Имя оператора:
Оплаченная стоимость:
Начальная цена аукциона:
Разница в цене:
Участники аукциона:
Ссылка на аукцион:
Родительские лицензии: [{'from_licenses_id': 117307, 'from_lic_nbr': 'ОРБ02851НР', 'transfer_date': '2015-02-02'}]
Материнская компания:
Источник информации: https://rfgf.ru/ReestrLicPage/320786
Степень уверенности:
Статус Лицензии: Инвестиционные возможности
Тип Лицензии: Совмещенная
Дата выдачи: 2018-04-10 18:00:00
Дата окончания: 2040-01-24 18:00:00
Площадь: 704.8 км²
В нефтегазоносном отношение участок работ расположен в Восточно-Оренбургском нефтегазоносном районе, входящем в состав Уфимско-Оренбургской нефтегазоносной области Волго-Уральской провинции. Установленная промышленная нефтегазоносность месторождений района связана с региональными нефтегазоносными комплексами (НГК): нижнедевонско-франским, франско-турнейским и нижнепермским. Кроме перечисленных комплексов, как возможно перспективных для поиска залежей УВ, в этом регионе можно выделить также визейский региональный нефтегазоносный комплекс. Результаты опробования скважин Соколовского, Майорского лицензионных участков и сопредельных территорий представлены в приложении 1.
Нефтегазоносность девонских отложений.
Карбонатные отложения эйфельского яруса являются одним из объектов для поиска в них залежей нефти. Пласты-коллекторы, представленные пористо-кавернозными и трещиноватыми доломитами и известняками, приурочены бийскому (ДVI) и мосоловскому (ДV) горизонтам. Залежи пластовые сводовые, а также литологически или тектонически-экранированные.
Нефтеносность пласта ДVI подтверждена на Майорском месторождении. При испытании в колонне пласта ДVI в скв. 3 Майорской получен непромышленный приток нефти. Признаки нефти наблюдаются в керне скважин 1, 5, 19, 21.
Более широко распространенным в этом регионе является пласт ДV мосоловского горизонта. На Соколовском месторождении две тектонически экранированные залежи. Дебиты скважин составляют 10 – 125 м3/сут.
На Майорском месторождении приток нефти из пласта ДVполучен в скв. 31. Дебит притока составил 37,4 м3/сут на 6 мм штуцере. В остальных скважинах Майорского месторождения получены притоки воды с незначительным содержанием нефти.
Также нефтеносность установлена и на Архангеловской структуре (в скв. 158 Зубаревской при испытании пласта ДV получен фонтанный приток нефти дебитом 89 т/сут. на 7 мм штуцере.) и на Ольшанском месторождении с дебитами 10 – 142 м3/сут.
Отложения живетского яруса на территориях относятся к малоперспективным, что связано с сокращением толщины яруса и исчезновением из разреза песчаных пластов, характерных для Дачно-Репинского и Донецко-Сыртовского месторождений, где они являются продуктивными.
Франский, преимущественно карбонатный комплекс, является доминирующим объектом для поисков залежей нефти на Майорском месторождении. Пласты-коллекторы, представленные пористо-кавернозными и трещиноватыми известняками, чередуются с пачками глинистых и глинисто-битуминозных известняков. В региональном отношении пласт Дфр наиболее развит в палеовпадинах. Эффективные мощности этого пласта зависят от прослоев биогермных известняков и доломитов. Пористые разности не выдержаны по площади и образуют литологически экранированные залежи.
Майорское месторождение открыто в 2004 году скв. 1 Майорской. При испытании пласта Дфр был получен безводный приток нефти дебитом от 145 м3/сут на штуцере 7 мм. Пласт Дфр здесь представлен известняками доломитизированными, кавернозно-пористыми, тонко-мелко-зернистыми, слабо трещиноватыми, покрышкой служит мощная пачка плотных известняков с примесью глинисто-битуминозного материала. В целом, залежи на Майорском месторождении сводовые тектонически-экранированные. Дебиты скважин составляют от 6 до 150 м3/сут. По основному продуктивному пласту Дфр на Майорском лицензионном участке 6 самостоятельных залежей с различными водонефтяными контактами.
На Соколовском месторождении нефтеносность пласта Дфр-в установлена в скважинах 12-AR, 14-AR, 702 и 738, дебиты составляют 3 – 45 м3/сут. На Ольшанском месторождении основными продуктивными пластами являются Дфр-в и Дфр-н, дебиты нефти в скважинах 3 – 29 м3/сут.
Терригенные отложения «колганской толщи» продуктивны на Донецко-Сыртовском месторождении. Залежи нефти связаны с песчаными пластами-коллекторами Дкт-1 и Дкт-2, имеющими эффективные мощности 2,4 – 5,2 м и 1,4 – 2,1 м, соответственно. В восточном направлении отложения этой толщи сокращаются от 150 –80 м до 60 – 10 м на Ольшанской площади и до 6,8 м в скв. 5 Майорской. В скважинах 1, 3, 6 и 7 Майорских эти отложения отсутствуют. В скв. 5 Майорской при испытании «колганской толщи» в открытом стволе был получен за 69,6 мин открытых периодов приток пластовой воды в объеме 1,5 м3. Расчетный дебит составил 31,3 м3/сут.
Нефтегазоносность фаменских отложений связана с песчаниками пластов ДфIV-1 и ДфIV-2 на Дачно-Репинском месторождении.
Нефтегазоносность каменноугольных отложений.
Из каменноугольных отложений наибольший интерес представляют карбонатные отложения турнейского яруса, залежь нефти в которых известна на Донецко-Сыртовском месторождении. В скв. 37 Донецкой из пласта Т1, приуроченного к кровле турнейского яруса и сложенного пористо-кавернозными известняками, получен приток нефти дебитом 46 т/сут на 3 мм штуцере.
В пределах Майорского месторождения из пласта Т1 получены непромышленные притоки нефти. В скв. 5 Майорской, при испытании отложений турнейского яруса в интервале 3301,2 – 3320,5 м (пласт Т1) ИПТ за 80,3 мин открытых периодов, получен приток нефти 0,1 м3. Расчетный дебит нефти составил при этом 2,83 м3/сут.
В песчаниках бобриковского горизонта на Майорском месторождении в скв. 32 Майорской при испытании в открытом стволе пласта Б2 получен приток нефти расчетным дебитом 66 м3/сут. В скв. 5 Майорской при испытании бобриковских отложений получен приток пластовой воды. На Соколовском, Ольшанском и Архангеловском месторождениях нефти в бобриковских отложениях не выявлено.
Нефтегазоносность пермских отложений.
Признаки нефтегазоносности нижнепермских отложений отмечены в пределах Майорской и Шуваловской площадей. В пределах Майорского месторождения признаки продуктивности зафиксированы в пласте PIIIфилипповского горизонта и PIV артинского яруса. Пласт PIII расположен в подошвенной части филипповского горизонта кунгурского яруса и сложен плойчатыми доломитами темно-серыми, пелитоморфно-микрозернистыми, глинистыми, сульфатизированными, иногда пористо-кавернозными. Покрышкой служит вышележащая мощная толща каменной соли иренского горизонта.
По данным ГИС в отложениях филипповского горизонта, выявлены маломощные, возможно продуктивные, пористые доломиты с пористостью от 8 до 16%. Так, в скв. 3 Майорской при испытании в колонне пласта PIII получен непромышленный приток нефти дебитом 1,14 м3/сут. В скв. 19 Майорской из интервала 1684,5 – 1724,8 м (пласт PIII+PIV) получен приток фильтрата бурового раствора с пленкой нефти дебитом 6,47 м3/сут.
В пределах Шуваловской площади в нижнепермских отложения зафиксированы признаки нефтенасыщения по ГИС и по керну. При испытаниях пластов в открытом стволе и колонне получены непромышленные притоки нефти и воды с признаками нефти.
Признаки нефтегазоносности верхнепермских отложений и поверхностных нефтегазопроявлений в пределах участка работ и смежных площадей не установлено.
Перспективы нефтегазоносности исследуемого участка могут рассматриваются по результатам испытаний основных перспективных горизонтов в скважинах соседних Майорского и Соколовского ЛУ. Таким образом, основные перспективы Самара- Сакмарской площади могут быть связаны с отложениями среднего (пласт ДV) и верхнегодевона (пласты Дфр-в и Дфр-н).
Следующая Лицензия: Бузулукский; Бузулукский участок