Эффективность метода теплового воздействия на II блок II пласта месторождения Катангли

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введен

I. Общая часть

1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района

1.2 История изученности района

II. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Гидрогеологическая характеристика месторождения

2.4 Нефтеносность

III. Методическая часть

3.1 Обоснование применения метода повышения нефтеотдачи пласта

3.2. Метод повышения нефтеотдачи

3.2.1 Характеристика агентов для применения метода

3.2.2 Обоснование расчетной модели и I варианта разработки

3.2.3 Технология разработки месторождения. Текущее состояние разработки II пласта II блока

IV. Технико-экономическая часть

V. Охрана окружающей среды

Заключение

Список графических приложений

Список табличных приложений

Список использованной литературы

Введение

Предпосылкой создания бурового и нефтедобывающего предприятий послужила высокая перспективность района работ для поисков и добычи крупных скоплений нефти и газа.

В 1968-1969 гг. на месторождениях Сахалина были начаты работы по опытно-промышленному и промышленному внедрению паротепловых методов воздействия на пласты в сочетании с заводнением. Особенно большой объем работ был проведен на месторождениях Оха и Катангли.

Внедрение нового метода разработки дало возможность существенно увеличить извлекаемые запасы нефти.

Добыча нефти за 2002 год при воздействии на II пласт II блока месторождения Катангли составила 30.332 тысячи тонн (29 %) от всей добычи.

В дипломной работе содержится анализ эффективности разработки паротепловым воздействием на II пласт II блока на месторождении Катангли. Также предлагается применить новый метод на исследуемом объекте - закачка карбамида в паронагнетательные скважины.

В дипломной работе приведены геологическая характеристика месторождения Катангли, текущее состояние разработки месторождения, обоснование оптимального варианта разработки месторождения с паротепловым воздействием, даны расчетные вопросы техники и технологии эксплуатации скважин, охрана окружающей среды.

Нефтяная и газовая промышленность является важнейшей отраслью народного хозяйства любой страны. Доля нефти и газа в энергетическом балансе нашей страны непрерывно возрастает. Перспективы развития топливно-энергетической промышленности свидетельствуют о том, что нефть и газ в ближайшем будущем сохранит свою первенствующую роль.

Важнейшие проблемы будущего связаны с обеспечением человечества энергетическим ресурсами и оценкой этих ресурсов в целях наиболее рационального их использования. В таких условиях задачей развития нефтяной и газовой промышленности является усовершенствование методов поисков залежей нефти и газа и более полного извлечения из недр этих полезных ископаемых.

Предпосылкой создания в Ногликском районе нефтегазодобывающего предприятия послужила высокая перспективность района работ для поисков крупных скоплений нефти и газа, подтвержденная открытием таких крупных месторождений как Катангли, Набиль, Монги, им. Р. С. Мирзоева, Каурунани.

Месторождения Катангли является вторым по величине запасов нефти по Сахалину. Начало разработки относится к 1929 году. Всего открыто 9 (основных) залежей тяжелой, высоковязкой нефти в трех верхних пластах I - III тектонических блоках. На участке сосредоточены основные запасы Ноглик-Катанглийской антиклинали. По остаточным извлекаемым запасам месторождение остается одним из главных резервов нефтегазодобывающего предприятия «Катанглинефтегаз», извлекаемые запасы составляют 54.3 %.

Месторождение долгие годы разрабатывалось долгие годы на естественном режиме истощения.

Месторождение Катангли разрабатывается с применением теплового метода увеличения нефтеотдачи пластов с 1969 года (I пласт I блок), в промышленном масштабе с 1984 года. Весь период внедрения и применения теплового метода можно подразделить на три этапа.

Первый - опытно- промышленный этап нагнетания продолжался в течение 1969-1984 гг., второй - переход на внедрение парозакачки в промышленном масштабе продолжался с 1984 по 1996 гг. В целом итоги второго этапа следует оценивать все же положительно. По двум объектам разработки - залежи III пласта II блока и залежи I пласта II блока - процесс достиг заключительной стадии, когда можно начать проталкивание паровой оторочки холодной водой, КНИ приблизилось к концу периода к 25 %. Было уточнено геологическое строение складки и доказано существование единого макрообъекта - залежей II-III пластов в II-III блоках. Была начата реконструкция нефтепромысла по единой схеме.

Третий - период полномасштабного теплового воздействия, который начался во второй половине 1996 года и связан с запуском в работу наиболее современного парогенерирующего оборудования - УПГ-50/60. Закачка пара даже в ограниченных масштабах, способствовала стабилизации уровня добычи нефти по месторождению.

По месторождению Катангли начальные балансовые запасы составляют 18618 тыс.т., извлекаемые - 8987 тыс.т., остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2003 - 3942,74 тыс.т. (остаточные извлекаемые запасы по: I пл. - 2406,0 т.т., II пл. - 1045,748 т.т., III пл. - 490,892 т.т.)

За период разработки по месторождению на 01.01.2003 года добыто 5044,257 тыс. т. нефти. Использование извлекаемых запасов составляет - 56,1 %, коэффициент нефтеотдачи - 0,271.

В данной дипломной работе будет рассмотрено влияние тепловых методов воздействия на пласт, конкретно на II блок II пласта, с целью показать эффективно или нет этот метод способствует отбор высоковязкой нефти из недр.

Также будет предложен к рассмотрению новый метод теплового воздействия, предложенный институтом СахалинНИПИморнефть для применения его на нефтяных высоковязких месторождениях Сахалина, такой как закачка оторочкой карбамида.

I. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Краткая географо-экономическая характеристика района

месторождение скважина нефтяной

Нефтяное месторождение Катангли расположено на восточном побережье Северного Сахалина в 250 км к югу от г. Охи - центра нефтяной и газовой промышленности острова. В административном отношении оно входит в Ногликский район Сахалинской области. Ноглики является крупным поселком городского типа, имеющим районное значение (рис. 1).

Ближайший от месторождения населенный пункт - поселок Катангли, расположенный в 7 км к западу от Набильского залива и в 18 км к юго-востоку от районного центра поселка Ноглики.

Ближайшими месторождениями являются: нефтяное месторождение Уйглекуты, примыкающее с севера непосредственно к Катанглийскому; нефтегазовое месторождение Набиль, расположенное в 20 км к юго-востоку; нефтегазоконденсатное месторождение Монги, находящееся в 60 км севернее и газонефтяное месторождение Восточное Даги, расположенное в 70 км к северо-западу.

Рассматриваемый район представляет собой полого всхолмленную местность, ограниченную с запада северо-восточным склоном Набильского хребта, с востока берегом Охотского моря. Климат района обычный для Северного Сахалина - короткое лето и продолжительная суровая зима с частыми снегопадами и буранами.

Энергоснабжение нефтяного промысла и поселка Катангли осуществляется с помощью газотурбинной станции, мощности которой хватает для производственных и потребительских целей.

Вблизи месторождения Катангли имеются необходимые строительные материалы, такие как песок, гравий, глина, которые используются на местные нужды при отсыпке дорог, приготовления бетона и глинистых растворов.

В сейсмическом отношении Ногликский район изучен слабо и достаточно точных данных нет, так как строительство сейсмостанции в п. Ноглики не закончено.

Эксплуатационными объектами на месторождении являются залежи I, II и III пластов дагинской свиты.

1.2 История изученности района

Современная история п. Ноглики началась 100 с лишним лет назад, когда здесь работала экспедиция горного инженера Л. Ф. Бацевича. В 1889-90 годах он установил выходы нефти на реке Ноглики и на западном побережье залива Старый Набиль. В 1892-93 годах экспедицией известного нефтепромышленника, лейтенанта русского флота Г.И. Зотова, были пробурены две скважины на р. Ноглики, вторая из которых дала непромышленный приток нефти - первой нефти на территории района. После русско-японской войны, исследования на Северном Сахалине начинают проводиться Геологическим комитетом России. В 1907 году у нас работает экспедиция геолога Э.Э. Анерта. По ее результатам район р. Катангли был рекомендован для разведки. Год спустя геолог П.И. Полевой устанавливает выходы нефти возле р. Уйглекуты. Словом, уже в начале ХХ века, российские геологи были уверены в перспективах нефтеносности нашего района. Но первая мировая война отодвинула разведочные работы.

В годы гражданской войны Северный Сахалин был оккупирован японцами, они также проводили свои изыскания. Более того, разведочные скважины японцев доказали промышленную нефтеносность Катанглийской структуры. Оккупанты добывали нефть для местных нужд. Сведений об этом периоде у нас осталось мало.

С 1925 года наступает советский этап в истории Сахалина. У нас работает экспедиция известного впоследствии геолога, профессора Николая Александровича Кудрявцева. Экспедицией Н.А. Кудрявцева была составлена геологическая карта, дана высокая оценка перспективам нефтеносности района. Схема расчленения геологического разреза, предложенная этим замечательным исследователем, была принята за основу при дальнейшем изучении недр.

Некоторое время спустя японцам на концессионных условиях были сданы немалые территории для добычи нефти и разведки. С 1929 года они начали разработку месторождения Катангли. На этом промысле до сих пор работает скважина 127, введенная в том памятном году. Основные силы советского треста “Сахалиннефть” сосредоточивались на крупнейшем Охинском месторождении, для нашего района не хватало сил. Но в начале 1932 года буровики этого треста начинают бурение скважин в Катангли. Сахалинские геологи, среди которых выделяется М.Г. Перфильев (в то время наблюдатель на японской концессии), приступают к планомерному изучению Катанглийской складки и примыкающей к ней территории.

Советские нефтяники к добыче нефти приступили в 1940 году. Но все это время нашими геологами велись активные поиски новых месторождений. Даже начавшаяся Великая Отечественная война не смогла приостановить поисковые работы. В труднейший период, летом 1943 года на Ноглик-Катанглийской площади проводится детальная геологическая съемка Н.А. Абрамовым и С.С. Ицкович. Продолжались и буровые работы. Их проводил трест “Катанглинефть” (главный геолог В.А. Бугайченко). Шаг за шагом геологи продвигались от уже изученного Катанглийского месторождения на север. С 1949 года скважины закладываются за пределами промысловой площади. И в 1951 году устанавливается промышленная нефтеносность Уйглекутского газонефтяного месторождения, затем - площади Лысая Сопка (сейчас это территория п. Ноглики, в районе УЖД).

С 1948 года наступает время и для полевой геофизики - тогда проводятся гравиметрические и магнитометрические съемки, а также опытные сейсмические работы. В пятидесятые годы размах геофизических исследований увеличивается. На 1953 год приходится выполнение сейсморазведочных работ Катанглийской площади и центральной части Набильского залива.

Еще в начале 30-х годов XX века проводится бурение первых скважин на Набиле. Тогда там нефть не нашли. 1961 год. Контора бурения НПУ “Катанглинефть” бурит первую продуктивную скважину - № 5 - на месторождении Набиль. Эти скважины достигли небольших глубин, закладывались на ограниченной площади, поэтому глубокозалегающие и удаленные залежи в тот начальный период обнаружены не были. Небольшие запасы, высокая вязкость нефти, отдаленность нового месторождения от основных коммуникаций нефтепромыслового управления, тогда не позволили начать разработку.

В 1964 году контора бурения НПУ (главный геолог Б.А. Дзевановский) скважиной № 2 открывает Прибрежное газовое месторождение, расположенное на западном побережье залива Набиль, в 6 км к югу от п. Катангли. С 1966 началось снабжение газом поселка от вновь образованного промысла.

По результатам сейсморазведочных работ, проведенных в 1967-1968 годах, на площади Восточное Даги закладывается поисковая скважина № 1. В апреле 1970 года из нее получают 78 тонн нефти в сутки фонтан. Бурение вела бригада Н.В. Токаря из нефтеразведки № 7 треста “Дальнефтеразведка” (главный геолог Р.С. Мирзоев).

Работы приобретают большой размах. И в сентябре 1975 года из первой же на площади скважины, расположенной вблизи ручья Монго, получают фонтан нефти. Так было открыто крупнейшее на территории района месторождение Монги. Та скважина дала фонтан нефти дебитом 233 тонны. Шестью месяцами раньше на месторождение Набиль из скважины 25 также получают фонтанный приток нефти из больших глубин (около 2 км) и приступают к разработке залежи.

Дальнейшие открытия происходили в следующем порядке:

1980 г. - нефтегазовое месторождение Нижнее Даги и газовое Усть-Томи;

1984 г. - нефтегазоконденсатное месторождение Нижний Эвай;

1986 г. - газоконденсатное месторождение Усть-Эвай.

2001 г. - нефтегазоконденсатное месторождение Каурунани.

Название Нижний Эвай не знакомо широкому кругу специалистов. С 1985 года это месторождение носит имя Роберта Сергеевича Мирзоева, долгое время руководившего поисково-разведочными работами на Северном Сахалине, наряду с Ю.А. Троновым, бывшим главным геологом ВПО “Сахалинморнефтегаз”. В Ногликском районе геологоразведочные работы конца 70-х и 80-х годов возглавлялись бывшим главным геологом ПО “Ногликибурнефтегаздобыча” Л.М. Буровым (рис. 2).

Открытия предыдущих лет позволяют в настоящее время планировать объемы работ по добыче нефти и газа и успешно их выполнять.

1.3 Краткая история геолого-геофизической изученности района

В настоящее время поисково-разведочное бурение на месторождении Катангли не ведется.

На территории Дагинско-Набильского района был выполнен значительный объем геолого-геофизических исследований, среди которых наибольшее значение имели геологическая съемка, грави- , электро- и сейсморазведка, структурное бурение и поисково-разведочное бурение (рис. 3).

Результаты выполненных работ позволили выяснить геологическое строение района, закономерности размещения залежей нефти и газа, определить перспективы развития.

Ниже кратко рассмотрены основные результаты геолого-геофизических работ по видам исследований.

Геологической съемкой различного масштаба покрыта вся территория района. На стадии подготовки площадей под поисково-разведочное бурение, до середины 60-х годов, геологическая съемка была почти единственным методом подготовки. Съемки масштаба 1:25000 и крупнее проводятся на ранее выявленных относительно крупных антиклинальных структурах.

По мере совершенствования геолого-геофизических методов, задачи геологических съемок все время сужались и были исчерпаны уже к концу 70-х годов.

Полностью территория закрыта и аэрофотосъемкой. Однако низкое качество полученного материала не позволило использовать его при изучении складчатых и разрывных структур.

Гравиметрией в региональном плане район изучен в 1950 году. Детальные работы этим методом начали применяться с 1953 года, когда была произведена съемка масштаба 1:50000 на Катанглийской площади и построены карты с сечением 1 млг.

Характерное для Северного Сахалина и прилегающего шельфа прямое отражение разнопорядковых тектонических структур в гравитационном поле предопределило широкое использование данного метода для поисков локальных структур и решении конкретных задач. Вся территория покрыта миллигальной и полумиллигальной съемками.

В результате проведенных работ детально изучено гравитационное поле, выявлены локальные аномалии силы тяжести, которые интерпретировались как антиклинальные структуры и были подтверждены сейсморазведкой.

С 1968 года в районе проводились высокоточные гравиметрические работы в комплексе с сейсморазведкой МОВ, доказавшие высокую эффективность такого комплексирования при подготовке структур под глубокое поисковое бурение, выделении разрывов и определении гипсометрии блоков.

По материалам проведенных гравиметрических работ составлены карты вторых производных и разностных аномалий. На основе анализа геофизических исследований составлена карта интерпретации гравитационного поля.

Электроразведочные работы проводились в двух модификациях: вертикальное электрическое зондирование (ВЭЗ) и магнитно-теллурическое зондирование (МТЗ).

Предпосылками для успешного решения региональных и детальных структурно-поисковых задач методом ВЭЗ являлись:

- благоприятный геоэлектрический разрез, характеризующийся отсутствием экранов;

- уменьшение значений электрических сопротивлений пород вниз по разрезу, обуславливающее повышение глубинности исследований;

- структурно-тектонические, литолого-фациальные, гидрогеологические и другие условия;

Конкретные вопросы, решенные данным методом в условиях района, условно можно отнести к двум основным типовым задачам:

а) исследование вещественного состава пород и границ раздела между ними различными литологическими комплексами;

б) изучение структурно-тектонических условий.

На этапе региональных рекогносцировочных исследований определялась глубина залегания опорных электрометрических горизонтов, соответствующих определенным литолого-стратиграфическим комплексам, а также мощности и удельное электрическое сопротивление этих комплексов. Осуществлялся поиск структур, перспективных для постановки детальных исследований.

На стадии подготовки структур под поисковое бурение электроразведка ВЭЗ применялась в комплексе с сейсморазведкой. Материалы ВЭЗ использовались и для выявления и трассирования разрывных нарушений.

В результате проведенных исследований были выявлены общие закономерности изменения геологического разреза, отображающие элементы геологического строения, детализировано строение целого ряда структур (Нижне Вальская, Бауринская, Волнистая, Восточно-Дагинская, Монгинская, Старо-Набильская и другие).

Магнитно-теллурическое исследование в районе проводили с 1966 года по 1975. Задачами работ являлось:

- изучение мощностей слаболитофицированных осадочных отложений, перекрывающих фундамент;

- расчленение в благоприятных условиях осадочной толщи на ряд (электрических), литологических комплексов;

- выяснение литолого-фациальных особенностей отдельных горизонтов осадочной толщи по характеру изменения их сопротивлений.

Характерная для Дагинско-Набильского района четкая дифференциация осадочного чехла по электрическим свойствам является благоприятным фактором при решении приведенных выше задач.

Низкие значения электрических сопротивлений для уйнинских и окобыкайских отложений (4-7, 2-5 Омм) в то время, как глинисто-песчаные отложения дагинской свиты обладают относительно высокими сопротивлениями (10-20 Омм), позволяет по данным ИТЗ не только определить общую мощность осадочных образований, но и оценить глубину залегания, а в благоприятных условиях и мощность дагинских отложений.

Сейсморазведка. Систематическое проведение сейсморазведки с целью поисков и подготовки структур к поисковому бурению на территории Дагинско-Набильского района было начато в 1960-х годах.

Применяемая в начале методика исследований - одно-полуторакратное прослеживание границ, обеспечивала глубинность исследования 1-1.5 км. За период 1962-1969 годах сейсморазведкой были изучены по плиоценовым и верхнемиоценовым отложениям Восточно-Дагинская, Средне-Аскасайская, Прибрежная, Северо-Гамадейская, Южно-Гамадейская, Восточно - Везлинская, Вазинская структуры.

На Восточно-Дагинской в окобыкайской свите, на Прибрежной в верхнедагинской подсвите, залегающих в пределах освещенной сейсморазведкой глубины, были открыты промышленные залежи нефти и газа.

На Средне-Аскасайской, Северо-Гамадейской площадях, где перспективные комплексы залегают на глубинах не более 1.5-2 км, а их структурный план изучен сейсморазведкой недостаточно, поисковые скважины были заложены в неясных структурных условиях и их бурение положительных результатов не дало.

В 70-х годах в сейсморазведке был осуществлен переход на новую полевую аппаратуру с магнитной регистрацией сигналов и обрабатывающую аппаратуру аналогового типа, что позволило применять серию методик, основанную на сочетании усиления слабых сигналов путем их многократного перекрытия с острой характеристикой направленности - способ общей глубинной точки (ОГТ).

В результате сейсморазведки на методику ОГТ намного повысилась геологическая эффективность метода в решении главной задачи - изучении структурного плана неогенового разреза и подготовки структуры под глубокое бурение. Этому немало способствовали благоприятные сейсмогеологические условия неогенового разреза.

Относительно высокая интенсивность отражений из дагинских отложений дает возможность определить сейсморазведку в качестве ведущего метода по выявлению и подготовке ловушек нефти и газа в этой части разреза.

Характерной особенностью структурного плана неогенового комплекса в районе является развитие самых разнообразных локальных складок, а также интенсивная нарушенность продольными и поперечными разрывами различной амплитуды. В этих условиях сейсморазведка не решает одной из основных задач - выявление и трассирование разрывов и определение гипсометрии блоков. В результате даже при самой высокой применяемой плотности наблюдений (до 2 км/км2) обеспечивалось лишь оконтуриванием ловушек, а структурные построения позволили обосновать закладывание лишь первых поисковых скважин.

Структурное бурение в районе проводилось в 1950-х годах, и как метод к 1975 году, исчерпал свои возможности.

Ограниченная глубина скважин (до 650 м) лишь в отдельных случаях позволяла изучать структурный план по наиболее перспективной части разреза.

Глубокое бурение в Дагинско-Набильском районе было начато впервые в 1928 году на Катанглийской структуре. Всего в бурении находилось 18 площадей, при этом было открыто 10 нефтяных и газовых месторождений. Процесс освоения района можно разделить на два этапа. Первый с начала буровых работ до 1970 года.

В этот период скважины закладывались по материалам детальных геологических съемок (масштаба 1:10000 и крупнее), с 1960-х годов по структурному бурению в частности по данным сейсморазведки МОВ, иногда скважины были заложены по материалам «легких» геофизических методов. Так, по Восточно-Катанглийской (параметрическая скважина) площади по гравиметрии, на Юго-Восточном Катангли по данным БЭЗ.

Всего в этот период в бурении находилось 13 в основном мелких месторождений. На данном этапе изученности района была установлена продуктивность окобыкайских и верхней части дагинских отложений.

В 1963 году впервые было начато бурение параметрической скважиной № 700 на месторождении Катангли, которая вскрыв весь третичный разрез вошла в меловые отложения. По материалам скважины перспективы нефтегазоносности меловых отложений оцениваются не высоко, ввиду отсутствия в разрезе пород коллекторов.

Второй этап освоения следует считать со времени становления сейсморазведки ведущим методом подготовки структур. Это дало возможность, особенно с внедрением метода СГТ, получить материалы о глубинном строении разреза и стало возможным установление в районе полупогребенных и погребенных структур.

В этот период выявлена, так называемая, промышленно нефтегазоносная толща, приуроченная к низам дагинского и верхам уйнинского горизонтов, и открыто 3 месторождения (Монги, Набиль, Восточный Набиль). При этом эффективность поисково-разведочного бурения увеличилась в несколько раз.

Катанглийская антиклинальная зона, представленная одноименной мегаантиклиналью, практически вся разбурена поисково-разведочными эксплуатационными скважинами. В пределах зоны расположены месторождения Катангли, Уйглекуты и Ногликское (Лысая Сопка), где установлена нефтеносность шести пластов верхней половины дагинской свиты. Единичными скважинами свита пройдена полностью, в нижней части разреза отмечены нефтегазопроявления в трех пластах. Все залежи пластово-сводовые, тектонически и частично стратиграфически экранированные, приурочены к надвиговой части структуры.

На восточном крыле по материалам гравиметрии и электроразведки БЭЗ был пробурен ряд поисковых скважин: на площади Восточные Уйглекуты - 2, на Юго-Восточном Катангли - 6. Разрезы всех скважин не содержали объектов, представляющих интерес в нефтегазоносном отношении. Более поздними работами (сейсморазведкой и структурным бурением) было установлено моноклинальное восточное падение пород в районе залегания скважин.

II. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Катанглийское месторождение приурочено к одноименной Катанглийской антиклинальной складке, входящей в состав Ногликско-Катанглийской зоны.

Ногликско-Катанглийская антиклинальная зона расположена на южном периклинальном окончании Дагинского поднятия и имеет протяженность с юга на север 16-17 км. Антиклинальная зона простирается в северо-северо-западном направлении вдоль крупного разрыва, осложняющего ее западное крыло.

В состав Ногликско-Катанглийской антиклинальной зоны условно выделяются три антиклинальные складки (с севера на юг): Ногликская, Уйглекутская и Катанглийская, общей особенностью которых является наличие у каждой из них хорошо выраженной южной периклинали и полное отсутствие северной (рис. 4).

2.1 Стратиграфия

Непосредственно, в пределах Катанглийского месторождения вскрыты отложения мелового, палеогенового и неогенового возраста. Ниже приводится описание разреза (снизу вверх) (рис. 4, приложение № 1).

Меловая система

Отложения мела вскрыты на глубине 2695 м, вскрытая мощность их 764 м и представлены породами верхнего мела.

Верхний отдел (К2)

Отложения верхнего мела вскрыты скважиной № 700 мощностью 710 м. По литологической характеристике подразделяются на две толщи: нижнюю - мощностью 470 м и верхнюю - 250 м.

Нижняя толща представлена чередованием алевролитов, аргиллитов и песчаников, при подчиненном значении последних. Аргиллиты темно-серые до черных, иногда с зеленоватым оттенком, крупные, оскольчатые. Алевролиты зеленовато-серые, темно-серые, сильно песчанистые с трещинами, выполненными кальцитом.

Верхняя толща сложена преимущественно сильно песчанистыми алевролитами. Алевролиты темно-серые с зеленоватым оттенком и слабо выраженной косой слоистостью. Почти все разности пород разбиты трещинами, выполненными кальцитом.

Палеогеновая система

Отложения палеогенового возраста представлены породами верхнего отдела (олигоцен).

Олигоцен (Р3)

Отложения олигоцена представлены породами мачигарской свиты.

Мачигарская свита (Р3 mg)

Отложения мачигарской свиты со стратиграфическим и, возможно, небольшим угловым несогласием, ложатся на эродированную поверхность мела.

Свита представлена неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов, песчаников и конгломератов. Конгломераты серые и темно-серые, массивные, мелкогалечные, участками переходящие в гравелиты с включениями мелкой гальки. По своему составу конгломераты полимиктовые. В них преобладают изверженные породы - андезиты, базальты, диориты и осадочные породы (песчаники и алевролиты), весьма сходные с подстилающими меловыми образованиями. Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, массивные, иногда косослоистые с включением гравия, мелкой угловатой гальки, стяжений пирита и крупных скоплений углефицированных растительных остатков. Мощность прослоев песчаников более 2.5 м. Аргиллиты светло-серые с желтоватым оттенком, кремнистые, крепкие, иногда чередуются с алевролитами, образуя темную слойку. Из фаунистических остатков в породах свиты обнаружены только фораминиферы. Мощность свиты составляет 131 м.

Неогеновая система

Эти отложения представлены породами миоценового возраста (N1). Вскрытый скважинами разрез подразделяется на даехуриинскую, уйнинскую, дагинскую и окобыкайскую свиты. Мощность вскрытых отложений около 2620 м. В целом разрез неогена слагают терригенные породы песчано-глинистого состава.

Даехуриинская свита (N1 dh)

Нижняя граница свиты выражена отчетливо и характеризуется сменой песчаных отложений мачигарской на глинистые даехуриинской свиты. Отложения свиты представлены неравномерным чередованием алевритистых аргиллитов и глинистых алевролитов при преобладании последних. Аргиллиты и алевролиты серые темно-серые, иногда с буроватым оттенком, крепкие, сцементированные слюдисто-глинистым материалом с примесью кремнистого вещества. Толща эта исключительно монотонная, лишь изредка в ней встречаются мергелистые конкреции, стяжения пирита и мелкий углефицированный растительный детрит. Мощность отложений 180 м.

Уйнинская свита (N1 un)

Свита условно подразделяется на две толщи: нижнюю и верхнюю.

Нижняя тоща сложена однообразными, массивными, неяснослоистыми, темно-серыми, почти черными аргиллитами и глинистыми алевролитами с включениями мелкого углефицированного растительного детритуса, мелких конкреций сидерита, стяжений пирита. Трещины обычно выполнены кальцитом.

Верхняя толща представлена неравномерным переслаиванием серых мелкозернистых, алевритистых песчаников, песчаных алевролитов, темных оскольчатых глин и аргиллитов.

Аргиллиты темно-серые до черных, алевролитистые и песчанистые, тонкослоистые, плотные. Содержат довольно мелкий углефицированный детритус. Алевролиты темно-серые, песчанистые, глинистые, плотные, тонкослоистые и массивные, часто с включениями обуглившихся растительных остатков. Песчаники серые и светло-серые, мелкозернистые, залегают в виде тонких прослоев в чередовании с аргиллитами и алевролитами. Среди пород верхней толщи имеются прослои глин, а также отмечаются стяжения пирита, конкреции сидерита.

Общая мощность свиты 751 м.

Дагинская свита (N1 dg)

Непосредственно нефтесодержащими являются отложения дагинской свиты.

Дагинская свита представлена чередованием песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов, с прослоями угля в средней части. Общая мощность отложений 1676 м. В разрезе свиты выделяется двадцать песчаных и песчано-алевритовых пластов, разделенных пластами глин и аргиллитов.

Разрез дагинской свиты разделяется на три подсвиты (снизу вверх): подугленосную - мощность 840 м, включающую в себя XI-XX пласты; угленосную - мощность 560 м, включающую IV-X пласты; надугленосную - мощность 140 м, включающую I-III пласты.

Подугленосная подсвита с подстилающими отложениями уйнинской свиты связана постепенным переходом. Отложения подсвиты представлены неравномерным переслаиванием глинисто-алевролитовых и песчаных пластов. Имеются мелкие маломощные прослои бурого и каменного угля и гравелитов.

Угленосная подсвита характеризуется наличием пластов бурых и каменных углей. Отложения подсвиты представлены неравномерным чередованием песков, песчаников, алевролитов и глин.

Надугленосная подсвита представлена песками и слабоуплотненными песчаниками неяснослоистыми, мелкозернистыми, слюдистыми и глинистыми, с редкой галькой и гравием. Пески иногда содержат маломощные глинистые разделы, а иногда прослои бурого угля. На Катанглийском месторождении к песчаным пластам надугленосной подсвиты приурочены промышленные скопления нефти. В подсвите выделяются три песчаных пласта I, II, III. Общей закономерностью всех трех пластов является постепенное увеличение толщины от присводовой части складки к крыльям.

II представлен песками темно-серого и серого цвета, тонкозернистыми и мелкозернистыми, алевритистыми, рыхлыми, с тонкими прослоями песчаников мелкозернистых, алевритистых, с редкими прослоями глин.

Толщина пласта изменяется в пределах от 0 до 29 м. уменьшение толщины пласта до 0 связано с размывом пласта в наиболее приподнятой части складки, а также с размывом на западном крыле III блока.

Окобыкая свита (N1 ok)

Нижняя граница окобыкайской свиты проводится по подошве конгломератов, лежащих в основании глинистой толщи.

Окобыкайская свита перекрывает с размывом подстилающие отложения, что подтверждается наличием конгломератов на контакте этих свит в обнажениях и поднятом керне, а также отсутствием I, II, III пластов дагинской свиты в сводовых частях отдельных блоков. Во всех изученных разрезах свита представлена глинами синевато-темно-серого цвета, плохо отсортированными, песчаниками, содержащими скопления и отдельные зерна гравия и рассеянную гальку. В северной части свиты число и толща прослоев песчаников и алевролитов возрастает. Вскрытая мощность окобыкайской свиты около 200 м.

Промышленные скопления нефти в Катанглийском районе известны в отложениях дагинской свиты, имеющих широкое развитие. Выходы дагинских отложений на поверхности известны в междуречье Уйни -Тымь, в среднем течении реки Набиль, на северных погружениях, восточных и западных слонах Набильского и Лунского хребтов, а также в центральной части Катанглийской и Ногликской промысловых площадях.

Характерной чертой изученных разрезов является наличие в средней части свиты угленосных образований. В этих участках разрез свиты подразделяется на три подсвиты: подугленосную, угленосную и надугленосную. Но такое подразделение возможно не везде.

Подугленосная свита - выделена в самостоятельную стратиграфическую единицу, так как она резко отличается по литологическому составу от подстилающих и покрывающих отложений.

Нижняя часть подугленосной свиты представлена песчаниками серыми и светло-серыми, с желтоватыми и буроватымии оттенками, очень плотными, плитчатыми и массивными, тонко- и мелкозернистыми, глинистыми, в той или иной мере отсортированными (хорошо отсортированные встречаются очень редко), обычно с большим количеством обуглившегося растительного детрита. Изредка встречаются прослои и линзы алевролита и глины темно-серых комковатых со слабо выраженной сферической оттдельностью. Иногда встречаются отпечатки фауны. Увеличение крупности зерен отмечается вверх по разрезу.

Микроскопическое изучение песчаников показало, что обломочный материал в них достигает 95 %, представлен зернами мелко-, реже среднепесчанистой размерности. В составе преобладают обломки эффузивных, кремнистых, кварцитовидных и глинистых пород, в незначительном количестве (~ 10 %) содержится полевой шпат, кварц, эпидот, вулканическое стекло. Обломки имеют среднюю окантованность, цемент типа обрастания, местами соприкосновения.

В алевролите количество обломочного материала составляет 70-80 % породы, равномерно распределенного и сложенного зернами крупнозернистой размерности.

Таблица № 1

Номер образца	Фракции, мм	Полевое определение
	1,0-0,5	0,5-0,25	0,25-0,10	0,10-0,01	Менее 0,01
10	0,01	2,71	64,59	15,23	17,46	Песчаник мелкозернистый
25		12,93	46,83	23,41	16,83	Песчаник среднезернистый
28			35,66	46,81	17,53	Песчаник тонкозернистый
29		0,19	19,66	16,79	63,35	Алевролит

Подугленосную подсвиту Катанглийского района разделяют на три части - нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя часть подсвиты - вскрыта в интервале глубин 1345-1524 м - крепкие алевролиты с подчиненными им песчаниками и глинами.

Средняя часть подсвиты - вскрыта в интервале глубин 1030-1345 м - прослои песчаников и алевролитов (до 10 м) с подчиненными им и глинами с подчиненными им глинами и единичными прослоями песков, алевролитов, конгломератов. Встречена фауна моллюсков: Corbicula of. Japonica Phill., Daevcardium shinjinsa Yik., Mya arenaria Linne.

Верхняя часть подсвиты - вскрыта в интервале глубин 645-1030 м -песчаники и пески алевролитистые, мелкозернистые, с глауконитом, с редкими прослоями глин.

На промысловых площадях в разрезе подсвиты выделено десять песчаных пластов (XI-XX).

Угленосная свита распространена там же, где и подугленосная, вскрывается во всех глубоких скважинах. Мощность прослоев угля изменяется в широких пределах: от 0.15 м и до 3-х м и более.

Преобладающими породами в разрезе являются песчаные и глинистые (алевритистые) породы. Уголь черный, местами буроватый, трещиноватый, при выветривании превращается в мелкую угольную дресву.

Данные гранулометрического состава угленосной подсвиты приведены в таблице № 2.

Таблица № 2

№№ п/п	Номер образца	Фракции, мм
		1,0	1,0-0,5	0,5-0,25	0,25-0,10	0,10-0,01	Менее 0,01
1	1			1,35	70,96	9,13	18,56
2	8	1,31	6,84	50,96	17,04	12,45	12,00
3	30			8,34	52,85	29,59	9,22
4	158				66,42	9,67	23,91
5	203		0,01	0,62	48,65	31,47	19,25
6	204		0,24	1,23	40,28	44,83	13,42
7	79		0,20	27,64	48,49	14,72	8,050
8	527			4,38	46,13	26,03	23,46
9	2				0,38	67,6	32,02
10	83			0,03	33,09	51,88	1500
11	199			0,29	10,94	45,10	13,74
12	199			0,29	13,29	70,13	16,36

Из таблицы видно, что хорошо отсортированные породы в разрезе встречаются очень редко.

По минералогическим данным угленосная подсвита относится к толще устойчивых и акцессорных минералов.

Микрофауна представлена следующими видами:

Rhabdammina sp. - редко,

Ammodiscus maculentus Chaponn - много,

Haplophragmoides indentatus Volosh. - очень много,

Haplophragmoides sp. indet - обычно,

Dorothia ex gr. Caribea Cushman - много,

Диатомовые водоросли - много.

Эти виды фауны широко распространены в среднем и верхнем миоцене Сахалина.

Мощность подсвиты непостоянна по отдельным участкам от 352 м до 516 м.

На промысловых площадях в разрезе подсвиты выделено шесть песчаных пластов (V-X).

Надугленосная свита резко отличается о подстилающей по фильтрационной характеристике и литологии. Преобладающими породами в разрезе подсвиты являются слабосцементированные песчаники и пески, преимущественно мелкозернистые, с галькой, с прослоями глинистых и песчанистых алевролитов и песчанистых и алевритистых глин.

Песчаники светло-серые, серые и желтовато-серые, слабосцементированные, мелкозернистые, иногда плитчатые или массивные. Почти всегда встречается мелкая галька и гравий, иногда - линзочки разнозернистого песка, алеврита и глин.

В составе песчаников отмечаются: кварц, полевой шпат, обломки кварцитов, кремнистых и эффузивных пород, алевролитов, реже чешуйки слюды и хлорита. Цемент глинистый, глинисто-слюдистый, иногда - кальцинированный.

По данным гранулометрического анализа сортированность пород плохая.

Алевриты и алевролиты отличаются от песчаников размерами обломочного материала, обычно песчано-глинистые, реже глинистые.

Глины серые, желтовато-серые, комковатые, вязкие, иногда слоистые, песчанистые и алевритистые.

Гранулометрический состав: глинистая фракция - от 51,63 до 77,52 %, алевритовая - от 22,26 до 47,61 %, песчаная - от 0,22 до 5,98 %.

Для всех пород надугленосной подсвиты отмечается присутствие обуглившегося растительного детрита.

По минералогическому составу подсвита относится к толще устойчивых и акцессорных минералов с содержанием корреляционных минералов: циркон - 3,2-51,8 % (среднее* по 57 анализам - 174 %), лейкоксен - 0,4-64,0 % (* 10,7 %), группы граната - 0,4-21,8 % (* 7,4 %), эпидота - 0,9-57,6 % (* 5,2 %)

Нередко среди пород подсвиты присутствуют линзы очень крупных известковистых песчаников, заключающих фауну моллюсков.

В дагинской свите ниже II песчаного пласта встречена микрофауна исключительно малочисленная как по видовому составу, так и по количеству экземпляров каждого вида.

Таблица № 3

Описание керна по скважине № 378 месторождение Катангли,

II пласт II блок

Интервал выноса	Вынос	Описание керна
97-99	1.2 м	Алеврит темно-зеленый, серый, плотный, не слоистый. До 0.5 м - глинистый, ниже песчанистый с частыми включениями мелкозернистого песка.
		По всему интервалу частое включение среднезернистого, кварцевого песка и мелкого гравия. Редко включения мелкой, плохо окатонной гальки.
146-149	1.7 м	Песок тонкозернистый, коричневый, алевритистый, рыхлый, довольно хорошо насыщен нефтью. С редкими прослоями (до 10 см) темно коричневато-серого алеврита, рыхлого, пропитанного нефтью.
155-158	2.0 м	1.) 1.2 м - песок тонкозернистый, алевритистый, рыхлый, коричневый, со средним нефтенасыщением.
		С прослоями (до 15 см) глины, темно-серой, сильно песчаной, довольно плотной.
		2.) 1.2 - 2.0 м - песок мелкозернистый, алевритистый, коричневый, рыхлый, очень хорошо насыщен нефтью.
158-161	0.35 м	Песок мелкозернистый, коричневый, алевритистый, рыхлый, довольно хорошо насыщен нефтью.
166-169	0.2 м	Песок тонкозернистый до мелкозернистого, коричневый, алевритистый, рыхлый, довольно хорошо насыщен нефтью. С прослоями темно коричневато-серого алеврита.

В скважине № 555 несколько ниже II пласта встречена фауна (глубина 920-923 м):

Haplophragmoides cf. ompressus Volosh. - обычно,

Cyclammina praecancellata Volosh. - редко и другие.

Значительно более многочисленный комплекс фораминифер свидетельствующий об условиях нормального морского бассейна встречен в темно-серых зеленоватых глинах из интервала 825-928 м, залегающих между I и II песчаными пластами.

Здесь обнаружены:

Lagena sp. - единично,

Streblus ex gr. Beccarii - обычно,

S. minutus (Dorovlena) - много и другие.

Мощность отложений надугленосной подсвиты увеличивается в западном направлении.

На Ноглик-Катанглийской антиклинальной складке выделяются четыре нефтеносных пласта (I-IV).

В таблице № 4 дано описание керна по скважине № 378, характерного для всего пласта.

2.2 Тектоника

Катанглийская антиклинальная складка представляет собой асимметричную брахиантиклиналь протяженностью 6.5 км (рис. 5). Ось складки простирается в северо-западном направлении (рис. 6, 7).

Восточное крыло относительно пологое (8-10є), западное более крутое с углами падения до 20є-30є, осложненное взбросом I северо-западного простирания. Альтитуда взброса изменяется от 60 до 140 м. плоскость сместителя падает на северо-восток под 60є на юге и 40є на севере.

Другими, наиболее крупными разрывами, являются сброс I и взброс 2 и которые делят месторождение на три основных блока - I, II и III.

Плоскость сместителя сброса I падает на северо-запад под углом 70-80є. Альтитуда сброса изменяется от 70-80 м (у регионального взброса I) до 20 м (на восточном крыле).

Взброс 2 западно-северо-западного простирания. Альтитуда его составляет 20-50 м. поверхность смесителя падает под углом ~ 40є.

Кроме того в I блоке (сводовая часть складки) зафиксировано четыре мелких разрыва взбросового характера Iа, Iб, Iв и Iг, которые затухают к поверхности и в восточном направлении . все сбросы подсечены скважинами.

Сброс Iа подсечен в скважине № 272 на глубине 159 м, альтитуда его 20 м.

Сброс Iб подсечен в скважине № 651 на глубине 131 м, альтитуда его 30 м.

Сброс Iв подсечен в скважине № 326 на глубине 64 м, альтитуда его 10 м.

Сброс Iг, ограничивающий I блок, подсечен скважиной № 294 на глубине 115 м, альтитуда его 30 м.

Во II блоке также зафиксировано два сброса - 2а и 2б. Падение плоскости сместителя сброса 2а на юго-восток, альтитуда его 50 м.

Сброс 2б скважинами не подсечен и проведен на основании структурных построений, а также по отсутствию продукции во II пласте.

Таким образом, на месторождении установлено наличие нарушений сбросового и взбросового характера. Мелкие разрывные нарушения, как правило, оперяют более крупные.

2.3 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Опробование водоносных объектов в период разведки и разработки залежей осуществлялось таким же образом, что и нефтеносных. При возбуждении пласта отбирались пробы воды, велись редкие наблюдения за восстановлением уровня. Судить о водообильности пород можно только качественно. Газовый состав подземных вод и геотермический режим не изучался. Для восполнения пробелов гидрогеологических исследований на месторождении Катангли широко привлекались гидрогеологические материалы разведочных площадей Набильского района, в пределах которого расположено рассматриваемое месторождение. Изученность разреза показана на рисунке 8.

В гидрогеологическом отношении Катанглийское месторождение нефти расположено в Набильском районе (площадь порядка 1.5 тыс.км2), являющийся юго-восточным обрамлением Северо-Сахалинского субмаринного артезианского бассейна. В тектоническом плане - это месторождение приурочено к южному окончанию Дагинского поднятия.

В разрезе осадочного чехла, так и бассейна в целом, выделяется пять гидрогеологических комплексов, отличающихся по строению резервуаров и гидрогеологическому режиму.

Изученный в гидрогеологическом отношении разрез месторождения относится к четвертому комплексу, а залежи нефти приурочены к песчаникам верхне-дагинской подсвиты (I-III пласты).

Четвертый комплекс является основной продуктивной толщей и слагается преимущественно песчаными отложениями среднего миоцена (дагинская свита). Он относится к региональной проводящей толще. В разрезе комплекса выделяется до 15 выдержанных песчаных горизонтов мощностью от 20 до 160 м. Глинистые разделы маломощны (5-20 м) и не всегда выдержаны по площади. Четвертый водонапорный комплекс представляет собой полузамкнутую гидрогеологическую систему и относится к зоне затрудненного водообмена.

Динамика водонапорной системы комплекса в субаэральной части Набильского района определяется встречным движением метеогенных вод от двух областей питания; Джимдан-Дагинской возвышенности - на севере и отрогов Набильского хребта - на юге. Основной областью разгрузки инфильтрационных вод служат гидрогеологические структуры сопредельной акватории.

Месторождение Катангли расположено вблизи (10-15 км) от северной (региональной) области создания напоров и вдали (30-40 км) от очагов разгрузки подземных вод продуктивных отложений.

Породы комплекса в пределах поднятия выходят на поверхность с максимальными для бассейна отметками - 200-300 м. Глубина прогибов этой толщи в районе превышает 1 км на суше и 2 км в акватории. Погружаясь под экранирующие окобыкайские глины и приобретая напор, молодые инфильтрационные воды движутся от областей питания в восточном направлении, в сторону погружения слоев дагинского горизонта. Транзитное движение вод на ряде участков затруднено вследствие развития литолого-тектонических барьеров. Обтекая эти преграды, подземные воды создают тем самым застойные, или близкие к ним, участки разреза с понижением пьезометрической поверхности.

Приподнятые блоки некоторых складок (Имчинской, Катанглийской) служат локальными участками подпитывания и пополнения запасов подземных вод.

Фильтрационные свойства пород. Преобладающая часть отложений продуктивного комплекса в районе отличается хорошими коллекторскими свойствами. По классификации Г. И. Теододоровича песчаные пласты относятся преимущественно к классу хорошо проницаемых коллекторов. Открытая пористость составляет 18-33 %, проницаемость чаще варьирует в пределах 100-500 мкм2.

На месторождении Катангли, кроме указанного типа коллекторов, во внутриконтурной зоне получили развитие слабо проницаемые коллектора. Судя по коэффициентам продуктивности, проницаемость их изменяется в пределах 1-100 мкм2. В приконтурной зоне и за контуром нефтеносности фильтрационно-ёмкостные свойства песчаных пород ухудшаются. Многие скважины в первоначальных условиях самоизливались с дебитом 20-175 м3/сут. и более.

Гидродинамическая схема отражает доминирующую роль северной области питания в создании энергетического потенциала инфильтрационных вод в районе, на Катанглийском месторождении. Уровень пластовой энергии повсюду в породах -коллекторах четвертичного комплекса соответствует условному гидростатическому. Надежно фиксируется превышение пъезоповерхности над уровнем моря, позволяющей водонапорной системе метеогенных вод преодолевать фильтрационное сопротивление горных пород. В целом, снижение напряженности гидродинамического поля в направлении акватории незначительное. Современный гидродинамический режим свидетельствует о невысокой активности подземных вод, средний напорный градиент которых составляет в районе 2-3 м/км, а на прилегающем шельфе 1-2 м/км.

На гидродинамическую обстановку месторождения Катангли существенное влияние оказывают его геологические особенности - значительная нарушенность продуктивной толщи поперечными (фронтальными по отношению к направлению подземного потока) разрывами.

Сеть поперечных экранирующих нарушений, особенно интенсивных в своде складки, как и основной разрыв субмеридионального простирания, выполняют роль барьеров на пути движущегося с севера и северо-запада фильтрационного потока (рис. 9). Тем самым создаются условия обтекания месторождения и, как следствие, образование локального понижения пъезоповерхности на региональном фоне гидродинамического поля. Сохранность залежей нефти Катанглийского месторождения, уникальных по своему гипсометрическому положению, была предопределена не только хорошими флюидоупорными свойствами покрывающих окобыкайских глин, но и затрудненными условиями инфильтрационного водообмена в образовавшемся замкнутом пъезоминимуме. Последние способствовали изолированности залежей от разрушающего воздействия направленного на юго-восток течения подземных вод.

Температурная обстановка месторождения Катангли в период разведки не изучалась. В целом геотермический режим месторождения характеризуется такими параметрами: залежи нефти залегают в интервале температур 3-10єС, геотермический градиент этой части разреза - 4.9єС/100 м.

Гидрохимический облик подземных вод Катанглийского месторождения крайне разнообразный. Здесь нашли развитие воды от пресных, распространенных на севере площади, до слабо соленых с минерализацией до 13-17 г/л, встреченных во внутриконтурной зоне южной части месторождения.

С момента начала эксплуатации месторождения минерализация пластовых вод значительно снизилась, и распространение получили воды, содержащие 3-6 г/л растворенных солей (рис.10).

Наиболее полно изучен состав вод по I пласту, где установлена значительная дифференциация в концентрации солевых компонентов. В целом же развитые на месторождении солоноватые воды характеризуются низким содержанием сульфатов - 1-67 мг/л и микроэлементов: йода-0,8-13 мг/л, брома - 4,2-52 мг/л, бора - 6,5-20,6 мг/л.

Омывается месторождение в основном слабо солоноватыми водами с минерализацией 1-3 г/л, а солёные воды с концентрацией солей более 10 г/л сохранились только в наиболее изолированных участках I пласта.

Состав газа пластовых вод месторождения метановый, с повышенным содержанием азота. По сравнению с нижележащими отложениями отмечается дефицит насыщения подземных вод углеводородными газами: коэффициент упругости - 0,2-0,4. В большинстве случаев спонтанный газ не обнаружен, так как на площади созданы природные условия для его миграции в атмосферу.

Гидрохимическая характеристика вод. Гидрохимический облик подземных вод Катанглийского месторождения крайне разнообразный. Здесь нашли развитие воды от пресных, распространенных на севере площади, до слабо соленых с минерализацией до 13-17 г/л, встреченных во внутриконтурной зоне южной части месторождения.