Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общие сведения о районе работ

1.1 Географо-экономическая характеристика

Нефтяное месторождение Озек-Суат находится в юго-западной части Прикаспийской низменности, в районе среднего течения реки Кумы, в непосредственной близости от поселка Затеречный.

В административном отношении месторождение Озек-Суат находится на территории Ставропольского края, Нефтекумского района Российской Федерации.

Поселок Затеречный связан асфальтированными дорогами с городами Нефтекумск, Буденновск, Южно-Сухокумск и поселками Величаевское, Зимняя Ставка, Озек-Суат. Ближайшая железнодорожная станция расположена в 100 км западнее поселка Затеречный в г. Буденовск. Нефть транспортируется по трубопроводу до станции Буденновск и далее железнодорожным транспортом.

Водоснабжение осуществляется из Нефтекумского канала и артезианских скважин. Рельеф Озек-Суатского месторождения и прилегающих к нему площадей представляет собой однообразную полупустынную равнину с общим уклоном на восток, в сторону Каспийского моря.

Естественные источники воды в пределах нефтеносной площади отсутствуют. На северо-западе площади протекает река Кума - типичная река равнинных районов.

Климат континентальный, умеренно-сухой, характеризующийся знойным, сухим летом и относительно холодной малоснежной зимой. Полезных ископаемых, кроме нефти, в районе нет.

Озек-Суатская структура выявлена в результате проведенных трестом «Грознефтегеофизика» сейсмических работ в 1949-1951 гг. В 1951-1952 гг. на площади Озек-Суат проводилось структурно-картировочное бурение скважин глубиной до 1000 м. Эти работы не дали положительных результатов, так как в то время не было установлено соответствия структурных планов молодых и более древних отложений. В 1951 г. Ачикулакской конторой разведочного бурения треста «Грознефтегазразведка» на площади начато глубокое бурение.

В июне 1953 г. при испытании скважины 1 получен промышленный фонтанный приток нефти дебитом 75 т/сут. из XIII₂₊₃ пласта нижнемеловых отложений.

В результате интенсивного разведочного бурения в 1955 г. установлена нефтеносность хадумско-белоглинских отложений (скв. 14), в 1956 г. установлена нефтеносность К₁ XIII₁ пласта (скв. 58) и III пласта среднеюрских отложений (скв. 42), в1957 г. установлена нефтеносность IX пласта нижнего мела (скв. 22) и II, IV пластов среднеюрских отложений, в1989 г. установлена нефтеносность верхнемеловых (маастрихтских) отложений.

По результатам глубокого разведочного бурения уточнено тектоническое строение Озек-Суатского поднятия, уточнена корреляция юрских пластов, установлен характер распространения коллекторов, определены особенности строения залежей нефти и параметры коллекторов и флюидов.

1.2 История поисковых, разведочных, эксплуатационных и научно-исследовательских работ и состояние изученности района работ

В период поискового этапа геологоразведочных работ на нефть и газ в Прикумской равнине был выполнен достаточно значительный объем геофизических работ. В 1923 г. впервые были проведены гравиметрические исследования, в период 1929-1931 гг. проведены электрометрические, гравиметрические, магнитометрические съемки, в 1946-1950 гг. проведена площадная магнитометрическая съемка. Выполненные исследования позволили установить наличие глубокого синклинального прогиба в районе реки Терек, протягивающегося в широтном направлении. На севере полого падающего крыла депрессии выделен ряд аномалий, интерпретируемых как складки антиклинального типа.

Наиболее эффективным в изучении геологического строения и определении перспектив нефтеносности Прикумской равнины стал этап широкого внедрения в этом районе сейсмических исследований. В результате сейсмических работ, выполненных трестом «Грознефтегеофизика» в 1949-1951 гг. в пределах северо-восточной части Терско-Кумской депрессии выявлено ряд структур по отражающему сейсмическому горизонту соответствующему кровле верхнего мела. В их числе было выявлено и Озек-Суатское поднятие.

В 1951-1952 гг. на площади Озек-Суат проводилось структурно-картировочное бурение скважин глубиной до 1000 м. Эти работы положительных результатов не дали. В 1951 году с целью выяснения вопроса о наличия антиклинального поднятия, изучения его тектоники и литолого-стратиграфических особенностей разреза, также изучения нефтеносности палеогеновых, меловых и юрских отложений начато глубокое разведочное бурение. Одновременно было заложено пять глубоких скважин (1 - 5) по двум пересекающимся профилям. Несмотря на то, что скважины оказались пробуренными в северо-восточной части поднятия и местоположения свода структуры в связи с этим не было установлено, в июне 1953 г. в скважине 1 при испытании ХIII₂₊₃ пласта нижнего мела получен фонтанный приток нефти. В этом же году промышленная нефтеносность K₁ XIII₂₊₃ пласта подтверждена испытанием скважин 3 и 5. С этого времени на площади развертывается интенсивное разведочное бурение глубоких скважин.

В 1964 г. на площади было пробурено 72 скважины и установлена промышленная нефтеносность: хадумско-белоглинских отложений (1955 г.), К₁IX пласта (1957), К₁XIII₁, К₁XIII₂₊₃ пластов (1953, 1956 гг.), J₂V₆ пласта (1956 г.), J₂V_3-5, J₂VI пластов (1957 г.). Геологоразведочная работы были в основном завершены и запасы утверждены в ГКЗ.

С 1971 г. на месторождении Озек-Суат геологоразведочные работы были возобновлены, однако, эффективность их оказалась низкой. Было пробурено 17 разведочных скважин, 13 из них было ликвидировано по геологическим причинам. Скважины 108, 110, 111, 117, 119, 150 бурились с целью разведки отложений триаса и оценки нефтегазоносности верхних структурных этажей.

Признаков нефтегазоносности отложений триаса получено не было. Скважины 108 и 150 эксплуатировались с XIII₁ и IX пластов соответственно, остальные скважины ликвидированы. Скважины 114, 129, 190, 191 бурились на нижнемеловые-юрские и палеозойские (скв. 191) отложения, ликвидированы по геологическим причинам. Скважины 103, 104, 106, 107, 116, 127 бурились на эоцен-нижнеолигоценовые отложения. Все скважины, за исключением скв. 127, установили нефтеносность хадумских и белоглинских (скв. 116) отложений. Однако, только в скважине 107 получен приток нефти 3,4 т/сут, в остальных скважинах получены непереливающие притоки нефти с дебитом 0,28 - 0,8 т/сут и они были ликвидированы как нерентабельные. Скважина 192, пробуренная на верхнемеловые отложения дала приток нефти с водой. Целевое назначение пробуренных скважин и сроки их проводки приведены в приложении. Всего пробурено 89 поисковых и разведочных и 117 эксплуатационных скважин. Глубины разведочных и эксплуатационных скважин определялись в зависимости от их целевого назначения. Скважины, пробуренные для выявления залежей в хадумских и эоцеоновых отложениях, имеют глубины 2400-2550, в нижнемеловых отложениях 3230 - 3350 м, в юрских отложениях - 3380 - 3400 м. Разведочные скважины, целью бурения которых был поиск залежей нефти в отложениях триаса, имели глубины 3450 - 3650 м.

Общая проходка поисковых и разведочных скважин составила 301154 м. Суммарная проходка с отбором керна из продуктивных пластов за весь период разведки и разработки месторождения составила 10546,45 м, вынос керна 4457,19 м или в среднем от проходки 42%. Данные о выносе керна из продуктивных пластов приведены в таблице 1.1. Из нефтенасыщенных частей продуктивных пластов вынос керна составил: К₁IX пласт - 30,8%, К₁XIII₁ пласт - 37,4%, К₁XIII₂₊₃ пласт - 41,4%, J₂V_3-6 пласт - 19,8%, J₂VI пласт - 27,2%.

Текущее состояние скважин показано в таблице 1.2. Из хадумско-белоглинского продуктивного комплекса в настоящее время скважины не эксплуатируются. Одна скважина (скв. 107) находится в консервации.

Текущее состояние фонда скважин

Период	Всего пробурено скв.	Находится в эксплуатации скв.	Ликвидировано скв.	Переведены в контрольные	В консервации	Бездействующие
			По техническим причинам	По геологическим причинам
Поисковые и разведочные скважины
1954-1963	72	3	16	49	2	2	-
1964-2000	17	-	-	14	-	1	2
Итого	89	3	16	63	2	3	2
Эксплуатационные скважины
1954-1963	60	13	7	34	3	3	-
1964-2000	57	19	-	13	16	7	2
Итого	117	32	7	47	19	10	2
Поисковые, разведочные + эксплуатационные скважины
Всего	206	35	23	110	21	13	4

Из верхнемелового продуктивного пласта также скважины не эксплуатируются, в консервации 2 скважины, переведена в контрольную 1 скважина, бездействующая 1 скважина.

Из К₁IX продуктивного пласта эксплуатируются 15 скважин, контрольных скважин - 8, в консервации - 5, бездействующая - 1.

Из К₁XIII_1-3 продуктивного пласта эксплуатируются 5 скважин, контрольных - 5, в консервации - 4, бездействующая - 1.

Данные по отбору керна

Период	Категория скважин	Общая проходка по скважинам, пройденным с отбором керна, м	Проходка с отбором керна, м	% от общей проходки	Вынос керна, м	% от проходки с отбором керна	% от общей проходки
1952-1963 Итого	разведочные эксплуатационные	232644 148501 381145	6859,75 1223,7 8083,45	2,9 0,8 2,1	2826,28 498,46 3324,74	41,2 40,7 41,4	1,2 0,3 0,8
1964-2002 Итого	разведочные эксплуатационные	59897 53312,5 111954,5	2036,5 426,5 2463	3,4 0,8 2,2	971,23 161,22 1132,45	48,0 37,8 46	1,6 0,3 1,0
Всего	493099,5	10546,45	2,1	4457,19	42,5	0,87

Всего на месторождении пробурено 206 разведочных и эксплуатационных скважин, из них ликвидировано по техническим причинам 23 скважины, по геологическим причинам 110, находятся в эксплуатации 35 скважин. Данные о ходе разведочного и эксплуатационного бурения по годам сведены в таблицу 1.4.

Опробование скважин на приток осуществлялось в процессе бурения скважин пластоиспытателями, а также после окончания скважины бурением и спуска эксплуатационной колонны путем ее перфорации (табл. 1.3). Продуктивные пласты вскрылись в основном на глинистом растворе, редко на воде. Вызов притока из пласта осуществлялся заменой глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня компрессования или аэризацией, иногда заменой воды нефтью.

Количество опробований скважин месторождения Озек-Суат

Период	Разведочное бурение	Эксплуатационное бурение
	ИП в открытом стволе	в колонне	ИП в колонне	Открытым забоем	ИП в открытом стволе	в колонне	ИП в колонне	Открытым забоем
На 1.01.1964	13	161	80	-	2	74	-	1
1964-2000	90	106	5	1	56	135	6	-
Всего	103	267	85	1	58	209	6	1

При испытании скважин проводились гидродинамические исследования, с отработкой 3-5 режимов. На каждом штуцере определяли дебит жидкости, нефти, газа, содержание воды, трубное и затрубное давление, газовый фактор, отбирались на исследование пробы воды, нефти, газа. После испытания каждого объекта над ним устанавливался разобщающий цементный мост, который испытывался на прочность и герметичность.

2. Геологическое строение района работ

Нефтяное месторождение Озек-Суат расположено в пределах Озек-Суатской зоны нефтегазонакопления Прикумского нефтегазоносного района Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области (рис. 2.1).

К настоящему времени на месторождении установлена нефтеносность юрских, нижнемеловых, верхнемеловых и верхнеэоценовых-нижнеолигоценовых осадочных отложений.

Стратиграфический диапазон осадочного чехла Прикумского нефтегазоносного района охватывает отложения от триасового до неогенового возраста. Основанием осадочного чехла служат пестроцветные породы переходного комплекса (куманская свита, нижний триас) и метаморфизованные, сильно дислоцированные породы палеозойского фундамента.

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Литолого-стратиграфическая характеристика представлена сводным геологическим разрезом (рис. 2.2), базируется на результатах палеонтологических, петрографических исследований керна, геолого-геофизических сопоставлений разрезов скважин, проведенных ранее в филиале СевКавНИИнефть.

Палеозойская группа Pz

Палеозойские отложения (каменноугольная, пермская системы) на площади Озек-Суат после предыдущего подсчета запасов нефти (1964 г.) вскрыты скважинами: №№108, 110, 150,191.

Вскрытые отложения представлены темно-серыми серицитовыми сланцами, черными очень крепкими аргиллитами с прослоями кварцитов серых трещиноватых. Трещины заполнены кварцем и пиритом. Вскрытая толщина 30-100 м.

Мезозойская группа Mz

Представлена триасовой, юрской и меловой системами

Триасовая система T

Триасовые отложения отличаются не повсеместным распространением в пределах структуры: значительные толщины на северном борту и полное отсутствие отложений в сводовой части поднятия.

Нижний отдел T₁

Представлен куманской, нефтекумской, култайской и демьяновской свитами.

Куманская свита T_{1 2} km

Представлена чередованием пестроцветных аргиллитов, серых разнозернистых песчаников, темно-зеленых, глинистых алевролитов. Отложения куманской свиты заполняют эрозионные грабенообразные впадины в рельефе фундамента на севере и северо-востоке поднятия и отсутствуют на большей его части. Наибольшая толщина свиты 240 м.

Нефтекумская свита Т₁ nf

По литологическому составу подразделяется на три пачки.

Нижняя пачка сложена известняками серыми, глинистыми, с прослоями мергелей, аргиллитов и алевролитов. Толщина пачки до 110 м.

Средняя пачка сложена известняками светло-серыми и розовыми, массивными, трещиноватыми, кавернозными. Толщина 200 м.

Верхняя пачка представлена известняками белыми и светло-серыми, сильно доломитизированными с прослоями серых аргиллитов. Толщина пачки до 100 м.

Култайская свита Т₁ сl

Представлена известняками красно-бурыми, участками серыми и буровато-серыми, пятнистыми, микрокристаллическими, и мергелями доломитизированными. Толщина 30-90 м.

Демьяновская свита Т₁ dm

Представлена аргиллитами темно-серыми с прослоями мергелей, глинистых известняков и серых алевролитов. Содержание терригенного материала увеличивается вверх по разрезу. Толщина 20-40 м.

Средний отдел.

Кизлярская свита Т₂ kz

Представлена аргиллитами темно-серыми и алевролитами зеленовато-серыми, с тонкими прослойками серых известняков. Толщина 0-170 м.

Юрская система J

Нижний отдел J₁

Нижнеюрские отложения, в основном, состоят из терригенных пород. Песчаники серые и светло-серые, разнозернистые, кварц полевошпатовые, некарбонатные, крепкие. Алевролиты присутствуют в виде тонких прослоев. Широко развиты аргиллиты темно-серые и серые, некарбонатные или слабо карбонатные. В разрезе нижней юры выделяется VI и VII песчаные пачки. Толщина отложений изменяется от 32 до 100 м.

Средний отдел J₂

Байосский J₂ b

Представлен песчаниками (V пачка) светло серыми, кварцполевошпатовыми, разнозернистыми, разделенными на отдельные пласты прослоями аргиллитов темно-серых, не известковистых. Над песчаниками залегает алевролито-глинистая пачка. Глины темно-серые с включением обуглившихся растительных остатков, стяжений пирита, гальки и гравелита. В стратиграфическом отношении породы относятся к средней юре, что подтверждается находками пелеципод. Общая толщина отложений меняется от 20 до 75 м

Верхнеюрские отложения J₃ на площади отсутствуют.

Меловая система К

Нижний отдел К₁

В разрезе нижнего мела присутствуют отложения всех его ярусов и выделяются 13 пластов, имеющих по промысловой номенклатуре индексы от XIII до I (снизу вверх). Отложения этого возраста несогласно залегают на различных горизонтах юрских отложений.

Неокомский надьярус К₁ nc

Берриасский ярус К₁b (XII-XIII пласты)

Отложения яруса представлены песчаниками серыми средне и мелкозернистыми, кварцевыми, с глинисто-кальцитовым цементом. Известняками микрокристаллическими, органогенными с включениями не отсортированного обломочного материала. Аргиллитами темно-серыми алевритистыми, с включениями растительного детрита и обломками микрофауны.

Толщина берриасского яруса составляет 40-60 м.

Валанжинский ярус К₁v (XI пласт)

Валанжинский ярус на площади Озек-Суат представлен преимущественно известняками светло- и зеленовато-серыми крепкими, не слоистыми с прослоями песчаника и аргиллита в основании и в кровле. Чередованием аргиллитов, песчаников, глин, алевролитов и известняков. Во всех породах наблюдаются включения плохоокатанных зерен гальки и гравия.

Аргиллиты темно-серые с включениями зерен пирита; глины в основном темно-серые, почти черные, с отпечатками растительных остатков, с частыми включениями угля; алевролиты темно-серые, глинистые, известковистые; песчаники разнозернистые, известковистые, глинистые, участками переходящие в известняки. Фауна Ferebratula acutavas circassensis Reng.

Толщина валанжинских отложений изменяется от 20 до 70 м.

Готеривский ярус К₁g (X пласт)

Пласты сложены терригенно-карбонатными породами: известняками серыми пелитомофными, с прослоями темно-серых глин, песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами, мергелями с включениями гравия и гальки. Толщина яруса меняется от 13 до23 м. Из фауны присутствуют Exoguratambecni Orb и др.

Барремский ярус К₁br

К барремскому ярусу на площади Озек-Суат Южный отнесен IX₁ пласт.

В разрезе встречаются песчаники, алевролиты, с подчиненными прослоями глинистых и известковых пород. Вверх по разрезу преобладают терригенные разности, обогащенные зернами кварца.

IX₁ пласт. В кровле IX₁ пласта залегают сильно известковистые песчаники, переходящие в известняки песчанистые. Песчаники светло и буровато-серые, кварцевые, разнозернистые, алевролиты светло-серые, глинистые слоистые за счет тонких прослоев темно-серых глин. Известняки песчанистые, серые с прослоями и налетами темно-серых глин. Толщина барремских отложенийот 38-58 м.

Аптский ярус К₁a

К аптскому ярусу отнесены породы нижнемелового разреза от верхней части VIII пласта, комплекс V, VI, VII пластов до середины IV пласта.

Аптский ярус сложен терригенными породами, представленными в основном чередованием песчаников, алевролитов и реже глинистыми породами, с отдельными прослоями карбонатных пород. Песчаники серые средне- и мелкозернистые, кварцево-слюдистые, известковистые с включениями пирита и глауконита; глины темно-серые, песчанистые, слюдистые. Толщина яруса изменяется от 260 до 290 м.

Альбский ярус К₁al

Отложения альбского яруса на площади Озек-Суатской группы распространены повсеместно. К альбскому ярусу отнесены породы нижнемеловых отложений от середины IV пласта, III, II и I пласты.

Литологически отложения альбского яруса преимущественно представлены мощными пластами песчаников и алевролитов, разобщенных глинами и аргиллитами. Песчаники светло-серые мелко- и среднезернистые кварцевые с глауконитом в различной степени глинистые; алевролиты зеленовато-серые, глинистые, слабослюдистые, глины темно-серые, песчанистые. Фауна: Anomalina biinvoluta, anomalina agalarovas, globigerina infracretacea.

Толщина альбских отложений 310-320 м.

Верхний отдел K₂

Карбонатные породы верхнего мела со стратиграфическим несогласием залегают на нижнемеловых терригенных образованиях.

Верхнемеловой отдел представлен турон-коньянским, сантонским, кампанским, маастрихатским ярусами, которые встречены во всех скважинах месторождения Озек-Суат. Суммарная толщина колеблется в пределах 190-282 м.

Туронский + коньякский ярусы К₂t+k

Отложения сложены известняками песчанистыми, серыми - и зеленовато-серыми, с прослойками мергелеподобной глины, песчаниками известковыми, редко глинистыми, мелкозернистыми кварцевыми, иногда с прослоями турмалина, глауконита и известняка. Общая толщина отложений до 10 м.

Сантонский ярус К₂st

Сантонские отложения сложены известковыми мергелями темно-серыми, плотными с известняками серыми, не слоистыми, очень плотными с гнездами кварцевых зерен и песчаными известняками, переходящими в известковые песчаники. Общая толщина 30 м.

Кампанский ярус К₂km

Кампанские отложения сложены известняками песчаными, с тонкими прослоями аргиллитов, светло-серыми, слоистыми, со стеллолитами, с прослоями алевролитов и зеленовато-серых мергелей. В верхней части разреза наблюдаются прослои известковистых песчаников серых с прослоями песчанистых глин и включениями пирита. Общая толщина отложений колеблется в пределах 85-120 м,

Маастрихтский ярус К₂m

Маастрихтские отложения сложены известняками мелоподобными, белыми, рыхлыми с тонкими прослоями мергелеподобной глины. Общая толщина 62-68 м.

Кайнозойская группа Кz

Палеогеновая система Р

Палеогеновые отложения выделяются в обьеме палеоценового, эоценового и олигоценового отделов.

Палеоценовый отдел Р₁

Нижний подотдел Р₁¹

Датский ярус Р₁¹d

Литологически представлен переслаиванием известняков серых, очень крепких и песчаных мергелей зеленовато-серых. Отложения датского яруса на площади Озек-Суат Южный сильно размыты. Сохранившиеся толщина этих отложений составляют 2-4 м.

Верхний подотдел Р₁²

Свита горячего ключа Р₁² gk

Глины темно-серые, плотные неслоистые, в верхней части песчанистые. Из фауны содержится Acorinina subshaerica. Толщина 27-36 м.

Эоценовый отдел Р₂

Средний эоцен Р²₂

Черкесская свита Р²₂сh

Отложения представлены глиной сильно карбонатной и мергелями с прослоями известняков. В нижней части эоцена вскрыт мергель с фораминиферами, мощностью слоя до 5 м. Мергель сменяется глиной сильнокарбонатной, участками переходящий в мергель. В этих породах встречены фораминиферы. Толщина 30-40 м.

Верхний эоцен Р₂³

Черкесская, керестинская, кумская, - Характер контакта между их отложениями не установлен, по-видимому, они связаны постепенным переходом.

Керестинская и кумская свиты P²₂kr+km

Свиты характеризуются выдержанностью литологического состава пород и видового состава фауны. Они сложены известняками бурыми и мергелями коричневыми слоистыми с многочисленными фораминиферами. Толщина 20-22 м.

Белоглинская свита P³₂bl_.

Сложена мергелями светло-серыми, плотными, слоистыми с прослойками темно-зеленых, песчанистых глин. Толщина 26-30 м.

Олигоценовый отдел Р₃

Представлен хадумской и баталпашинской свитами.

Нижний олигоцен Р₃¹

Хадумская свита Р₃¹ ch

Представлена песчано-глинистой пачкой с включениями карбонатных пород. Подошвенная часть пачки сложена темно-серыми глинами. В средней части залегает остракодовый пласт, сложенный известняками и мергелями. Мощность его 2-3 м, но он хорошо выдержан и прослеживается повсеместно, поэтому служит маркирующим горизонтом. Фауна: Ostrokoda. Толщина хадумсой свиты 25-30 м.

Верхний олигоцен Р₃²

Майкопская серия (P₃-N₁¹) m

Выделяется баталпашинская свита, зеленчюкская, караджалгинская и ольгинская

Баталпашинская свита P₃² bl

Сложена глинами темно-серыми с буроватым оттенком, с прослоями алевролитов и песчаника. Толщина 350-400 м.

Зеленчукская свита P₃² zl

Глины серые, слоистые с прослоями песчаников серых, мелкозернистых и алевролитов, с включениями пирита. Глина с прослоями доломитизированного мергеля. Присутствуют фораминиферы. Толщина 250-300 м.

Неогеновая система N

Миоценовый отдел N₁

Нижний подотдел N₁¹

Караджалгинская свита N₁¹ kr

Переслаивание глин темно-серых, в различной степени известковистых, песчаников серых, мелкозернистых и алевролитов серых, глинистых. Толщина свиты 180-210 м.

Ольгинская свита N₁¹ ol

Представлена глинами темно-серыми, известковистыми с прослоями песчаников серых с зеленоватым оттенком, слюдистых, глинистых и алевролитов серых, слюдистых местами известковистых.

Толщина отложений 560-575 м.

Средний подотдел N₁²

Чокракский ярус N₁² tc

Сложен глинами темно-серыми с прослоями алевролитов и мергелей. Толщина яруса 10-15 м.

Конкский+караганский ярусы N₁² kn+kg

Представлены переслаиванием глин с прослоями мергелей и песчаников. Глина серая с буроватым оттенком, непесчанистая, слабоизвестковистая с тонкими прослоями серого тонкозернистого песчаника. В глинах встречаются прослои кремовато-серого, плотного мергеля. Песчаники серые и темно-серые, тонкозернистые слюдистые. Имеется фауна: Spaniodontella pulchella Bailu Otolithus (Rhombus) karaganensis Suzin. Ме. Толщина 110-140 м.

Верхний подотдел N₁³

Сарматский ярус N₁³sr

Нижний подъярус N₁³sr₁

Глина темно-серая, непесчанистая и слабо песчанистая, местами слабоизвестковистая с редкими прослоями тонкозернистого глинистого песчаника и прослоями желтовато-серых крепких мергелей. Толщина 40-50 м.

Средний подъярус N₁³sr₂

Глина темно-серая и серая с зеленоватым и желтоватым оттенками, непесчанистая и слабо-песчанистая, с редкими тонкими прослоями голубоватосерого мелкозернистого песчаника и прослоями светло-серых голубовато-серых крепких мергелей. Толщина подъяруса 40-50 м.

Плиоценовый отдел N₂

Верхний подотдел N₂³

Акчагыльский ярус N₂³ ak

Ярус трансгрессивно залегает на сарматских отложениях. Сложен глиной серой, с голубоватым и зеленоватым оттенками, песчанистой, известковистой с налетами слюдистого песка и тонкого мелкозернистого известковистого песчаника и редкими прослоями мергелей. Песчаник серый разнозернистый, слюдистый, глинистый, известковистый, уплотненный, крепкий с включением мелкой гальки. Толщина 100-120 м.

Апшеронский ярус N₂³ ap

Литологически представлен песчаником, песками, алевролитом и глиной. Песчаник серый, с зеленоватым оттенком мелкозернистый и тонкозернистый. Глины светло серые с голубоватым и зеленоватым оттенками, местами буровато серые непесчанистые и слабопесчанистые, известковистые с включениями и прослойками серого, тонкозернистого песка. Толщина яруса 470-500 м.

Четвертичная система - Q.

Плейстоценовый отдел Q₁.

Представлен древнекаспийскими отложениями, сложенными песками разнозернистыми, глинами и лессовидными суглинками желтовато-серого цвета. Толщина 50-70 м.

2.2 Перечень продуктивных пластов и их индексация

месторождение пласт нефтегазоносность геологический

Стратиграфический диапазон нефтеносности на месторождении Озек-Суат охватывает осадочные отложения от средней юры до палеогена.

Юрские отложения

На Озек-Суатском нефтяном месторождении до настоящего времени сохранилась местная номенклатура песчаных пластов (1964 год). На других площадях и месторождениях Прикумского нефтеносного района используется номенклатура пластов принятая рабочей комиссией производственных и научных организаций Ставропольского края и Дагестана в 1969 г.

Для перехода на единую номенклатуру юрских пластов Восточного Ставрополья, проведена переиндексация их на Озек-Суатском месторождении в соответствии с таблицей 2.1, на основании, проведенной корреляции юрских отложений от наиболее полных разрезов месторождения Русский Хутор через месторождения Восточное и Пушкарское, на которых действует общепринятая номенклатура пластов 1969 г., до месторождения Озек-Суат.

Переиндексация песчаных пластов юрских отложений месторождения Озек-Суат

Возраст	Индекс пластов при предыдущем подсчете запасов 1964 г.	Индекс пластов при пересчете запасов, 2000 г.
J2	I	V1-2
J2	II	V3-5
J2	III	V6
J2	IV	VI
J1	V	VII
J1	VI	VIII

Промышленные притоки нефти на месторождении Озек-Суат получены из V_3-5, V₆, VI пластов (по новой индексации) среднеюрских отложений.

Продуктивные пласты V_3-5 и V₆ имеют зоны слияния, единый водонефтяной контакт, то есть образуют один природный резервуар.

Продуктивные пласты месторождения Озек-Суат

№№ п/п	Стратиграфическое положение	Литология	Тип коллектора	Индекс пласта
1	палеоген Хадумская свита Белоглинская свита	Глины Известняки	Листовато - плитчато-трещинный	Ch-Blg
2	верхний мел Маастрихтский ярус	Известняки	Трещинный	K2I
3	нижний мел Барремский ярус	Песчаники Алевролиты	Поровый	K1IX
4	нижний мел Берриаский ярус	Песчаники	Поровый	K1XIII1
5	нижний мел Берриаский ярус	Песчаники	Поровый	K1XIII2+3
6	средняя юра Байосский ярус	Песчаники Гравелиты	Поровый	J2V3-6
7	средняя юра Байосский ярус	Песчаники Гравелиты	Поровый	J2VI

Нижнемеловые отложения

В осадочной толще нижнего мела выделено 13 песчаных пластов. Продуктивными являются XIII₁, XIII₂, XIII₃, IX пласты.

К₁XIII₂, и К₁XIII₃ пласты имеют зоны слияния, образуют природный резервуар К₁XIII₂₊₃ с единой гидродинамической системой.

Верхнемеловые отложения

В верхнемеловых отложениях продуктивным является К₂ I пласт (маастрихтские отложения). Пласт отличается высокой выдержанностью по литологическому составу и толщине.

Палеогеновые отложения

Нефтеносными являются отложения белоглинской (верхний эоцен) и хадумской (нижний олигоцен) свит, которые объеденены в один продуктивный комплекс, в связи с близостью коллекторских свойств пород, характера нефтенасыщенности, свойств нефти, промышленной ценности нефтескоплений. Комплекс отложений относительно выдержан по литологическому составу и толщине.

2.3 Тектоника

В истории геологического развития Восточного Ставрополья выделяются три основных этапа:

- геосинклинальный, консолидация складчатого основания - фундамента эпигерцинской платформы, закончившийся в ранней перми;

- переходный от геосинклинального режима к платформенному, существовавший до первых платформенных трансгрессий;

- платформенный, связанный с накоплением мезозойского осадочного чехла.

Складчатое основание эпигерцинской платформы Восточного Ставрополья (палеозой) осложнено дизъюнктивными нарушениями как субширотного, так субмеридионального направления, что обусловило его блоковое строение.

Периодическое движение блоков по разломам обусловило структурный план всей вышележащей мезокайнозойской осадочной толщи, изменение фаций, толщин и расположение локальных структур.

Поверхность фундамента характеризуется сильно расчлененным рельефом, формирование которого происходило в разное время. Это обусловило в различных частях зоны поднятий различную полноту стратиграфического объема мезозоя (триас, юра, мел) и характер его контакта с палеозоем.

Прикумская зона поднятий, включающая Озек-Суатскую структуру, представляет собой субширотный протяженный сложнопостроенный тектонический элемент, который с запада и юго-запада ограничивается Арзгиро-Мирненской зоной поднятий и Чернолесской впадиной. К востоку она прослеживается до Каспийского моря, с севера ограничивается Восточно-Манычским прогибом, а с юга - Кизлярской ступенью, погружающейся в Терско-Каспийский передовой прогиб.

Тектонические элементы: 1. Азовский выступ: 1 - Ростовское поднятие, 2 - Екатериновско-Кущевская зона поднятий, 3 - Канеловская зона поднятий, 4 - Щербиновская зона поднятий, 5 - Копанский прогиб, 6 - Еланчикский прогиб; 2. Кряж Карпинского: 1 - Полдневский вал, 2 - Промыслово-Цубукский вал, 3 - Камышанско-Каспийская ступень, 4 - Бузгинское поднятие, 5 - Заветнинско-Чилгирское поднятие, 6 - Элистинский вал, 7 - Белоглинский вал, 8 - Восточно-Донбасский вал, 9 - Гашунско-Зимовниковский прогиб, 10 - Северо-Бузгинский прогиб; 3. Ирклиевская впадина: 1 - Ленинградская зона поднятий, 2 - Крыловская зона поднятий; 4. Каневско-Березанская система поднятий: 5. Западно-Ставропольская впадина: 1 - Сальский вал, 2 - Расшеватское поднятие, 3 - Соколовско-Алексеевская зона поднятий, 4 - Калниболотский выступ; 6. Восточно-Кубанская впадина: 1 - Спокойненский выступ, 2 - Беломечетский прогиб; 7. Ставропольский свод: 1 - Южно-Ставропольский вал, 2 - Сенгилеевское поднятие, 3 - Северо-Ставропольский вал, 4 - Тахта-Кугультинское поднятие, 5 - Безопасненское поднятие, 6 - Грачевско-Благодарненская зона поднятий, 7 - Мирненская зона поднятий; 8. Зона Манычских прогибов: 1 - Тузловско-Пролетарский прогиб, 2 - Гудиловский прогиб, 3 - Арзгирский прогиб, 4 - Восточно-Манычский прогиб, 5 - Величаевско-Максимокумский вал, 6 - Чограйский прогиб, 7 - Дадынский вал, 8 - Зунда-Талгинская седловина; 9. Восточно-Ставропольская впадина: 1 - Янкульское поднятие, 2 - Чернолесский прогиб; 10. Прикумская система поднятий: 1 - Петропавловское поднятие, 2 - Ачикулакский вал, 3 - Озек-Суатское поднятие, 4 - Таловская ступень, 5 - Соленоозерная терраса, 6 - Кочубеевский выступ, 7 - Довсунский прогиб, 8 - Кумский прогиб, 9 - Бажиганский прогиб, 10 - Чернорынковский прогиб; 11. Тимашевская ступень: 1 - Динской вал; 12. Ногайская ступень: 1 - Степновское поднятие, 2 - Орта-Тюбинское поднятие, 3 - Крайновская ступень, 4 - Березкинский прогиб, 5 - Тереклинский прогиб; 13. Северная моноклиналь Центрального Кавказа: 1 - Адыгейский выступ, 2 - Черкесско-Фроловская антиклинальная зона, 3 - Минераловодский выступ, 4 - Лабино-Зеленчукская моноклиналь, 5 - Кисловодская ступень, 6 - Балкарская моноклиналь; 14. Западно-Кубанский передовой прогиб: 1 - Анастасиевско-Троицкая антиклинальная зона, 2 - антиклинальная зона южного борта, 3 - Шапсуго-Апшеронский вал, 4 - Хадыженская моноклиналь, 5 - Славянско-Рязанский прогиб, 6 - Керченско-Таманский прогиб; 15. Терско-Каспийский передовой прогиб: 1 - Сунженская антиклинальная зона, 2 - Терская антиклинальная зона, 3 - Советско-Курская структурная зона, 4 - Предтерский прогиб, 5 - Осетинская впадина, 6 - Чеченская впадина, 7 - Аргуданский выступ, 8 - Баксанская моноклиналь, 9 - Черногорская моноклиналь, 10 - Сулакский прогиб, 11 - Нараттюбинская складчато-надвиговая зона, 12 - Талгинское поднятие, 13 - Губденский выступ, 14 - Миатлинский выступ, 15 - Приморская антиклинальная зона, 16 - Восточная антиклинальная зона, 17 - Западная антиклинальная зона, 18 - Притеречная антиклинальная зона

Локальные структуры центральной части Прикумской зоны поднятий характеризуются чертами платформенного типа: значительные размеры, небольшие амплитуды, пологие углы падения, расплывчатые очертания, вверх по разрезу структуры постепенно выполаживаются, сохраняя конфигурацию и положение сводов. По поверхности майкопских отложений большинство поднятий отображаются структурными террасами.

Озек-Суатское поднятие представляет собой изометричную структуру несколько вытянутую с юго-востока на северо-запад. Сводовая часть поднятия оконтуривается изогипсой - 3300 м. (рис. 2.4.) Размеры поднятия в пределах окантуривающей изогипсы - 3400 м составляет 6,0*4,5 км, амплитуда - 100 м. Углы падения пород на крыльях составляют 2⁰15^/-2⁰35^/, за исключением юго-восточного крыла, где углы достигают 5⁰45^/.

Формирование отложений триаса происходило в переходной обстановке от континентальной к морской (куманская свита) и морской (нефтекумская, култайская, демьяновская, кизлярская свиты). Раннекимирийский цикл складчатости, закончившийся к концу позднего триаса, привел к интенсивному воздыманию Озек-Суатского поднятия, образованию серии дизъюктивных нарушений и значительному размыву триасовых отложений.

По данным сейсмических исследований МОГТ в доюрских отложениях выделены дизъюнктивные нарушения:

а) севернее скважин 117, 69,73,21;

б) восточнее скважин 69, 30, 2 Полевая;

в) севернее скважин 24, 65, 51, 252, 60;

г) западнее скважин 141, 5 и восточнее скважины 62.

В целом переходный этап развития Восточного Ставрополья характеризовался интенсивными подвижками блоков по разломам, и последующим выравниванием тектонически эродированного рельефа. Это создало условия для последующего развития крупных трансгрессий в юрское и меловое время.

Начало формирования структур Озек-Суатского поднятия относится к лейасовому времени. В последующие периоды геологического развития (юра, мел, палеоген) наметившиеся поднятия характеризовались устойчивым, унаследованным развитием. Древние юрские слои прилегают к палеозойскому выступу, более молодые слои, облекая, перекрывают его. В дальнейшем, в следствии тектонических движений, палеозойский выступ и перекрывающие его юрские пласты приняли более резкие формы. В начале нижнемелового времени юрские отложения в сводовой и юго-западной частях структуры были размыты, что отражено в современном структурном плане юрских продуктивных пластов и изменении толщин отложений по площади.

Глубина размыва достигла VI продуктивного пласта, хотя из продуктивных пластов он имеет наибольшее распространение.

В структурном плане VI пласта отмечается расчленение Озек-Суатского поднятия на ряд куполов, расположенных в северной, центральной и южной зонах. Наиболее крупная структура оконтурена изогипсой -3310, имеет размеры 7,5*5,0 км, амплитуда 45 м. В районе скважин 9, 255, 214 изогипсой-3300 м оконтурена структура размером 3,2-1,5 км, амплитуда 15 м. В районе скважины 215, изогипсой-3310 м, оконтурена структура размером 3,0*1,0 км, амплитуда 15 м. подобные структуры выделяются в районе скважин 77,203 и в районе скважин 167, 300.

В общем, свод VI продуктивного пласта совпадает со сводовой частью палеозойского выступа, таким образом, структурный план юрских отложений характеризуется унаследованностью от палеозойского фундамента.

Среднеюрские пласты V_3-5, V₆ вскрываются скважинами к северо-востоку от линии размыва, проходящей через скважины 105, 213, 42, 150, 162, 92, 23.

Структурные формы нижнемеловых отложений в целом унаследуются от нижележащих, но приобретают более пологие, расплывчатые очертания, большие размеры.

Современный структурный план XIII₂₊₃ пласта вырисовывается в виде обширного поднятия с размерами по оконтуривающей изогипсе 3290 м, 8,0*4,5 км, амплитуда 45 м. Сводовая часть поднятия осложнена тремя куполами, северным, центральным и южным.

Южный купол XIII₂₊₃ пласта соответствует таковому в юре и палеозое, северный купол по более древним отложениям не отображается. В структурном плане юрских отложений ему соответствует структурный выступ северо-восточного простирания. Современный структурный план XIII₁ пласта полностью сохраняет основные черты тектонического строения нижележащего XIII₂₊₃ пласта. На западном, северном и юго-восточном крыльях углы падения составляют соответственно 1⁰10^/, 1⁰15^/, 1⁰15^/, а на южном крыле 0⁰55^/. Амплитуда поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы -3260 м составляет 40 м.

Вышележащий IX продуктивный пласт полностью сохраняет основные черты тектонического строения XIII₁, XIII₂₊₃ пластов. Размеры поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы-3160 м составляет 7,7*5 км, амплитуда-40 м. углы падения пород на западном, южном и северном крыльях равны соответственно 1⁰15^/, 1⁰, 1⁰10^/.

В структурном плане IX пласта по сравнению с нижележащими (XIII₁, XIII₂₊₃), более четко выделяются прогибы, разобщающие купола.

Структурный план по поверхности верхнемеловых отложений отражает основные черты тектонического строения нижнемеловых пластов. Структурная выраженность по сравнению с нижнемеловыми отложениями характеризуется расплывчатыми контурами и пологими углами падения. Амплитуда поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы-2370 м составляет 20 м. Северный, центральный и южный куполы имеют амплитуду 10 м и характеризуются одинаковым гипсометрическим положением. Современный структурный план белоглинских отложений (эоцен) отображает обширное пологое поднятие с расплывчатыми очертаниями, амплитудой 15 м углы падения пород на крыльях составляют 0⁰30^/, 0⁰45^/. Выделяются северный, центральный и южный куполы. Северный и центральный куполы характеризуются одинаковым гипсометрическим положением (-2240), а южный на 10 м ниже.

Структурный план отложений хадумской свиты в целом сохраняет основные черты тектонического строения белоглинских отложений, однако, структурные формы еще более пологи и расплывчаты. Амплитуда поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы-2240 составляет 15 м. Северный и центральный купола четко выражены и имеют одинаковое гипсометрическое положение (-2330). Южный купол не находит четкого отображения, ему соответствует структурная терраса с отметками (-2232 м) - (-2235 м).

2.4 Нефтегазоносность

Нефтяное месторождение Озек-Суат входит в состав одноименной зоны нефтегазонакопления, Прикумского нефтегазоносного района Восточно-Предкавказской нефтегазоносной области. В пределах Прикумского нефтегазоносного района установлен широкий диапазон нефтегазоносности в разрезе всего осадочного чехла, включающего породы триаса, юры, мела и палеогена (рис. 2.5.).

На 45 разрабатываемых месторождениях выявлено 132 залежи, из которых 128 в отложениях нижнего мела. В юрских отложениях установлено 36 залежей, 17 в отложениях верхнего мела и 11 в палеогене.

Распределение начальных извлекаемых запасов по стратиграфическим комплексам на 01.01.2005 г.

Начальные запасы,	Отложения
	Палеогеновые	Верхнемеловые	Нижнемеловые	Юрские	Триасовые
тыс. тонн	5,5	12,0	158	18,5	10,3
%	3	6	77	9	5

В пределах Нефтекумского района в разрезе осадочного чехла преобладают нефтяные залежи. Ггазовые залежи известны только в майкопских отложениях. Газоконденсатные и газоконденсатно-нефтяные установлены на востоке нефтегазоносного района на месторождениях Русский Хутор Северный и Русский Хутор Южный. Известна еще небольшая газовая шапка в залежи нефти VII пачки юры на Урожайненском месторождении.

Подавляющее число залежей связаны с терригенными коллекторами гранулярного типа в отложениях нижнего мела и юры. Наиболее крупные и продуктивные залежи установлены в VIII-IX пластах нижнего мела. В IV, V, VI-ом пластах нижнего мела залежи нефти установлены на месторождении Колодезное, во II-ом пласте только на месторождении Ильменское.

К карбонатным породам приурочены залежи в нефтекумской свите триаса и маастрихтском ярусе верхнего мела. В нефтекумской свите, расчленяемой на пять (снизу вверх) литологических пачек, нефтяные залежи связываются с тремя верхними 3,4 и 5 пачками. Установлено, что, чем выше пачка, тем лучше их коллекторские свойства и, соответственно, более высокая продуктивность. Ловушками залежей нефти служат останцы в эрозионных выступах.

Залежи нефти в маастрихтском ярусе распространены в пределах трех зон нефтегазонакопления. Они установлены на больших и малых месторождениях, но везде это водонефтяные залежи. Маастрихтский ярус выделяемый, по промысловой номенклатуре как I пласт верхнего мела по геофизическим материалам расчленяется на несколько пропластков, по одной из номенклатур на пять пропластков, из которых 1₁ 1₃ и 1₅ представлены плотными известняками, а остальные пропластки - рыхлыми известняками. И рыхлые, и плотные пропластки обладают в разной степени различной трещинной пористостью. Нефтяные притоки получены из всех пропластков карбонатной толщи, мощность которой достигает 60 - 70 м. Залежи нефти в маастрихтском ярусе обладают редкими, а возможно и уникальными особенностями, которые заключаются в том, что в пределах всей залежи нефть и вода находятся в подвижном состоянии, причем доля нефти не превышает 10 -20%. Структурные ловушки в маастрихтском ярусе не превышают 20 м, а высота залежей, на отдельных месторождениях, достигает 60 - 70 м. Характерно, что залежь располагается не только под структурной ловушкой, но и за ее пределами, смещаясь обычно в южном, юго-западном и юго-восточном направлениях. Водонефтяной контакт в обычном понимании здесь приобретает несколько иное содержание. Водонефтяной контакт в залежах такого типа, это поверхность, выше которой получают нефть с водой, а ниже только воду. Поверхность контакта, обычно, имеет выпуклую форму в сторону подошвы пласта, причем выпуклость больше в осевой части поднятия, что связывается с распределением трещиноватости пород.

В нижнеолигоценовых и эоценовых отложениях палеогена выявлены залежи нефти, связанные с коллекторами, представленными аргиллитоподобными, тонколистоватыми, тонкоплитчатыми, слаботрещиноватыми глинами и слаботрещиноватыми глинистыми известняками и мергелями. Эффективное пустотное пространство этих коллекторов представлено межлистоватыми и межплитчатыми пустотами и трещинами.

Коллекторы характеризуются очень низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Улучшенные коллектора отличаются зональным характером распространения. Залежи нефти, как правило, не связаны с гипсометрическим положением структур, хотя и приурочены к наиболее крупным и тектонически осложненным поднятиям. В основном, залежи нефти контролируются характером развития коллекторов и могут быть отнесены к литологически ограниченному типу. Об ограниченности и замкнутости залежи свидетельствует резко изменчивые дебиты нефти, значительное снижение дебитов и пластовых давлений уже в первое время эксплуатации.

Нефтеносность месторождения Озек-Суат

На месторождении Озек-Суат нефтеносность выявлена в палеогеновых, верхнемеловых, нижнемеловых и юрских отложениях.

Палеогеновые отложения (хадумская и белоглинская свиты)

Хадумско-белоглинские отложения испытаны в 11 скважинах в восьми из них (73%) получены признаки нефтеносности. Нефтеносность белоглинских отложений установлена только в скв. 116 (непереливающий приток нефти 0,7 м³/сут) и в скв. 7, при совместном испытании хадумско-белоглинских отложений, отмечался периодический выброс нефти 0,5 - 0,8 м³/сут. Нефтеносность хадумских отложений установлена в восьми скважинах. Однако, только одна скважина 107 дала промышленный приток нефти 3,4 м³/сут и обеспечила накопленную добычу 12,0 тыс. т нефти. В остальных скважинах получен непереливающий приток нефти с дебитом менее 1,0 м³/сут или непереливающие притоки воды с нефтью (10 - 50%).

Эффективное освоение залежи нефти в хадумско-белоглинском комплексе отложений возможно только при расположении скважин в пределах линейных зон с улучшенными коллекторскими свойствами. К сожалению, метода выделения таких зон в глинистых отложениях нижнего олигоцена пока не разработано. В целом, залежь нефти, связанная с хадумско-белоглинским пластом, отличается очень низкой промышленной ценностью.

Верхнемеловые отложения (маастрихтский ярус, пласт - IК₂)

Нефтеносность маастрихтского яруса, установленная в скважинах 27, 55 и 192, связана с северным поднятием Озек-Суатского месторождения, в пределах которого выделены северная и центральная залежи.

На северной залежи скважины 27 и 55 располагаются на восточной периклинали локального поднятия, а скважина 192 - на западной периклинали центрального поднятия. Поскольку оба поднятия располагаются в пределах одной более крупной структуры северного поднятия, оконтуренной изогипсой -2370,0 м, то, очевидно, и формирование залежи в ее пределах происходили в близких геологических условиях. Это обстоятельство позволяет использовать аналогии и переносить информацию между участками залежи.

Водонефтяные контакты в залежах приняты по нижним дырам перфорации в скважинах, из которых получены притоки нефти с водой, так же, как и принималось ранее на всех известных месторождениях. Согласно представленной модели залежи, водонефтяной контакт наклонен с севера-востока на юго-запад и в этом же направлении происходит увеличение нефтенасыщенных толщин.

Нижнемеловые отложения

В разрезе нижнемеловых отложений продуктивными объектами остаются IX, XIII₁ и XIII₂₊₃ пласты.

По уточненному геологическому строению в пласте XIII₁ выделены пять самостоятельных нефтяных залежей.

Северная залежь (основное поле) - пластовая, сводовая, литологически экранированная в восточной части поля. Размеры залежи контролируются ВНК, определенным на абсолютной отметке -3243 м. Промышленное освоение залежи начато в 1988 году. Залежь нефти эксплуатировали две скважины 245 и 267. Накопленная добыча по ним составила 41 тыс. т. С 1994 года обе скважины бездействуют.

Залежь в районе скважины №22 незначительных размеров, расположена в периклинальной части локального поднятия, отделенная от основного поля северной залежи зоной выклинивания коллектора. Размеры ее контролируются литологическим экраном и ВНК, определенным на абсолютной отметке -3243 м. Залежь не разрабатывалась. Единственная скважина 22 на этом участке ликвидирована.

Залежь в районе скважин №19, 53, 101 - пластовая, сводовая, с элементами литологического экранирования. Притоки нефти получены в скважинах 19, 53, слабый приток нефти - в скважине 94 ВНК по ним определен на абсолютной отметке - 3261 м. В эксплуатации длительное время находилась скважина 19, добыча нефти которой составляет 20 тыс. т. В настоящее время скважина бездействует.

Залежь в районе скважины №77 незначительных размеров, литологически экранированная. ВНК определен на абсолютной отметке -3276 м по результатам испытания пласта в единственной скважине 77, из которой за период эксплуатации отобрано 4 тыс. т нефти (70% от извлекаемых запасов).

Залежь в районе скважины №108 - пластовая, сводовая, контролируется одной скважиной, из которой в течение длительной эксплуатации отобрано максимальное количество нефти (64 тыс. т) по сравнению с другими добывающими скважинами из XIII₁ пласта. Структурные условия ловушки изучены слабо, поэтому размеры залежи следует считать условными. Отметка ВНК принята на глубине -3290 м.