловское месторождение
Даниловский лицензионный участок находится в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, входящей в состав Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении участок находится на юго-западном моноклинальном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы.
На Государственном балансе по состоянию на 10.08.2018 г. согласно протоколу № 03-18/397-пр по Северо-Даниловскому месторождению числятся следующие запасы нефти: по категории С1 – начальные геологические 92 108 тыс. т, извлекаемые 35 860 тыс. т; по категории С2 – начальные геологические 505 304 тыс. т, извлекаемые 101 061 тыс. т; газа ГШ: по категории С1 – начальные извлекаемые 5 329 млн. м3, по категории С2 – начальные извлекаемые 30 626 млн. м3, растворенного газа по категории С1 – начальные извлекаемые 4 580 млн. м3, по категории С2 – начальные извлекаемые – 12 107 млн. м3, конденсата по категории С1 – 694 тыс. т, по категории С2 – начальные извлекаемые 3 989 тыс. т.
В орографическом отношении исследуемая территория принадлежит Ангаро-Ленской возвышенности юго-восточной части Среднесибирского плоскогорья и относится к приподнятой Ербогаченской равнине. Рельеф ее дневной поверхности пологохолмистый, слаборасчлененный, с широкими водоразделами и столь же широкими неглубоко врезанными низменными долинами многочисленных водотоков. Отдельные возвышенности выделяются на фоне преобладающего северо-западного простирания главных водораздельных гряд. Абсолютные отметки современного рельефа дневной поверхности территории лицензионного участка колеблются от 250 до 500 м, относительные превышения водоразделов над днищами долин составляют 100-200 м. Вершины гряд и холмов округлые, гребни широкие, склоны пологие. Глубина эрозионного вреза рек достигает 100 м. Район относится к зоне малой сейсмичности.
Действующий нефтегазопровод Ачинск-Ангарск расположен в 560 км к юго-западу от Даниловского участка. Нефтепровод ВСТО проходит юго-восточнее территории участка в 130 км.
Литолого-стратиграфическая характеристика
В геологическом строении исследуемой территории принимают
участие породы архей-протерозойского возраста, осадочные образования
протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.
Скважинами, пробуренными в пределах
Северо-Даниловского месторождения, осадочный чехол вскрыт полностью до
фундамента. Сводный литолого-стратиграфический разрез месторождения представлен
на рисунке 1
Рис.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез Северо-Даниловского месторождения
Фундамент (AR-PR)
Породы кристаллического фундамента на территории Даниловского
лицензионного участка вскрыты большинством скважин. Представлены разнотипными
по составу магматическими и метаморфическими образованиями (граниты,
гранито-гнейсы, мигматиты) разуплотнёнными и сильно выветрелыми в верхней
части. Практически во всех, вскрывших фундамент скважинах, фиксируется кора
выветривания, представленная породами от светло- до темно-серого цвета, сильно
трещиноватыми, с включениями кварца, слюды, полевых шпатов, обломков гранитов.
Толщина коры выветривания в пределах Северо-Даниловсокго месторождения
изменяется от 1 (Днл-71) до 7,5 м
(Днл-78 ЗБС2).
Скважинами Северо-Даниловского месторождения фундамент вскрыт на глубину от 6 до 44 м. Проходка по отложениям фундамента в скважине Днл-81 составила 16,5 м. Эрозионная поверхность кристаллического фундамента является отражающим сейсмическим горизонтом (Ф).
Вендская система (V)
Непская свита (Vnp)
По данным пробуренных скважин отложения непской свиты венда (Vnp), представленные аргиллитами и алевролитами с прослоями песчаников в базальной части, с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на эрозионной поверхности архейско-протерозойского кристаллического фундамента.
В пределах Северо-Даниловского месторождения отложения непской свиты вскрыты только в разведочной скважине Днл-78, где мощность свиты колеблется от 20 до 42 м. К кровле непской свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт М2.
Тирская свита (Vtrs)
На территории рассматриваемого лицензионного участка свита имеет сокращенный стратиграфический разрез за счёт проявления предкатангского перерыва. Литологический состав ее представлен, преимущественно, доломитами с прослоями глинистых и ангидритистых доломитов. В пределах Северо-Даниловского месторождения, по скважинным данным, отложения свиты присутствуют только в скважинах Днл-76 и Днл-78, толщина вскрытых отложений около 2,1-2,6 м.
Катангская свита (V ktg)
В пределах рассматриваемой территории Даниловского ЛУ свита залегает со стратиграфическим несогласием на породах тирской свиты и распространена повсеместно. Свита литологически сложена в основании доломитами, а в средней и верхней частях - глинистым доломитами с прослоями доломито-ангидритов с линзочками ангидритов и аргиллитов. Толщина свиты относительно выдержана по площади и составляет 55-84 м. Толщина отложений катангской свиты, вскрытой скважинами Северо-Даниловского месторождения, изменяется от 58 до 81 м. В скважине Днл-81 составляет 73,8 м соответственно.
Собинская свита (V sb)
Отложения собинской свиты (V sb) представлены доломитами глинистыми с прослоями и линзочками ангидритов, мергелей и аргиллитов. На территории Даниловского участка распространена повсеместно, её толщина составляет 65-74 м. В разрезе скважин Северо-Даниловского месторождения толщина отложений собинской свиты составляет от 66,8 (Днл-81) до 71,5 м.
Венд - кембрийская система (V-Є1)
Тэтэрская свита (V-Є1tt)
Тэтэрская свита (V-Є1tt) распространена повсеместно,сложена, в основном, доломитами. Выдержана по площади и разрезу, толщина свиты в пределах Даниловского участка варьирует в пределах 57-70 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. В разрезе скважин Северо-Даниловского месторождения толщина отложений тэтэрской свиты составляет 54-61,5 м, в скважине Днл-81 составляет 55,2 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 355 до 474 м, в том числе в пределах Северо-Даниловского месторождения от 355 до 376,1 м. В скважине Днл-81 и толщина свиты составляет 368,5 м.
Нижняя подсвита представлена, преимущественно, доломитами в различной степени глинистыми и ангидритистыми, известняками, в верхней части подсвиты прослеживается пласт каменной соли толщиной 2-3 м. Суммарная толщина подсвиты участка составляет 22-34 м.
Средняя подсвита соответствует регионально прослеживающемуся осинскому горизонту толщиной 20-68 м, представленному доломитами, известняками доломитизированными, участками кавернозными, пористыми, слагающими одноименный продуктивный горизонт. В пределах Северо-Даниловского месторождения толщина подствиты составляет 22-24,5 м. К ее кровле приурочен регионально выдержанный опорный отражающий сейсмический горизонт А.
Верхняя подсвита сложена, в основном, пластами каменной соли с подчиненными прослоями доломитов, доломито-ангидритов, аргиллитов. Суммарная толщина отложений подсвиты в пределах участка составляет 256-347 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 228-237 м 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 192-210 м; кровле подсвиты, соответствует отражающий сейсмический горизонт К1.
Общая толщина бельской свиты составляет 429-498 м. В разрезе скважины Днл-81 толщина отложений бельской свиты состовляет 426 м.
Булайская свита (Є1bul)
Согласно залегает на нижележащих породах бельской свиты. Представлена переслаиванием известняков и доломитов серых, мелкокристаллических, органогенно-обломочных с волнистополосчатой текстурой, иногда ангидритизированных, в нижней части доломитами глинистыми, доломито-ангидритами, ангидритами серыми. 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 мощностью.
Кровле свиты соответствует отражающий сейсмический горизонт Н4.
В разрезе скважин Северо-Даниолвского месторождения толщина отложений булайской свиты составляет от 57 до 64,5 м. В скважине Днл-81 толщина булайской свиты составляет 69,6 м.
Ангарская свита (Є1an)
Сложена сульфатно-карбонатными породами и каменной солью. Карбонатные породы представлены доломитами, доломито-ангидритами и глинистыми доломитами.Доломиты серые тонко- и мелкокристаллические, неравномерно ангидритистые, массивные и слоистые. Для нижней части свиты характерно преобладание солей. Соль кристаллическая, прозрачная. Толщина свиты в пределах Северо-Даниловского месторождения изменяется от 115 до 201 м, в скважине Днл-81 составляет 269 м.
Нижний – средний отделы (Є1-2)
Граница нижнего и среднего отделов кембрия проходит внутри литвинцевской свиты (Є1-2lit), отложения которой представлены доломитами с частыми прослоями известняков, включений брекчий, гипса, доломитов глинистых, кавернозных, в нижней части доломитизированных. Толщина свиты в скважинах Северо-Даниловского месторождения составляет 127-163 м, в скважине Днл-81 составляет 184 м.
Кровле свиты соответствует отражающий сейсмический горизонт Н3.
Средний отдел (Є2)
Верхоленская свита (Є2 vln)
Верхоленская свита (Є2vln) с перерывом залегает на литвинцевской. Для свиты характерно тонкое частое чередование пестроцветных и красноцветных алевролитов, аргиллитов, мергелей, песчаников известковистых, мелкозернистых, с прослоями известняков, доломитов.
Верхний отдел (Є3)
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 масштаба 1:200 000 верхоленская и илгинская свиты не расчленены. Толщина верхоленской и илгинской свит в скважинах Северо-Даниловского месторождения составляет 295-531 м, в скважине Днл-81 составляет 271,5 м.
Ордовикская система (О)
Отложения ордовикской системы представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками, редкими прослоями известняков. На рассматриваемой территории Северо-Даниловского месторождения отложения вскрытая толщина отложений составляет 129-206 м.
Юрская система (J)
Нижний отдел (J1)
Укугутская свита (J1uk)
Отложения нижнего отдела залегают на отложениях ордовикской системы, представлены укугутской (J1uk) свитой. В составе свиты песчаники, алевролиты, аргиллиты. Отложения юрской системы в пределах Северо-даниловского месторождения вскрыты только в скважине Днл-71 и составляют 9 м.
Четвертичная система (Q)
Отложения четвертичной системы представлены глинами, суглинками, супесями, песками, галечниками. Их толщина составляет 0-10 м.
Тектоника
Территория Даниловского лицензионного участка расположена на юго-западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы - крупнейшего надпорядкового положительного тектонического элемента Сибирской платформы северо-восточного простирания.
В геологическом разрезе Непско-Ботуобинской антеклизы, в том числе и территории района работ, выделяются два структурных этажа: нижний, соответствующий основанию (кристаллический фундамент) и верхний - осадочный чехол.
В пределах Даниловского лицензионного участка эрозионная поверхность кристаллического фундамента по данным глубокого бурения и материалам сейсморазведочных работ погружается в южном и юго-западном направлениях. Наивысшие абсолютные отметки поверхности фундамента отмечаются в северной части площади в скважине Днл-73 (-1400 м). В юго-западном направлении к скважинам Чнг-188, Гжн-1, абсолютные отметки этой поверхности понижаются до минус 1650, минус 1681 м.
Геофизическими исследованиями установлено, что кристаллический фундамент НБА разбит зонами глубинных разломов на отдельные крупные неоднородные блоки.
Осадочный чехол на территории Непско-Ботуобинской антеклизы разделен на рифейский,вендско-нижнепалеозойский (каледонский), девонско-раннекаменноугольный (раннегерцинский), верхнепалеозойский, триасовый и юрский структурные ярусы. В пределах юго-западного склона антеклизы, в том числе и территории района работ, платформенный чехол практически полностью сложен породами вендско-нижнепалеозойского структурного яруса. Лишь на территории северо-западной части Даниловского лицензионного участка небольшую долю в разрезе занимают отложения верхнепалеозойского, триасового и юрского структурных ярусов (до первых сотен метров).
Современная структура осадочного чехла обусловлена сложной историей его формирования, на протяжении которой имели место многочисленные перерывы разного ранга. Наиболее крупный из них – предвендский. В разрезе осадочного чехла Даниловского лицензионного участка отсутствуют отложения рифейского возраста, вскрытые в грабенах Непско-Ботуобинской антеклизы и на смежных с ней более погруженных территориях.
В результате проявления ещё одного крупнейшего перерыва – предордовикского в разрезе отсутствуют отложения части верхнего кембрия. В последующие периоды палеозойской и мезозойской эры и до современной эпохи рассматриваемая территория представляла собой область сноса, а на современном этапе – и область выщелачивания солей из нижнекембрийских толщ.
Строение вендско-нижнепалеозойского структурного яруса лучше всего изучено сейсмическими методами и бурением, поэтому структурно-тектонические карты осадочного чехла традиционно строились именно для этого структурного яруса (подошва усольской свиты нижнего кембрия). Структурная поверхность подошвы отложений усольской свиты нижнего кембрия,в пределах рассматриваемой территории, также, как и поверхность кристаллического фундамента, представляет собой моноклинальный склон, равномерно погружающийся в юго-западном направлении и осложненный малоамплитудными (20-30 м) поднятиями, структурными носами и разделяющими их прогибами.
Наивысшие абсолютные отметки поверхности этого горизонта
отмечаются в северной части территории Преображенского лицензионного участка в
скважине Днл-4
(-1230 м). В юго-западном направлении гипсометрическое положение подошвы
отложений усольской свиты нижнего кембрия понижается до абсолютных отметок минус 1424 м
в скважине Гжн-1.
В пределах участка выделен ряд разрывных нарушений, которые в виде редкой сети относительно равномерно распределены по его территории. Они имеют северо-западное и северо-восточное простирание. Некоторые из разломов имеют субмеридиональную ориентировку. Данные нарушения делят участок на семь блоков, в одном из которых (Центральный-1) и находится Северо-Даниловское месторождение.
Нефтегазоносность
Нефтегазоносность в пределах Северо-Даниловского месторождения связана с карбонатными породами венда-нижнего кембрия. Продуктивными являются следующие проницаемые горизонты: осинский (пласты Б1, Б2), усть-кутский (пласты Б3-4, Б5) и преображенский (пласт Б12).
Осинский горизонт охватывает среднеусольскую (осинскую) подсвиту. Перекрывают и подстилают горизонт галогенно-карбонатные отложения верхнеусольской и нижнеусольской подсвит, выступающие в качестве флюидоупоров.
В пределах Северо-Даниловского месторождения в скважине Днл-73 получен не переливающий приток технической воды с пленкой нефти, в скв. Днл-71 - притоки нефти дебитом 5,2 м3/сут. Осинский горизонт (пласт Б1) в разведочной скважине Даниловская 74 не испытан, в скважине Даниловская 76 получен приток нефти дебитом 2,7 м3/сут. В скважине Даниловская 77 БИС, которая вскрыла рифогенную постройку, был получен промышленный приток нефти дебитом 392,4 м3/сут. Ранее в пределах Даниловского лицензионного участка осинский горизонт был опробован в процессе бурения в деcяти скважинах. Притоки нефти до 15 м3/сут и газа до 3 тыс. м3/сут были получены в Даниловской скважине № 145, расположенной в непосредственной близости от северной границы участка.
Залежь пласта Б1 нефтяная, литологически и тектонически экранированная. С северной стороны она ограничена тектоническим нарушением, подтвержденным по результатм СРР МОГТ-3D, с востока и юга имеет место зона отсутствия коллектора. На западе залежь контролируется ВНК, принятым на абсолютной отметке минус 1213,9 м по подошве нефтенасыщенного пропластка по ГИС в скважине Днл-71. Площадь залежи составляет 214,5 км2, длина – порядка 17,3 км, ширина – 21,0 км, высота залежи – 91 м, среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 7,2 м. Запасы нефти отнесены к категории С1 в районе скважины Днл-71, Днл-77 БИС, Днл-76 на остальной территории – С2.
Усть-кутский горизонт стратиграфически соответствует тэтэрской свите, повсеместно распространенной в пределах Даниловского лицензионного участка. В целом, усть-кутский горизонт представлен пластами доломитов: верхним (пласт Б3-4) и нижним (пласт Б5).
Пласт Б3-4 (усть-кутский горизонт I) залегает в верхней части тэтэрской свиты вендско-нижнекембрийского возраста. Общая толщина его в пределах месторождения изменяется от 25,6 до 28,3 м.
В пределах Даниловского лицензионного участка пласт Б3-4 испытан практически во всех скважинах. Значимых результатов не получено, даже после применения методов интенсификации притока. Впервые приток нефти из пласта Б3-4 в пределах Северо-Даниловского месторождения был получен при испытании скважины Даниловская 71, в которой был получен приток нефти дебитом 27,9 м3/сут. В скважине Днл-73 по причине низких фильтрационно-емкостных свойств получен не переливающий приток технической воды с пленкой нефти. В скважине Даниловская 74 получен незначительный приток нефти дебитом 0,3 м3/сут, в скважине Даниловская 76 получен приток нефти дебитом 5,7 м3/сут. В скважине Даниловская 77 БИС был получен приток нефти дебитом 8,8 м3/сут. В скважине Даниловская 79 и Даниловская 78 ЗБС2 был получен приток нефти дебитом 104,2 м3/сут и 16 м3/сут соответственно. В скважине Даниловская 81 получен приток.
Залежь пласта Б3-4 нефтяная, тектонически экранированная, на севере, востоке и юго-востоке ограничена нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ-3D. На западе залежь контролируется условным ВНК, принятым на абсолютной отметке -1273,3 м по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скважине Днл-76. Площадь залежи составляет 490,4 км2, длина – порядка 29 км, ширина – 14,8 км, высота залежи – 93 м, средневзвешенное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 8,4 м. Запасы нефти отнесены к категории С1 в районе скважин Днл-71, Днл-76, Днл-77 БИС, Днл-78 ЗБС2 и Днл-79, на остальной территории – С2. В районе скважины Даниловская 81 подлежат переводу в категорию С1.
Пласт Б5 (усть-кутский горизонт II) общей толщиной в пределах месторождения 20-22 м залегает в нижней части разреза тэтэрской свиты. В пределах Даниловского лицензионного участка (недропользователь ПАО «НК «Роснефть») проницаемый пласт Б5 испытан практически во всех скважинах. Промышленный приток нефти в пределах Северо-Даниловского месторождения получен в скв. Днл-71 – 216 м3/сут, скв. Днл-73 – 165 м3/сут, скв. Днл-74 – 60,2 м3/сут. В скважине Даниловская 76 на отметке минус 1292,6 был вскрыт водонефтяной контакт, после изоляции водонасыщенной части коллектора был получен приток нефти дебитом 7,34 м3/сут. В результате испытания скважины Даниловская 77 БИС был получен приток нефти дебитом 219,8 м3/сут. В результате испытания скважины Даниловская 79 получен смешанный приток пластовой воды и нефти дебитом 100,2 м3/сут. В скважине Даниловская 78 ЗБС2 притока получено не было, коллектор отсутствует. В результате испытания скважины Даниловская 81 получен промышленный приток нефти с растворённым газом дебитами 146 м3/сут и 5,573 тыс. м3/сут, соответственно.
Залежь пласта Б5 нефтяная, пластовая, тектонически экранированная. Разделяется на два блока тектоническим разломом северного направления. Блок западный контрольруется нарушениями с севера, востока и юга. Восточный блок полностью ограничен нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ-3D. Залежь западного блока контролируется ВНК, принятым по абсолютной отметке минус 1292,6 м по подошве нефтенасыщенного коллектора по ГИС в скважине Днл-76. Площадь залежи составляет 212,7 км2, длина – порядка 20 км, ширина – 16,8 км, высота залежи – 42 м, средневзвешенное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 10,3 м. Запасы в районе скважин Днл-71, Днл-76, Днл-73, Днл-74 отнесены к категории С1, по остальной территории – С2. В залежи восточного блока ВНК принят по абсалютной отметке минус 1246,2 м в скв. Днл-79, аналогично вышеописанному. Площадь нефтегазоносности составляет 109,5 км2, протяженность залежи порядка – 14 км, ширина – от 2,5-15 км, высота залежи – 26 м, средневзвешенное значение нефтенасыщенной толщины – 10,3 м. Запасы в районе скважин Днл-77 БИС, Днл-79 отнесены к категории С1.
Запасы нефти отнесены к категории С1 в районе скважин Днл-71, Днл-73, Днл-74, Днл-76, Днл-77 БИС и Днл-79, на остальной территории – С2, в районе скважины Даниловская 81 подлежит переводу в категорию С1.
Преображенский проницаемый горизонт (пласт Б12) залегает в основании катангской свиты венда. Продуктивность пласта Б12 установлена на Даниловском и Северо-Даниловском НГК месторождениях.
Непосредственно в пределах Северо-Даниловского месторождения на Даниловском лицензионном участке из преображенского проницаемого горизонта получен промышленный приток газа в скважине Днл-73 дебитом 56,47 тыс. м3/сут. При испытании преображенского горизонта в скважине Даниловская 74 получены промышленные притоки нефти и газа дебитом 29,34 м3/сут и 85,14 тыс. м3/сут соответственно. В скважине Даниловская 76 по результатам испытания пласта Б12 получен промышленный приток нефти и газа дебитами 5,48 м3/сут и 21,6 тыс. м3/сут соответственно. В скважине Днл-79 получен промышленный приток газа с конденсатом дебитом 106,9 тыс. м3/сут и 14 м3/сут. В скважине Даниловская 81 получен промышленный приток газа дебитом 22,1 тыс м3/сут.
Резкое изменение по площади продуктивности пласта Б12 свидетельствует о повышенной неоднородности пород-коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств, как за счет изменения литологии пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства, характерного не только для преображенского, но и для других карбонатных проницаемых горизонтов.
Залежь пласта Б12 нефтегазоконденсатная, разделена на два тектонических блока (западный и восточный) газовая шапка занимает 85,3 % площади всей залежи. Залежи тектонически экранированные, на севере, востоке и юге ограничены нарушениями, установленными по данным сейсморазведочных работ МОГТ-3D. Для западного блока залежи пласта Б12 ГНК был принят на абсолютной отметке минус 1444 м по подошве проницаемого газонасыщенного пропластка по ГИС в скважине Даниловская 76, где получен приток углеводородов, условный ВНК принят по подошве последнего проницаемого нефтенасыщенного по ГИС пропластка на отметке минус 1449,4 м. Площадь залежи составляет 97,2 км2, длина – порядка 9 км, ширина – 15,5 км, высота залежи – 85 м, средневзвешенное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 3,5 м, эффективной газонасыщенной толщины – 4,4 м. Запасы нефти и газа газовой шапки отнесены к категории С1 в районе скважины Днл-76, на остальной территории – С2.
Для восточного блока залежи пласта Б12 ГНК принят на абсолютной отметке минус 1408 м по подошве проницаемого газонасыщенного пропластка по ГИС в скважине Даниловская 74, условный ВНК принят по подошве последнего проницаемого нефтенасыщенного пропластка на отметке минус 1416 м. Площадь залежи составляет 303,6 км2, длина – порядка 18 км, ширина – 16 км, высота залежи – 46 м, средневзвешенное по площади значение эффективной нефтенасыщенной толщины – 3,8 м, эффективной газонасыщенной толщины – 7,1 м. Запасы нефти отнесены к категории С1 в районе скважины Днл-74, на остальной территории – С2. Запасы газа газовой шапки отнесены к категории С1 в районе скважин Днл-73, Днл-74 и Днл-79, на остальной территории – к С2, в районе скважины Даниловская 81 запасы газа подлежат переводу в категорию С1.
Источник: Оперативный подсчёт запасов углеводородов по залежам пластов Б1 Осинского, Б3-4, Б5 Усть-Кутского и Б12 Преображенского горизонтов Северо-Даниловского месторождения в 2018 году (Иркутская область). Договор № 2322218/0583Д от 05.07.2018 г. Котельников И.А., Ковалева Н.П., Дадакин Н.М., и др. 2018
Следующее Месторождение: Льняное