Геолого-геофизическая изученность

Оглавление

                                                                                                                                     Стр.

1.	Введение..........................................................	6
2.	Географо-экономические условия......................................	8
3.	Геолого-геофизическая изученность....................................	12
4.	Геологическое строение площади......................................	18
	4.1. Литолого-стратиграфический разрез.................................	18
	4.2. Тектоника.......................................................	30
	4.3. Нефтегазоносность...............................................	34
	4.4. Гидрогеологическая характеристика разреза..........................	44
5.	Методика и объемы проектируемых работ...............................	48
	5.1. Цели и задачи поисковых работ.....................................	48
	5.2. Система расположения поисковых скважин..........................	49
	5.3. Геологические условия проводки скважин............................	51
	5.4. Характеристика промывочной жидкости.............................	54
	5.5. Обоснование типовой конструкции скважины.........................	55
	5.6. Оборудование устья скважины.....................................	57
	5.7. Комплекс геолого-геофизических исследований.......................	58
	5.7.1. Отбор керна................................................	58
	5.7.2. Промыслово-геофизические исследования.......................	59
	5.7.3. Опробование и испытание перспективных горизонтов.............	60
	5.7.4. Лабораторные исследования..................................	61
6.	Попутные поиски....................................................	62
7.	Обработка материалов поисковых работ.................................	62
8.	Охрана недр, природы и окружающей среды.............................	63
9.	Продолжительность проектируемых работ...............................	64
10.	Предполагаемая стоимость проектируемых работ.........................	65
11.	Ожидаемые результаты работ.........................................	67
	Список использованных источников....................................	69
Приложения:
1.	Геологическое задание на составление геологического проекта поискового бурения на Бурановской площади......................................	71
2.	Протокол заседания НТС ОАО "Томскнефтегазгеология"..................	72
3.	Акт передачи структуры геофизической службой.........................	74
4.	Лицензия на проектирование производств и объектов для нефтяной и газовой промышленности............................................	75
5.	Геолого-техническое задание на строительство поисковой скважины 1 Бурановской площади............................	76

 

Список таблиц в тексте

                                                                                                                                     Стр.

2.1.	Геграфо-экономические условия...................................	8
3.1.	Геолого-геофизическая изученность района работ....................	14
3.2.	Изученность глубоким бурением..................................	16
4.1.	Проектный стратиграфический разрез скв. 1 Бурановской площади.....	29
4.2.	Результаты испытания скважин в районе проектируемых работ.........	39
4.3.	Результаты анализа нефтей района работ.....................	41
4.4.	Химический состав пластовых вод района работ.....................	42
4.5.	Характеристика растворенных газов района проектируемых работ......	43
5.1.	Стратиграфический разрез проектной скважины 1....................	51
5.2.	Характеристика разреза по крепости пород..........................	52
5.3.	Характеристика промывочной жидкости............................	55
5.4.	Типовая конструкция скважины...................................	56
5.5.	Оборудование устья скважины....................................	57
5.6.	Интервалы отбора керна..........................................	58
5.7.	Интервалы промыслово-геофизических исследований................	59
5.8.	Интервалы испытания в колонне...................................	60
5.9.	Лабораторные исследования......................................	61
10.1.	Сводный сметный расчет стоимости строительства скважины 1 Бурановской площади....................	65
11.1.	Основные технико-экономические показатели поисковых работ........	67

 

Список рисунков

                                                                                                                                     Стр.

1.1.	Обзорная карта района проектируемых работ. Масштаб 1:1000000.............................................	11
4.1.	Фрагмент тектонической карты юго-востока Западно-Сибирской плиты (Микуленко К.И., 1979 г.) с элементами нефтегазогеологического районирования. Масштаб 1:1000000.............................................	31
4.2.	Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты (фрагмент). Ред. В.С. Сурков. Масштаб 1:2500000.............................................	32
Список графических приложений
1.	Структурная карта по отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) Бурановской площади. Масштаб 1: 50000
2.	Структурная карта по отражающему горизонту Ф2 (кровля доюрских образований) Бурановской площади. Масштаб 1: 50000
3.	Проектный литолого-стратиграфический разрез скважины 1 Бурановской площади. Масштаб 1: 4000
4.	Временной сейсмический разрез МОГТ по профилю 87.8,17.03
5.	Временной сейсмический разрез МОГТ по профилю 87.8,17.04
6.	Временной сейсмический разрез МОГТ по профилю 87.8,17.19
7.	Временной сейсмический разрез МОГТ по профилю 87.8,17.20
8.	Сейсмогеологический разрез по профилю 87.8,17.03
9.	Сейсмогеологический разрез по профилю 87.8,17.04
10.	Сейсмогеологический разрез по профилю 87.8,17.19
11.	Сейсмогеологический разрез по профилю 87.8,17.20
12.	Проектный геолого-технический разрез скважины 1 Бурановской площади. Масштаб 1: 5000

 

ВВЕДЕНИЕ.

 

Настоящим проектом предусматривается ввод в поисковое бурение Бурановского локального поднятия, расположенного в Каргасокском районе Томской области, в пределах лицензионного участка 76 нераспределенного фонда недр (рис. 1.1). В геологическом отношении поднятие находится в юго-западной части Усть-Тымской впадины (Усть-Тымский нефтегазоносный район), подготовлено к бурению сейсморазведочными работами МОГТ в 1989 году. Перспективные ресурсы категории С₃ Бурановского поднятия оцениваются в 1,7 млн. т.

Перспективы Бурановского поднятия обосновываются рядом положительных факторов. Прежде всего, это – приуроченность поднятия к Усть-Тымскому нефтегазоносному району, в пределах которого открыто 10 месторождений нефти, газа и конденсата, одно из которых – Чкаловское нефтегазоконденсатное месторождение находится в промышленной разработке (ОАО "Томскнефть"). Этаж промышленной нефтегазоносности на месторождениях Усть-Тымского НГР охватывает широкий комплекс отложений – от верхней части доюрского фундамента до валанжина включительно. Основным нефтегазоносным объектом является регионально распространенный горизонт Ю₁ наунакской свиты средней-верхней юры, который продуктивен на ближайших к Бурановскому поднятию месторождениях – Ясном и Двойном, а на других площадях этого района в нем отмечались признаки нефтеносности и непромышленные притоки нефти. Здесь же на Ясном месторождении и Ступенчатой площади установлена нефтеносность доюрских образований (до полупромышленных притоков нефти). Отложения тюменской свиты (средняя юра) продуктивны на Вартовском (пласт Ю₆), а отложения валанжина на Соболином и Гураринском нефтяных месторождениях. Плотность прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата мезозоя и верхней части палеозоя Усть-Тымского НГР составляет        10-50 тыс. т/км² (А.Э. Конторович, 1989 г.). Общность геологического строения и развития Бурановского локального поднятия и нефтегазоносных структур региона, широкое развитие продуктивных и перспективных толщ позволяют оценивать Бурановское поднятие как высокоперспективное для поисковых работ на нефть и газ и рекомендовать на нем заложение поисковых скважин. Проектом предусматривается заложение в пределах поднятия пяти скважин глубиной 3000 м (скв. 1, 2, 5) и 2750 м (скв. 3, 4). Общий объем глубокого поискового бурения на площади составляет 14500 м. Основная цель бурения – изучение геологического строения площади и выявление залежей нефти и газа в отложениях юры, нижнего мела и в доюрских образованиях,

предварительная оценка выявленных залежей и подсчет запасов УВ. Ориентировочная сметная стоимость поисковой скважины 1 составляет 16896206 рублей.

Геологический проект составлен после получения акционерным обществом "Томскнефтегазгеология" на конкурсной основе права на проведение поисково-разведочных работ на нефть и газ на ряде площадей и месторождений, включая Бурановскую площадь. Проект составлен в соответствии с геолого-техническим заданием на строительство поисковой скважины 1 Бурановской площади, утвержденным директором ОГУП "Томскинвестгеонефтегаз" В.Е. Шафтельским. Бурение первоочередной на площади скважины 1 предусматривается в 2000 году.

 

Меловая система - К

 

Меловая система в составе платформенных отложений является наиболее мощной, её мощность в районе проектируемых работ составляет 2080 м и более, она представлена всеми отделами и ярусами.

 

Нижний мел – К₁

 

Нижнемеловые отложения подразделяются на три свиты – куломзинскую, тарскую и киялинскую и частично входят в состав покурской свиты.

Куломзинская свита (берриас+валанжин, К₁ klm) сложена морскими, преимущественно глинистыми отложениями, согласно перекрывающими верхнеюрские отложения, поскольку трансгрессия морского бассейна, достигшая максимума в титонское время, продолжалась в берриасе и валанжине.

Куломзинская свита сложена в основном аргиллитами серыми, темно-серыми до черных, плотными, крепкими, алевритистыми, слюдистыми, иногда плитчатыми, с тонкими пропластками более светлоокрашенного алевролита. В верхней части свиты иногда отмечается присутствие слаборазвитого песчаного пласта Б₁₅, который по простиранию не выдержан, в значительной степени заглинизирован и представлен, там, где он проявляется в разрезе, тонким переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Ачимовская пачка, приуроченная к средней и нижней частям свиты, в районе работ отсутствует. Мощность свиты на соседних площадях составляет 240-280 м, в проектной скважине 1 она будет порядка 250 м.

Тарская свита (валанжин, К₁ tr) представляет собой опесчаненные отложения завершающей стадии верхнеюрско-нижнемеловой трансгрессии моря, когда происходило широкомасштабное обмеление валанжинского морского бассейна и накопление песчано-глинистого материала морского мелководья и прибрежно-морских зон. Основной состав свиты – серия песчаных пластов различной мощности группы Б₉–Б₁₂ с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, реже – среднезернистые, кварц-полевошпатовые, слюдистые, от слабосцементированных однородных неслоистых до крепких, известковистых, горизонтально- и косослоистых, иногда с остатками раковин пелеципод. Алевролиты серые, плотные, крепкие, участками глинистые или песчанистые, горизонтально- и косослоистые, с примесью обугленного растительного детрита. Аргиллиты темно-серые, серые, плотные, крепкие, слюдистые, с линзовидной и косой слоистостью за счёт тонких пропластков светло-серого алевролита.

В целом свита хорошо выделяется в разрезах скважин, хотя песчаные пласты не всегда выдерживаются по площади, часто имеют линзовидное строение, иногда значительные по толщине пласты по простиранию распадаются на несколько более тонких пластов или же частично замещаются более плотными глинисто-алевролитовыми породами, а иногда, наоборот, сливаются в единое песчаное тело значительной толщины. Толщина песчаных пластов составляет, как правило, до 10-15 м, но иногда достигает 35-40 м. Общая мощность тарской свиты в разрезах скважин составляет 56-79 м, в проектной скважине 1 она составит около 60 м.

Киялинская свита (готерив+баррем, К₁ kls) сложена континентальными отложениями и представлена неравномерным переслаиванием глин, алевролитов и песчаников, при этом алевролиты и песчаники имеют подчиненное значение. Песчаные пласты в составе свиты, относимые в верхней части свиты к группе А, в нижней – к группе Б (Б₀–Б₈), имеют, как правило, толщину 5-15 м, в редких случаях до 30 м. Пласты по простиранию неустойчивы, часто выклиниваются, имеют линзовидное строение. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, часто глинисто-алевритистые, различной крепости; глины пестроцветные, (зеленовато-серые, буровато-серые, коричневые и т.п.), комковатые, часто жирные на ощупь, иногда алевритистые; алевролиты серые, плотные, иногда глинистые или песчанистые.

Мощность свиты составляет 565-611 м, в проектной скважине 1 она будет порядка 610 м.

 

Нижний-верхний мел – К_1-2

Покурская свита (апт+альб+сеноман, К_1-2 pk) также представлена континентальными отложениями: неравномерным чередованием глин, алевролитов и песчаников. Глины серые, темно-серые, зеленовато-серые, часто алевритистые, комковатые и слоистые, с обугленным растительным детритом. Алевролиты темно-серые, иногда глинистые, крепкие, часто опесчаненные. Песчаники светло-серые, серые, мелко- среднезернистые, слабосцементированные, иногда крепкие глинистые или карбонатизированные.

Песчаные пласты свиты, относимые к группе ПК (ПК₁–ПК₂₀), по простиранию, как правило, не выдержаны, имеют линзовидное строение и не коррелируются. Нижняя часть свиты более опесчанена, здесь выделяется песчаная толща группы пластов ПК_17-20 которая, видоизменяясь по простиранию, в общем, прослеживается по всей площади района расположения Бурановского поднятия. Толщина отдельных пластов составляет до 20-35 м, а в целом песчаной толщи – до100 м.

К нижней части свиты приурочен отражающий сейсмический горизонт III.

Мощность свиты составляет 798-899 м, в проектной скважине она будет порядка 800 м.

 

Верхний мел – К₂

 

Верхнемеловые отложения представлены толщей морских, преимущественно глинистых пород и подразделяются на четыре свиты: кузнецовскую (турон), ипатовскую (верх. турон + коньяк+ниж. сантон), славгородскую (верх. сантон+кампан) и ганькинскую (маастрихт + даний). Кузнецовская свита (К₂ kz) сложена глинами темно-серыми с зеленоватым оттенком, плотными, листоватыми и плитчатыми, иногда алевритистыми и слюдистыми, с остатками морской фауны и включениями пирита. Мощность свиты в проектной скважине 1 - 30 м. К подошве свиты приурочен сейсмический отражающий горизонт IVб.

Ипатовская свита (К₂ ip) представлена песчано-алевритовой толщей с подчиненными прослоями глин. Породы обладают серой, темно-серой и зеленовато-серой окраской. Пески и песчаники разнозернистые, уплотненные, алевритистые, иногда глауконитовые, участками слоистые; алевролиты плотные, глинистые, плохоотсортированные; глины плотные, иногда алеврито-песчанистые и опоковидные, с остатками растительности. Мощность свиты 140 м.

Славгородская свита (К₂ sl) сложена преимущественно глинами серыми, зеленовато-серыми, плотными, комковатыми, иногда опоковидными или алевритистыми, с редкими маломощными прослоями алевролитов и уплотненных алевритов. Мощность свиты 90 м.

Ганькинская свита (К₂ gn) в верхней части сложена зеленовато-серыми и серыми мергелями с прослоями глин, ниже – преимущественно глинами темно-серыми, участками известковистыми и алевритистыми, с остатками раковин моллюсков и фораминифер. Мощность свиты 110 м.

Общая мощность отложений верхнего мела составляет 370 м

 

Палеоген – Р

 

Палеогеновая система включает морские, в основном глинистые отложения талицкой (палеоцен), люлинворской (эоцен), чеганской (в. эоцен – ниж. олигоцен) свит и континентальные отложения некрасовской серии (ср. + верх. олигоцен).

Талицкая свита (Р₁ tl) сложена глинами темно-серыми и буровато-серыми, жирными, вязкими часто опоковидными, с присыпками алевритистого материала и с редкими маломощными прослоями темно-серого, слабосцементированного алевролита. Мощность свиты 50 м

Люлинворская свита (Р₂ ll) в нижней части сложена глинами светло-серыми и серыми, опоковидными, местами переходящими в опоки, выше залегают глины зеленовато-серые, плотные, жирные на ощупь. В глинах встречаются маломощные прослои уплотненных песков и алевритов. Мощность свиты 220 м.

Чеганская свита (Р_2-3 cg) представлена глинами зеленовато-серыми и голубовато-зелеными, плотными, жирными на ощупь, с гнездами и присыпками песчано-алевритистого материала, с пропластками и линзами светло-серых песков, разнозернистых, слюдистых. Мощность свиты 60 м.

Некрасовская серия (Р₃ nk) сложена песками светло-серыми, серыми, мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми, иногда уплотненными с подчиненными прослоями глин темно-серых, коричневато-серых и бурых, песчанистых, плотных, с обильными растительными остатками и алевритов. Мощность серии – 170 м.

 

Четвертичные отложения Q

 

Отложения четвертичной системы представлены песками темно-серыми, серыми, мелкосреднезернистыми, реже – более крупнозернистыми, иногда глинистыми, суглинками и глинами буровато-серыми, алевритистыми, с пропластками лигнита. Мощность отложений 30 м.

 

Тектоника.

Согласно тектонической карте юго-востока Западно-Сибирской плиты (К.И. Микуленко, 1979 г.), фрагмент которой прилагается на рисунке 4.1., Бурановское локальное поднятие расположено в пределах Усть-Тымской впадины – одной из крупных отрицательных структур первого порядка юго-восточной части плиты. Усть-Тымская впадина, как и большинство структур мезозойско-кайнозойского платформенного чехла, является структурой унаследованного развития, т.е. она развивалась, в основном, на отрицательных формах палеозойского, точнее - доюрского рельефа, унаследовав структуру Усть-Тымской палеозойской впадины и осложняющего ее Усть-Тымского грабен-рифта, проходящего через впадину в северо-восточном направлении (рис. 4.2.). Бурановское поднятие вместе с группой близ- расположенных структур находится в пределах грабен рифта, что подтверждается литологическим составом доюрских образований, вскрытых в этом районе. Они представлены почти целиком эффузивными и туфогенными породами, что характерно для верхнего (грабенового) комплекса рифтовых систем Западно-Сибирской плиты. Глубина залегания доюрских образований в районе Бурановского поднятия составляет 2890-3000 м и более, т.е. на 350-800 м ниже, чем на окружающих положительных структурах – Парабельском, Пудинском и др. мегавалах. Грабен-рифт имеет длину 250 км при ширине 10-15 км (2). Наиболее широкие части рифта приурочены к крупным депрессионным зонам фундамента – Нюрольской и Усть-Тымской впадинам. Грабен-рифт в рельефе поверхности фундамента проявляется в виде полосы прогибов глубиной 100-200 м. Менее четкое выражение грабен-рифта в рельефе обусловлено тем, что он расположен в пределах развития двух крупных антиклинорных зон Центрально-Западно-Сибирской складчатой системы – Васюган-Пудинской и Назино-Сенькинской. Зона Айгольского межгорного прогиба, разделяющего эти структурные зоны, имеет небольшую ширину и не могла создать благоприятные условия для расширения грабен-рифта. К юго-западу грабен-рифт постепенно затухает и в районе реки Тары в Новосибирской области представлен одним разломом. Наличие в пределах Усть-Тымской впадины грабен-рифта играет положительную роль в оценке перспектив нефтегазоносности этого региона. Как отмечают В.С. Сурков и О.Г. Жеро (4), рифтовые зоны являются проводниками глубинного тепла в верхние зоны земной коры. Этот тепловой поток проявляется как в форме тепловой конвекции, так и в форме гидротерм. Повышенный тепловой поток над грабен-рифтами и прилегающими зонами, несомненно, воздействовал на органическое вещество пород, а также способствовал наиболее полной миграции углеводородов в конседиментационные структурные и литологические ловушки.

Структура платформенного чехла – Усть-Тымская впадина является сложной депрессионной зоной, разделяющей положительные структуры первого порядка – мегавалы: Пыль-Караминский на востоке, Парабельский на юго-востоке, Пудинский – на юго-западе, Средневасюганский и Александровский – на западе. На севере впадина уходит за пределы Томской области. Усть-Тымская впадина осложнена рядом структур второго порядка – валами, куполовидными поднятиями, прогибами и котловинами, а также локальными поднятиями.

Бурановское локальное поднятие, как и ближайшие к ней структуры третьего порядка, находится в юго-западной части впадины – суженой желобообразной зоны, отделяющей Парабельский от Пудинского и Средне-Васюганского мегавалов. Поднятие выявлено в 1988 году и подготовлено к бурению в 1989 году сейсморазведочными работами МОГТ, проведенными в этом районе сейсмопартиями 8, 17/87-88 Томского геофизтреста в 1987-1988 годах (автор отчета Л.П. Жевлаков). Поднятие охарактеризовано по ряду отражающих сейсмических горизонтов, основными из которых являются IIа и Ф₂ (приложение 1, 2). Плотность сети наблюдений в пределах площади составляет 1,1 пог. км/км².

По отражающему горизонту Ф₂, приуроченному к кровле доюрских образований, Бурановское локальное поднятие представляет собой куполовидный эрозионно-тектонический выступ, оконтуренный изогипсой –2880 м, в пределах которой размеры выступа составляют 8,5´5 км. Поднятие достаточно контрастное, его амплитуда – 110 м, минимальные отметки свода составляют –2770 м в центральной части выступа. Северный склон его наиболее крутой, он осложнен дизъюнктивным нарушением северо-восточного направления протяженностью 5 км. Остальные склоны поднятия менее крутые, но также осложнены дизъюнктивными нарушениями субмеридиональной ориентировки. Амплитуда нарушений, видимо незначительная, поскольку смещения крыльев нарушений на структурном плане не зафиксированы.

По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты верхней юры) Бурановское поднятие вместе со смежным Лесным поднятием образуют единый приподнятый структурный элемент типа вала, склон которого в северном направлении довольно круто погружается и образует глубокий прогиб с плоским ложем. Бурановское поднятие достаточно контрастное, оно оконтуривается изогипсой –2600 м, в пределах которой размеры складки составляют 8´4,5 км, амплитуда поднятия 65 м. Северный склон структуры, как и по горизонту Ф₂, наиболее крутой. Минимальные отметки свода составляют –2535 м. Следует отметить некоторое несовпадение сводовых частей структуры по отражающим горизонтам Ф₂ и IIа. В первом случае свод смещен к северному крылу, во втором – к южному. Нефтегазоперспективная площадь структуры – 26 км².

Строение структуры довольно четко отображается, как по основным, так и по другим отражающим сейсмогоризонтам, на временных и сейсмогеологических разрезах (приложения 4-11), построенных по четырем сейсмическим профилям – 3, 4, 19, 20. По отражающим горизонтам в меловых и палеогеновых отложениях (III, IVв, Vа) наблюдается выполаживание структуры с резким сокращением амплитуды поднятия.

 

Нефтегазоносность.

Бурановское локальное поднятие, на котором настоящим проектом предусматривается проведение поискового бурения на нефть и газ, расположено в юго-западной части Усть-Тымской впадины – одной из крупных региональных нефтегазоносных структур Томской области. В рамках нефтегазогеологического районирования она соответствует Усть-Тымскому нефтегазоносному району Васюганской нефтегазоносной области. В пределах Усть-Тымского НГР открыто 10 месторождений нефти, газа и конденсата, одно из которых – Чкаловское нефтегазоконденсатное месторождение находится в промышленной разработке. Этаж промышленной нефтегазоносности в пределах НГР составляет от палеозойских отложений (Чкаловское месторождение) до нижнемеловых включительно (Соболиное, Гураринское).

Усть-Тымский НГР является одним из перспективных регионов в отношении дальнейших поисков здесь новых месторождений углеводородного сырья. По оценке группы ученых и специалистов под руководством А.Э. Конторовича (1989 г.), плотность прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата мезозоя и верхней части палеозоя в пределах НГР составляет от 10-20 тыс. т/км² до 30-50 тыс. т/км². Бурановское поднятие расположено на участке территории с плотностью прогнозных ресурсов 20-30 тыс. т/км².

В результате глубокого поисково-разведочного бурения, проведенного непосредственно в районе расположения Бурановской площади на сопредельных локальных поднятиях, открыт ряд месторождений нефти и газа, а также отмечены многочисленные нефтегазопроявления в разрезе палеозойских, юрских и меловых отложений. Наиболее близкими к Бурановской площади являются Двойное и Ясное месторождения нефти, где промышленная нефтеносность связана с горизонтом Ю₁ наунакской свиты средней-верхней юры. Горизонт Ю₁ в данном районе прослеживается повсеместно, но по простиранию испытывает значительные изменения. Он сложен серией песчаных и алевролитовых пластов, разделенных прослоями плотных аргиллитов. В составе горизонта отмечается обычно 2-4 угольных пласта толщиной 0,5-2 м. Общая толщина горизонта Ю₁ колеблется в пределах 37-60 м. Песчаные пласты, толщина которых иногда достигает 14 м, по простиранию неустойчивы, часто выклиниваются или замещаются плотными глинисто-алевритовыми разностями.

Двойное месторождение расположено в 30 км юго-восточнее Бурановской площади и приурочено к одноименному локальному поднятию. Залежь нефти выявлена скважиной 2 и приурочена к южному куполу поднятия, где продуктивный пласт Ю₁² развит как коллектор в отличие от северного купола, где он оказался неколлектором (скважина 1). В разрезе скважины 2 пласт залегает в интервале 2523-2540 м (а.о. –2459,4-2476,4 м), общая толщина пласта составляет 14 м. Пласт неоднороден, содержит ряд тонких (1-1,5 м) прослоев плотных глинисто-алевролитовых пород. Песчаники пласта серые, мелко-среднезернистые, среднесцементированные, участками крепкие.

Суммарная эффективная толщина пласта составляет 5 м. По лабораторным данным открытая пористость песчаников достигает 15,2 %, проницаемость – 28,2 мд. По данным ГИС пористость пласта составляет 13,7-14,5 %, К_нг – 56-64 (возрастает вверх). При испытании пласта (интервал перфорации 2526-2540 м, а.о. –2462,4-2476,4 м) получен приток чистой нефти дебитом 6 м³/сут на штуцере 3 мм. Газовый фактор нефти 65 м³/м³, пластовое давление 260 ат, пластовая температура 95 °С. Водонефтяной контакт залежи проводится условно по подошве пласта на отметке –2476 м. Подсчитанные по пласту запасы нефти категории С₁ и С₂ приняты на Госбаланс. Продуктивный пласт по простиранию не выдержан, в скважинах 1, 3, 4, пробуренных севернее и южнее скважины 2, пласт полностью замещен глинистыми породами. Таким образом, выявленная залежь связана с ловушкой структурно-литологического типа, строение которой обусловлено литолого-фациальными особенностями континентальных отложений наунакской свиты.

На Ясном месторождении, расположенном в 20 км юго-восточнее Бурановской площади, промышленная нефтеносность также связана с горизонтом Ю₁. Здесь продуктивными пластами являются песчаные пласты Ю₁³ и Ю₁⁴, по которым запасы нефти категорий С₁ и С₂ также приняты на Госбаланс.

Залежи выявлены скважиной 21, пробуренной в сводовой части северного, более высокого купола Ясного локального поднятия. Пласт Ю₁³ залегает в интервале 2642-2654 м (а.о. –2562,6-2574,6 м), имеет общую толщину 12 м, эффективную – 8 м. Пласт сложен песчаниками светло-серыми, мелко-среднезернистыми, иногда крепкими, с намывами углистого материала, придающими породе горизонтальную слоистость, с выпотами нефти. По составу песчаники кварц-полевошпатовые, с примесью обломков пород. Открытая пористость песчаников по лабораторным данным составляет до 18 %, по АК – до 16,4 %. При опробовании пласта (интервал перфорации 2641-2653 м,   а.о. –2561,6-2573,6 м), из него получен приток нефти дебитом 5,5 м³/сут на штуцере 5 мм с примесью воды (0,7 м³/сут). Газовый фактор нефти – 36 м³/м³, пластовое давление – 273 ат, пластовая температура – 95 °С.

В разрезе скважины 20 в южной части структуры пласт Ю₁³, вскрытый на 30 м гипсометрически ниже, испытывает значительную глинизацию, эффективная толщина его сокращается до 2 м, но признаки нефтеносности отмечены: выпоты нефти в песчаниках. К сожалению, пласт не опробован, в связи с чем, строение выявленной залежи пока не изучено. ВНК проводится условно по подошве пласта на отметке –2574 м. Залежь пластовая сводовая, возможно, частично с литологическим ограничением.

Нижележащий продуктивный пласт Ю₁⁴ вскрыт скважиной 21 в интервале 2660-2673 м (а.о. –2580,6-2593,6 м). Он также неоднороден, содержит в середине прослой до 2 м плотных аргиллитов и алевролитов. Литологически сложен также как и пласт Ю₁³. Общая толщина пласта Ю₁⁴ 13 м, эффективная – 8 м. Верхняя часть его по ГИС интерпретируется как продуктивная. Пористость по данным ГИС – 20 %, по лабораторным данным – 16-18,5 %. При опробовании этой части пласта в интервале перфорации 2660-2665 м (а.о. –2580,6-2585,6 м) получен приток нефти дебитом     6,1 м³/сут на штуцере 3 мм с примесью пластовой воды (1,2 м³/сут). Газовый фактор нефти 32 м³/м³, пластовое давление 274,2 ат, пластовая температура 95 °С.

В разрезе скважины 20 пласт Ю₁⁴ частично глинизируется, но прослеживается и сохраняется как коллектор – эффективная толщина его здесь составляет 3,4 м, открытая пористость песчаников 15,9-18,8 %, проницаемость 10-50 мд. В песчаниках отмечался запах нефти. Пласт практически не опробован, поскольку при опробовании ИП в процессе бурения из пласта получен фильтрат бурового раствора. ВНК залежи проводится условно по подошве пласта на отметке –2586 м, по типу она является такой же, как и в пласте Ю₁³. Обе залежи находятся в стадии разведки, на месторождении планируется бурение поисково-оценочной скважины 22 с целью оценки выявленных залежей и поиска новых.

Нефти обоих месторождений почти идентичны, относятся к легким, высококачественным. Плотность нефтей 0,83-0,85 г/см³, начало кипения 38-63 °С. Содержание легких фракций в нефтях составляет: до 150 °С – 16-20 %, до 200 °С – 27-34 %, до 250 °С – 41-44 %, до 300 °С – 50-57 %. Нефти содержат: парафинов –     2,63-2,91 % (температура плавления +48-52 °С), смол силикагелевых – 5,8-6,15 %, асфальтенов – 1,5-2,66 %, серы – 0,37-0,52 %.

Прямые признаки нефтеносности в горизонте Ю₁ отмечены во всех скважинах, пробуренных на ближайших площадях (Лесной, Летней, Ступенчатой, Лысогорской, Косальской и др.), включая параметрические скважины Северо-Мыльджинскую и Рабочую. По керну в песчаниках горизонта Ю₁ отмечался запах и выпоты нефти иногда по всему разрезу горизонта. Песчаники, как правило, светло-серые, серые, мелко-среднезернистые, слабо- и среднесцементированные, иногда карбонатизированные и глинистые крепкие, преимущественно кварц-полевошпатовые, с различной степенью сортировки, участками косо- и линзовиднослоистые за счет намыва углистого материала. При опробовании горизонта Ю₁ в случае его значительной глинизации он оказывался "сухим", а там, где он является коллектором, из него получены пластовые флюиды. Так, в скважине 5 Ступенчатой из пласта Ю₁², залегающего в верхней части горизонта, из интервала перфорации 2632-2641 м (а.о. –2542-2551 м) был получен приток нефти дебитом 1,05 м³/сут эрлифтом, а из пласта Ю₁³, залегающего ниже, получена нефть с пластовой водой общим дебитом 1,5 м³/сут на уровне 1560 м. Пластовое давление в пласте Ю₁² составило 263 ат, пластовая температура +80 °С.

На Лесной площади в скважине 206 из пласта Ю₁⁰, опробованного совместно с баженовской свитой (интервал перфорации 2610-2624 м, а.о. –2514,4-2528,4 м), получен приток пластовой воды дебитом 1,1 м³/сут на уровне 1190 м с пленкой нефти. Пластовое давление 266,3 ат, пластовая температура +99 °С.

Отложения нижней и средней юры (худосейская и тюменская свиты), содержащие ряд песчаных пластов иногда значительной мощности (до 25 м) в районе работ изучены слабо, особенно опробованием. Признаки нефтеносности по керну отмечались в кровле тюменской свиты в скважине 15 Косальской. Здесь в прослое песчаника толщиной около 1 м отмечен запах нефти, но пласт не опробован из-за незначительной своей толщины. В скважине 206 Лесной опробован пласт Ю₃, залегающий в интервале 2701-2726 м. Пласт хорошо охарактеризован керном, он сложен, в основном, песчаниками светло-серыми, среднезернистыми, хорошо отсортированными, слюдистыми, крепкими, участками с линзовидной слоистостью за счет тонких линзочек аргиллита. Пласт содержит несколько прослоев плотных аргиллитов и алевролитов. Общая толщина пласта 25 м, суммарная эффективная толщина – 8 м. При опробовании из него получен приток пластовой минерализованной воды дебитом 2,5 м³/сут на уровне 1116 м. Вода содержит растворенный горючий газ метанового состава с примесью тяжелых УВ, газовый фактор 0,7 м³/м³.

Нефтеносность доюрских образований установлена на Ясном месторождении и Ступенчато