8. Ловушки, залежи, месторождения и зоны нефтегазонакопления

По состоянию на 1 января 2002 г в Припятском прогибе было открыто 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей. В разработке находилось 46 месторождений, в разведке ‑ 5, в консервации ‑ 13. Большинство месторождений приурочены к шести зонам нефтегазонакопления Северо-Припятского (Северного) нефтеносного района (Судовицко-Березинской, Оземлинско-Первомайской, Александровско-Дубровской, Речицко-Вишанской, Червонослободской и Малодушинской), единичные залежи открыты в Комаровичско-Савичской зоне Южно-Припятского (Южного) района. Притоки нефти из отдельных скважин были получены на Восточно-Выступовичской, Радомлянской, Южно-Валавской, Ельской, Каменской, Западно-Бобровичской и Савичской площадях в Южном районе, Чистолужской, Оланской и Старомалодушинской в Северном районе. Положение зон нефтегазонакопления и основных месторождений показано на рисунке 73.

В основу классификации ловушек и залежей нефти Припятского прогиба, составленной С. П. Микуцким (1997) и представленной на рис. 74, положены их морфологические и генетические особенности, при этом главным классификационным признаком является морфология резервуара. Ловушки нефти и газа Припятского прогиба по морфологии резервуара разделены на три типа: I – ловушки перегибов кровли резервура (антиклинальные); II – ловушки экранов, образование которых обусловлено латеральным экранированием резервуара разломами и слабопроницаемыми породами вверх по его воздыманию (тектонически, стратиграфически и литологически экранированные); III – литологически замкнутые ловушки, образовавшиеся в результате всестороннего ограничения резервуара слабопроницаемыми породами (литологически ограниченные). Типы ловушек по генезису делятся на классы. Ловушки перегибов кровли резервуара объединяют два класса: ловушки постседиментационных и конседиментационных антиклиналей. Ловушки, контролируемые экранами, делятся на пять классов: 1) класс ловушек тектоно-стратиграфических экранов, 2) литологических экранов, 3) дизъюнктивных экранов, 4) тектоно-стратиграфических и литологических экранов, 5) гидротектонических экранов. Среди литологически замкнутых ловушек выделен один класс – ловушки фациального замещения и выклинивания резервуара, связанного с процессами седиментации, диа – и эпигенеза.

Типы залежей, приуроченные к тому или иному типу и классу ловушек, делятся по характеру экранирования на сводовые, экранированные и литологически замкнутые, по типу резервуара ‑ на массивные, пластовые и линзовидные. По характеру латеральных ограничений выделяются залежи ненарушенные, а также с тектоно-стратиграфическими, дизъюнктивными, литологическими и тектоническими ограничениями.

Для подсолевых терригенного и карбонатного комплексов (ланский, саргаевский, семилукский и воронежский горизонты) характерны пластовые, тектонически экранированные по разломам, реже литологически экранированные залежи нефти. В межсолевом комплексе представлены все выделенные типы ловушек и залежей, но наиболее характерны сводовые пластовые и массивные залежи с элементами тектонического, стратиграфического и литологического экранирования. Для верхнесоленосного комплекса типичны литологически ограниченные залежи в органогенных постройках внутрисолевых прослоев.

Самая крупная по запасам нефти Речицко-Вишанская зона нефтегазонакопления вместе с тем отличается максимальным этажом нефтеносности и распространением практически всех выделенных типов залежей. Близки по разнообразию ловушек и залежей и по стратиграфическому диапазону нефтеносности Червонослободская и Малодушинская зоны нефтегазонакопления, где залежи также имеются в подсолевом терригенном и карбонатном, межсолевом и верхнесоленосном комплексах. В Александровско-Борщевской и Судовицко-Березинской зонах нефтегазонакопления этаж нефтеносности сокращается до двух (подсолевой карбонатный и межсолевой), а в Оземлинско-Первомайской зоне – до одного (подсолевой карбонатный) нефтеносного комплекса. Соответственно уменьшается разнообразие типов и классов ловушек и залежей нефти в их пределах.

Эти отличия обусловлены разным тектоническим положением и строением зон нефтегазонакопления.

Речицко-Вишанская, Червонослободская и Малодушинская зоны нефтегазонакопления однотипны и приурочены к южным поднятым частям Речицко-Шатилковской и Червонослободско-Малодушинской ступеней, при этом в Речицко-Вишанской зоне залежи приурочены как к северному поднятому, так и к южному опущенному крыльям ступенеобразующего Речицко-Вишанского разлома. Ловушки в их пределах контролируются преимущественно блоковыми структурами в подсолевом, антиклиналями и гемиантиклиналями, примыкающими к разломам, а также блоками в межсолевом комплексе. Судовицко-Березинская зона нефтегазонакопления приурочена к Северной зоне бортовых уступов, расположенной между Северо-Припятским краевым и Глусско-Березинским разломами, и образована системами ступенчатых блоков. Оземлинско-Первомайская зона нефтегазонакопления контролируется малоамплитудным Оземлинско-Первомайским разломом, осложняющим погруженную часть Речицко-Шатилковской ступени. Он нарушает подсолевые отложения и слабо отражен в межсолевом комплексе, поэтому здесь нефтеносен только подсолевой комплекс. К востоку амплитуда разлома возрастает, он сечет также межсолевые отложения и контролирует Александровско-Борщевскую зону нефтегазонакопления с залежами в подсолевом карбонатном и в межсолевом комплексах.

Большинство месторождений Припятского прогиба по величине извлекаемых запасов сравнительно мелкие. Подсолевые залежи имеют размеры: длина 2‑15 км (в среднем 8 км), ширина 0,3‑5 км (наибольшее число залежей имеет ширину от 1,0 до 1,5 км, при этом до 1,0 км –30%, до 1,5 км – 65% залежей). Межсолевые залежи: длина 2‑15 км (в среднем 6 км), ширина 0,3‑3,5 км (в среднем 1,5 км, при этом до 1,0 км – 30%, до 1,5 км – 60% залежей).

Большинство месторождений Припятского прогиба (63,5%) содержат несколько продуктивных пластов, приуроченных к разрезу от лебедянского до ланского горизонтов верхнего девона. Однопластовых месторождений 19 из 52 (36,5%). Месторождений с двумя продуктивными пластами 18 (34,6%). Многопластовых месторождений 15 (28,9%), в том числе с тремя продуктивными пластами ‑ 5, с четырьмя – 6, с пятью – 4 месторождения. Продуктивные пласты в различных горизонтах образуют самостоятельные залежи. На некоторых месторождениях в связи с блоковым строением в одном горизонте выделяется 2‑3 самостоятельные залежи.

Залежи в многопластовых месторождениях в плане частично перекрывают друг друга, смещаясь вверх по разрезу в сторону от разломов. Перекрытие межсолевых залежей по отношению к подсолевым в среднем составляет 33%. Залежи в верхнесоленосном комплексе обычно не совпадают в плане с межсолевыми: перекрытие составляет в среднем 6% от площади межсолевых залежей.

Все месторождения Припятского прогиба по фазовому состоянию нефтяные. Только небольшое (нефти 391 тыс. т, конденсата – 451 тыс. т, растворенного газа – 157 млн. м³, свободного газа – 1007 млн. м³) Красносельское месторождение нефтегазоконденсатное.

Глубины залегания продуктивных горизонтов изменяются в широких пределах от 1640 до 4650 м и зависят от стратиграфического положения горизонтов и тектонического положения месторождений.

Ниже по материалам В. Н. Бескопыльного, Я. Г. Грибика, Л. М. Ланкутя и др. (2002), Я.Г. Грибика, С. П. Микуцкого, Э. И. Свидерского (1997) дана краткая характеристика зон нефтегазонакопления и основных месторождений Припятского прогиба.

Судовицко-Березинская зона нефтенакопления расположена в Северной зоне бортовых уступов и включает Судовицкое, Березинское Восточно-Березинское и Отрубовское месторождения.

Судовицкое нефтяное месторождение расположено в западной части зоны и содержит залежи нефти в подсолевом карбонатном комплексе в воронежском горизонте и в межсолевом комплексе в елецком горизонте.

Залежь в воронежском горизонте пластовая сводовая (рис. 75) тектонически и литологически экранированная размером 3,0 х3,5 км и высотой 150 м приурочена к пологой брахиантиклинали со сводом в районе скв. № 1 и 3. Пласт-коллектор нефтенасыщенной мощностью от 2,8 до 10,4 м и открытой пористостью 3,9‑5,2% представлен порово-трещинными известняками и доломитами. Дебит нефти в скв. 1 и 3 на 8-миллиметровом штуцере составил 95 и 286 м³/сут, а в скв. 8 – только 0,8 м³/сут при среднем динамическом уровне 1145 м. В остальных скважинах притоков не получено. Нефти воронежского горизонта легкие (0,791‑0,807 г/см³), малосернистые (менее 0,08%), парафинистые (6,3‑8,3%), малосмолистые (до 2,03%). Выход легких фракций, выкипающих до 300 ^оС, составляет 58%. Начальные пластовые давления равны 59,8 МПа, давление насыщения – 22,3‑23,0 МПа, газонасыщенность нефтей 204,4 м³/м³.

Залежи в елецких отложениях межсолевого комплекса пластовые тектонически экранированные по Северному краевому разлому породами фундамента (рис. 75, 76) установлены в трех блоках. Рамеры залежей в восточном блоке ‑ 3,0 х 0,9 км и в центральном блоке ‑ 2,2 х 0,4‑0,9 км при высоте около 300 м, в западном блоке – 0,5 х 0,2 км при высоте 100 м и водонефтяных контактах на отметках –3259, -3291 и –3264 м. Нефтенасыщенная мощность равна 32,0‑96,4 м в восточном, 23,‑92,4 м – в центральном и 60,6 м – в западном блоках. Коллекторы представлены доломитами с пористостью 5,2‑8,5%. Дебиты достигают 400 м/сут на 10 мм штуцере (скв. 6) Нефти легкие (0,850 г/см³), малосернистые (0,3%), парафинистые (3,655), смолистые (3,03%). Выход легких фракций, выкипающих до 300 ^оС, составляет 48%.

. Небольшая тектонически и литологичеси экранированная залежь установлена в петриковских отложениях в северо-восточном углу центрального блока (скв. № 25) с нефтенасыщенной мощностью 13, 4 м и пористостью коллектора 8%.

Березинское нефтяное месторождение содержит три массивные тектонически экранированные залежи в трех блоках межсолевого комплекса (рис. 77, 78), ступенчато погружающихся по разломам на юго-запад. Залежь северного блока размером 1,3 х 0,4 м и высотой 110 м, центрального блока – 1,5 х1,0 км и высотой 145 м, южного блока – 3,0 х 1,1 км и высотой 220 м. Нефтенасыщенные мощности в блоках изменяются соответственно от 9,8 до 20, 6 м, от 37 до 54 м и от 39 до 76 м. Коллекторы представлены пористо-кавернозными доломитами с открытой пористостью 6‑8 % и газопроницаемостью от 1^.10^-15 до 87 ^. 10^-15 м². Дебиты нефти изменяются от 7,3 до 430 м³/сут.

Нефти межсолевого комплекса Березинского месторождения относятся к классу малосернистых (0,20‑0,51%), подклассу смолистых (5,25‑15,2%), типу парафинистых (3,2‑9,3%). Нефти легкие (0,731‑0,872 г/см³). Выход светлых фракций находится в пределах 41‑56%. Газовый фактор нефти 75‑167 м³/т.

Восточно-Березинское месторождение нефти примыкает с востока к Березинскому и содержит массивную тектонически экранированную с севера и востока по сбросам залежь нефти в межсолевых задонско-елецких отложениях. Размеры залежи 2,4 х 0,2‑0; км, высота 240 м, глубина залегания 1700 м. Нефтенасыщенная мощность карбонатных коллекторов с открытой пористостью 5,1% составляет 71 м.

Отрубовское месторождение нефти содержит пластовую, тектонически экранированную сбросами с севера и востока залежь в межсолевых отложениях, моноклинально погружающихся на юг. Залежь находится на глубине 3950 м, ее размеры 2,7 х 0,6 км, высота 200 м, нефтенасыщенная мощность карбонатных коллекторов с открытой емкостью 5,2% достигает 110 м.

О землинско-Первомайская зона нефтенакопления расположена в погруженной части Речицко-Шатилковской ступени и контролируется Оземлинско-Первомайским разломом.

Оземлинское месторождение нефти открыто в западной части зоны и содержит залежи в подсолевых семилукских и воронежских отложениях (рис. 79, 80). Залежь семилукского горизонта пластовая, тектонически экранированная, а воронежского – пластовая тектонически и литологически экранированная с размерами соответственно 4,5 х 0,2‑0,6 и 1,9 х 0,6 км при высоте 80 и 100 м. Коллекторы представлены трещиноватыми и пористо-кавернозными доломитами с эффективной емкостью 3,5‑8,7% и нефтенасыщенной мощностью 4,0‑17,6 м. Нефть семилукского горизонта легкая (0,839 г/см³), смолистая (5,5%), малосернистая (0,28%), парафинистая (2,4%). Выход легких фракций 38%, газонасыщенность пластовых нефтей 123‑130 м³/т.

Южно-Оземлинское месторождение нефти содержит пластовую тектонически экранированную залежь нефти в семилукском горизонте. Размер залежи 2,1 х 1,0 км, высота залежи 50 м, нефтенасыщенная мощность 17 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 5,0%.

В восточной части зоны открыты Первомайское, Восточно-Первомайское и Озерщинское месторождения нефти с пластовыми, тектонически экранированными залежами нефти в подсолевых отложениях.

Первомайское месторождение нефти содержит залежи в воронежском и семилукском горизонтах. Залежь в воронежском горизонте пластовая тектонически и литологически экранированная размером 3,0 х 1,3 км и высотой 140 м находится на глубине 4330 м. Нефтенасыщенная мощность карбонатных коллекторов с открытой емкостью 5,7% составляет 20 м. Залежь в семилукском горизонте пластовая, тектонически экранированная размером 4,0 х 0,8 км и высотой 75 м находится на глубине 4420 м. Открытая емкость карбонатных коллекторов 5,6%, нефтенасыщенная мощность 13 м.

Восточно-Первомайское месторождение нефти содержит залежи в подсолевом карбонатном комплексе в воронежском и семилукском горизонтах.

В воронежском горизонте залежи пластовые тектонически и литологически экранированные и приурочены к двум блокам. Отложения в пределах блоков погружаются на север, с юга, запада и востока они экранированы нижнесоленосными отложениями по сбросам. В первом блоке размер залежи 3,0 х 0,8‑1,2 км и высота 150 м. Во втором блоке размер залежи 2,0 х 0,6 км, высота 85 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 22 м., открытая емкость карбонатных коллекторов 5,0 и 6,0%.

В семилукском горизонте выявлены залежи в трех блоках. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Размеры залежей: в первом блоке – 5,5 х 0,5‑1,6 км, во втором – 6,5 х 1,8‑2,2 км, в третьем – 1,5 х 1,0 км. Высота залежей 236, 357 и 100 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 23 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 6‑7%. Глубина залегания залежей 4040‑4140 м.

Озерщинское месторождение нефти расположено в восточной части зоны и содержит залежи в семилукском горизонте в двух блоках. Блоки ограничены с юго-востока основным разломом амплитудой 400‑600 м, с юго-запада и северо-востока они ограничены оперяющими сбросами меньшей амплитуды, отложения в пределах блоков наклонены на север. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Размер залежи в западном блоке 3,5 х 1,4 км, высота залежи 250 м, размер залежи в восточном блоке 2,5 х 1,3 км, высота залежи 150 м. Эффективная нефтенасыщенная мощность 14 м, открытая емкость карбонатных коллекторов 6,1‑6,5%.

Александровско-Борщевская зона нефтенакопления расположена на востоке в погруженной части Речицко-Вишанской ступени и включает Дубровское месторождение на западе и Западно-Александровское, Александровское, Южно-Александровское и Борщевское месторождения нефти на востоке.

Дубровское месторождение нефти расположено на склоне ступени и содержит залежи нефти в подсолевых семилукских и межсолевых задонско-елецких отложениях.

Залежь семилукского горизонта пластовая, тектонически экранированная и приурочена к тектоническому блоку, ограниченному с юга, запада и востока сбросами амплитудой 150‑200 м. Размер залежи 2,6 х 1,5 км, высота 150 м. Коллекторами являются трещинно-каверново-поровые доломиты с открытой емкостью 4‑18% (в среднем 9,1%) Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта 13‑15 м. При испытании семилукских отложений в скв. № 1 из интервала 3880‑3887 м был получен приток нефти дебитом 187 м³/сут на 9-миллиметровом штуцере. Нефть легкая (0,818 г/см³), малосернистая (0,1%), парафинистая (5,4‑6,5%), смолистая. До 300 ^оС выкипает 55% легких фракций.

Залежь в межсолевых отложениях массивная тектонически экранированная и контролируется полусводом, примыкающим с севера к сбросу (рис. 80, 81). Длина залежи 2,3 км, ширина 1,6‑2,0 км, высота 110 м. Залежь приурочена к органогенной постройке и коллекторами являются кавернозные и трещиноватые доломитизированные органогенные известняки с открытой емкостью 5,5‑12,1% и мощностью от 5,6 до 68 м. В скв. № 3 из интервала 2994‑3008 м был получен приток нефти дебитом 110 м³/сут на 5-миллиметровом штуцере. Нефть легкая (0,845 г/см³), малосернистая (0,14‑0,20%), смолистая (0,7‑9,3%), парафинистая (5,3‑6,2%). До 300 ^оС выкипает 44% легких фракций.

Западно-Александровское месторождение содержит пластовые, тектонически экранированные залежи нефти в подсолевых воронежском и семилукском горизонтах в пределах тектонического блока с северным наклоном отложений, ограниченного сбросами с юга и запада. Глубина залегания залежей 4135 и 4175 м, размеры залежей 2,0 х 1,5 и 2,0 х 1,0 км, высота 115 и 85 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 20 и 23 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 3,0 и 6,4%.

Александровское месторождение нефти содержит залежь в межсолевых елецко-петриковских отложениях. Залежь приурочена к полусводу, примыкающему с севера к сбросу большой (до 1000 м) амплитуды и является пластовой сводовой, литологически ограниченной с севера, востока и запада и тектонически экранированной с юга (рис.82, 83). Размеры залежи 2,5 х 1,5 км, высота 200 м. Коллекторами являются порово-трещинные известняки со средней открытой пористостью 4,8% и мощностью от 3,4 до 15,4 м. Нефть легкая (0,772 в пластовых условиях и 0,841 г/см³ на поверхности). Содержание светлых фракций – 31,2%, асфальтенов – 0,65%, смол –7,17%, парафина –7,21% и серы –0,23%, газосодержание 37,8 м³/м³. Температура застывания 18,5 ^оС.

Южно-Александровское месторождение нефти примыкает с юга к Александровскому месторождению и находится в опущенном по разлому южном крыле антиклинального поднятия. Залежь нефти в межсолевых задонско-елецких отложениях массивная сводовая, тектонически экранированная по разломам на севере и на юге (см. рис. 81, 82). Размеры залежи 2,8 х 0,85 км, высота 225 м. Коллекторами являются развитые по водорослевым известнякам вторичные трещинно-порово-каверновые доломиты со средним значением открытой емкости 8,1%. Нефтенасыщенная мощность горизонта изменяется от 24,6 до 197 м. Нефть легкая (плотность пластовой нефти 0,586, сепарированной – 0,809 г/см³), газосодержание ‑ 367 м³/т, содержание светлых фракций ‑ 39,4%, асфальтенов – 0,09%, смол – 2,46%, парафина – 4,47% и серы ‑ 0,06%. Температура застывания 7,4 ^оС.

Борщевское месторождение нефти содержит сводовую пластовую, тектонически и литологически экранированную залежь в межсолевых елецких отложениях. Залежь залегает на глубине 1800 м, имеет размеры 2,0 х 1,9 км и высоту 256 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 15 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 4,45.

Речицко-Вишанская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий, протягивается в субширотном направлении с запада на восток на 110 км, расположена в южной поднятой части Речицко-Шатилковской ступени и включает поднятое северное и опущенное южное крылья Речицко-Вишанского регионального разлома. Это наиболее крупная зона нефтегазонакопления, которая включает наибольшее количество месторождений и содержит основные разведанные запасы нефти Припятского прогиба. Она включает (с запада на восток) Восточно-Дроздовское, Борисовское, Вишанское, Мармовичское, Новодавыдовское, Полесское, Давыдовское, Новососновское, Хуторское, Западно-Сосновское, Славаньское, Сосновское, Пожихарское, Южно-Сосновское, Чкаловское, Осташковичское, Южно-Осташковичское, Западно-Тишковское, Тишковское, Южно-Тишковское, Речицкое, Днепровское, Красносельское, Ветхинское, Левашовское месторождения.

Восточно-Дроздовское месторождение содержит две пластовые тектонически залежи нефти в подсолевых отложениях: одну в семилукском и саргаевском и вторую в ланском горизонтах (рис. 84, 85). Залежи расположены в поднятом северном крыле Речицко-Вишанского регионального разлома амплитудой более 2 км и экранированы с юга по дугообразному разлому верхнесоленосными отложениями. Длина залежей изменяется от 1,5 км (по ланскому горизонту) до 4,5 км (по семилукскому), ширина соответственно ‑ от 0,4 до 0,8 км, а высота – от 30 до 60 м.

Нефтенасыщенная мощность в семилукском горизонте 14,1 в саргаевском – 12 м. Породы-коллекторы представлены пористыми и кавернозными доломитами с эффективной емкостью 6,2‑7,3% и трещинной проницаемостью. Дебиты изменяются по площади от нескольких кубических метров до 350 м³/сут. По сравнению с одновозрастными нефтями других месторождений Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления нефть Восточно-Дроздовского месторождения имеет повышенную плотность (0,866 в саргаевском и 0,870 г/см³ в семилукском горизонтах) и вязкость, более высокое содержание смол (16,2‑19,2%), серы (1,85%), парафина (6,4‑8,8%). Содержание асфальтенов невысокое (0,36‑1,08%). Выход светлых фракций 35‑38%. Пластовая нефть недонасыщена газом (12‑15 м³/т) при давлении насыщения 17‑19 МПа и начальном пластовом давлении 20,4 МПа.

Породы-коллекторы ланского горизонта представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками. Тип коллектора поровый. Величина пористости 17%. Эффективная мощность пластов-коллекторов достигает 17,4 м. Нефть более плотная (0,906 г/см³) и вязкая, содержит много асфальтенов (6,1‑7,4%) и смол (23,3%). Содержание парафина 7,4%. Выход светлых фракций очень низкий (16,5%).

На южном опущенном крыле Восточно-Дроздовской структуры открыта небольшая залежь нефти в межсолевых отложениях (Новодроздовское месторождение).

Борисовское месторождение нефти содержит пластовые тектонически экранированные с юга и востока по сбросам залежи в семилукском и саргаевском горизонтах (рис. 86, 87). Размер семилукской залежи 3,5 х 1,5 км, высота ‑ около 200 м. Пласты-коллекторы представлены трещинно-порово-каверновыми доломитами с открытой емкостью от 3,6 до 13,7%. Эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 5,4 до 8,2 м в саргаевском и от 15, до 16,8 м в семилукском горизонтах. Нефть средней плотности (0,837 и 0,853 г/см³), парафинистая 2,9‑6,9%), малосернистая (0,28%), малосмолистая (5,2‑9,7%), выход легких фракций 40‑49%. Газовый фактор 73,9‑95,2 м³/т. Притоки нефти ‑ от 3,12 до 69,5 м³/сут.

Вишанское месторождение нефти содержит пластовые, тектонически экранированные с юга по дугообразному Речицко-Вишанскому разлому залежи в подсолевых ланском. саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах, а также небольшие залежи в межсолевом комплексе.

Залежь в подсолевом воронежском горизонте пластовая, тектонически и литологически экранированная размером 18,9 х 0,8‑2,6 км и высотой 330 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 34 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 6,5%.

Залежь в семилукском горизонте пластовая, тектонически экранированная размером 18,2 х 0,8‑2,5 км и высотой 300 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 26 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 7,6%.

Залежь в саргаевском горизонте пластовая, тектонически и литологически экранированная. Размер залежи 18 х 0,6‑2,3 км, высота 277 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 18 м, открытая пористость карбонатных коллекторов 5,8%.

Залежь в ланском горизонте пластовая, тектонически экранированная. Размер залежи 6,2 х 1,0 км, высота 137 м. Глубина залегания залежи 2760 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 35 м. Открытая пористость терригенных коллекторов 14%.

В межсолевых задонско-елецких отложениях установлены залежи в двух блоках размером 3,1 х 1,2 и 5,2 х 1,3 км и высотой 100 и 66 м. Залежь сводовая массивная, тектонически экранированная в первом блоке и сводовая пластовая, тектонически экранированная во втором блоке. Нефтенасыщенная мощность 53 и 43 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 9%.Глубина залегания залежей 2420 м.

Южно-Вишанское месторождение нефти содержит небольшую сводовую пластовую, тектонически экранированную залежь размером 3,0 х 1, 2 км и высотой 225 м в межсолевых задонско-елецких отложениях в пределах южного опущенного крыла Вишанского поднятия. Нефтенасыщенная мощность горизонта 25 м. Открытая емкость карбонатных коллекторов 6,1%. Глубина залегания горизонта 2640 м.

Мармовичское месторождение нефти содежит залежи в подсолевом и межсолевом комплексах.

Залежь в подсолевых саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах пластово-массивная тектонически экранированная с юга по разломам евлановско-ливенскими карбонатными и соленосными, петриковским глинистыми и верхесоленосными отложениями (рис. 87, 88, 89). Размеры залежи 8 км в длину при ширине 0,7‑0,8 км и высоте 180 м. Общая нефтенасыщенная мощность достигает 21,2 м. Нефтевмещающими породами являются развитые по органогенным известнякам вторичные кавернозные доломиты. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый. Открытая пористость 3,0‑4,5%, проницаемость изменяется от 79^.10^-15 до 91^.10^-15 м². Нефть имеет плотность 0,818 г/см³, содержит 0,3% серы, 6,8% парафина, 0,7% асфальтенов и 8,5% смол силикагелевых. Начало кипения 55 ^оС, выход светлых фракций 53%. Пластовая нефть легкая (0, 615 г/см³) с газовым фактором 285‑324 м³/т. Начальное пластовое давление составляло 33‑34 МПа, пластовая температура 65 ^оС.

Ловушками для залежей в межсолевых задонско-елецких отложения являются две антиклинали. Западная антиклиналь расположена в поднятом крыле разлома и примыкаетс севера к зоне отсутствия межсолевых отложений. Восточная антиклиналь расположена в пределах промежуточного блока и разбита поперечными разломами на три блока (см. рис. 89). Западная залежь массивная сводовая, частично стратиграфически экранированная на юге. Размер залежи 6,0 х 1, 9 км, высота 140 м. В пределах восточной антиклинали установлены две массивные, тектонически экранированные залежи общей длиной около 8 км при ширине до 1,7 км и высоте 140 м.

Коллекторами в межсолевом комплексе являются органогенно-детритовые известняки и доломиты трещинно-каверново-поровые со средней открытой емкостью 6,8% и проницаемостью 100^. 10^-15 м². Нефтенасыщенная мощность достигает 72 м, средняя по площади – 29 м. Нефтенасыщенность превышает 70%. Начальные дебиты скважин изменяются от единиц до 215 м³/сут. Режим залежей упруго-водонапорный и упругий. Начальное пластовое давление 30,8‑33 МПа, пластовая температура 57‑65 ^оС. Нефть имеет плотность 818,6‑857 кг/м³. Среднее содержание серы 0,3%, парафина – 5,7%, выход светлых фракций 33‑44%. Газовый фактор изменяется от 68 до 84 м³/т.

Полесское месторождение нефти содержит залежь нефти в сульфатно-карбонатной пачке боричевских слоев в основании верхней соленосной толщи (рис. 90, 91). Она приурочена к ангидритовому валу шириной около 1 км и длиной до 15 км на северном склоне межсолевого поднятия. Сульфатно-карбонатная пачка имеет трехчленное строение и состоит из нижнего и верхнего ангидритовых пластов мощностью до 50‑60 м и среднего ангидритово-карбонатного пласта мощностью до 24 м, который и является нефтеносным. В нем выделяется 1‑2 пласта коллектора мощностью от 1,6 до 4,0 м и суммарной мощностью от 3,0 до 5,2 м. Коллекторы представлены сгустково-комковатыми сульфатно-карбонатными известняками трещиноватыми и каверново-пористыми с эффективной емкостью 5‑8%, определенной в шлифах. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Средневзвешенная по залежи эффективная мощность пласта-коллектора составляет 3,8 м, открытая пористость 9,7%, нефтенасыщенность 84%.

Залежь имеет протяженность 12 км при ширине до 0,8 км и высоте 160 м. Начальное пластовое давление составляло 30,5 МПа, пластовая температура 55 ^оС. Начальные дебиты в скважинах в процессе опробывания изменялись от 40 до 116 м³/сут и резко снижались в процессе разработки до 4‑16 м³/сут. Залежь литологически ограниченная на севере и юге и тектонически экранированная на западе и востоке, поэтому режим залежи упругий, о чем свидетельствует и резкое падение дебитов в процессе эксплуатации.

Удельный вес нефти от 0,771‑0,823 г/см³ в пластовых условиях до 0,872‑0,886 г/см³ в поверхностных условиях. Газонасыщенность нефти 67 м³/т. Содержание в нефти асфальтенов 1,6%, смол – 12,9%, парафина – 6,4%, серы – 0,5%. Выход светлых фракций 33,5%.

Новодавыдовское месторождение нефти расположено между Мармовичским и Давыдовским месторождениями и содержит залежь нефти в елецких отложениях межсолевого комплекса и небольшие залежи в задонских и подсолевых воронежских отложениях (рис. 92). Ловушкой для елецкой залежи служит обособленный блок, ограниченный с севера зоной отсутствия межсолевых отложений, а с юга, запада и востока разрывными нарушениями. Залежь массивно-пластовая, водоплавающая, с ВНК на отметке -2586 м, высотой 65 м и нефтенасыщенной мощностью 32,6 м. Нефтенасыщенными являются пористые, трещиноватые и кавернозные известняки и вторичные доломиты. Открытая емкость изменяется в широких пределах (от 2,7 до 22,8%) при среднем значении 8,6%. Нефтенасыщенность изменяется от 75 до 78%. Нефть легкая (0,852‑0,856 г/см³), парафинистая (5,47%), смолистая (5,75%), содержит 0,62% асфальтенов. Выход легких фракций 48%. Температура застывания 14 ^оС. Газонасыщенность пластовой нефти 83 м³/т. Пластовое давление на глубине 2981 м – 35,8 МПа.

Давыдовское месторождение нефти расположено в центральной части Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления между Полесским, Новодавыдовским и Мармовичским месторождениями на западе и Ново-Сосновским и Западно-Сосновским месторождениями на востоке. Залежи нефти здесь установлены в подсолевых семилукских и воронежских, в межсолевых и верхнесоленосных отложениях.

Залежи нефти в семилукском и воронежском гризонтах пластовые, тектонически экранированные и контролируются блоком в поднятой приразломной части ступени с моноклинальным наклоном отложений на север и с экранами по разломам на юге, западе и востоке (рис. 93, 94). Размеры залежей 6,5 х 0,5 км, высота 50 и 90 м, нефтенасыщенная мощность 14 и 12 м, нефтенасыщенность пород 73%. Породы-коллекторы представлены трещиноватыми доломитами. Тип коллектора трещинно-порово-каверновый. Эффективная емкость 4,4‑9,0% (в среднем 6,4%) в семилукском и 4,2 – 5,8% (в среднем 5,1%) в воронежском горизонте. Дебиты нефти 60‑360 м³/сут. Режим залежей упруговодонапорный, начальное пластовое давление на глубине 3015 м составляло 33,8 МПа. Пластовая температура 65 ^оС. Нефть подсолевых залежей легкая (0,780‑0,803 г/см³), малосернистая (до 0,12%), смолистая (до 4,3%), парафинистая (4,1‑5,8%). Содержание легких фракций 62‑67%. Газовый фактор 266 м³/т, давление насыщения 21 МПа.

Залежь в межсолевых отложениях массивная сводовая, литологически экранированная с юга зоной выкливания межсолевых отложений, и приурочена к брахиантиклинали, примыкающей с севера к разлому (рис. 94, 95). Размеры залежи 6 х 2 км, высота 145 м. Мощность нефтенасыщенных пород от 50-53 м в своде до 5‑10 м на периклиналях. Коллекторами являются доломитизированные известняки и доломиты неравномерно пористые, кавернозные и трещиноватые. Средняя эффективная емкость 7,4%. Режим залежи упруговодонапорный, начальные дебиты нефти 57 м³/сут, пластовое давление на глубине 2500 м 30,5 МПа, температура пласта 59 ^оС. Нефть межсолевой залежи имеет среднюю плотность 0,857 г/см³, малосернистая (0,32%), малосмолистая (12,4%), парафинистая (4,2%). Выход светлых фракций 43,7%. Газонасыщенность 88 м³/т, давление насыщения 8,4‑10,1 МПа.

Залежи в боричевских отложениях аналогичны залежам, описанным на Полесском месторождении.

Западно-Сосновское месторождение нефти находится восточнее Давыдовского в поднятой приразломной части Речицко-Вишанской ступени и содержит залежь нефти в межсолевых отложениях (рис. 96, 97). Залежь массивная, сводовая, тектонически экранированная по разлому с юга, размер залежи 3,4 х 0,6 км, высота 42 м. Она контролируется полубрахиантиклиналью субширотного простирания, примыкающей с севера к Речицко-Вишанскому региональному разлому. Породы-коллекторы продуктивного елецкого горизонта представлены доломитизированными органогенными известняками. Пористость коллекторов изменяется от 3,5 до 11,5%. Эффективная нефтенасыщенная мощность 21,6‑27,6 м. Дебиты нефти 7,1‑11 м³/сут. Начальное пластовое давление в залежи 34 МПа, пластовая температура 64 ^о С на глубине 2790 м. Нефть средней плотности (0,841‑0,853 г/см³), парафинистая и высокопарафинистая (от 4,40 до 14,4%), малосернистая, малосмолистая (5,2‑13,4%). Выход легких фракций 30‑31%. Газовый фактор –78,6 м³/т, давление насыщения – 8,89 МПа.

Новососновское месторождение нефти расположено к северу от Западно-Сосновского и содержит сводовую пластовую, тектонически экранированную залежь в межсолевых елецких отложениях. Размер залежи 3,5 х 0,5 км, высота залежи 150 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 15 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 10%.

Хуторское месторождение нефти находится к северу от Новососновского и содержит пластовую литологически экранированную залежь нефти во внутрисолевом горизонте галитовой субформации. Размер залежи 2,6 х 1,7 км, высота 90 м. Нефтенасыщенная мощность пласта 8,6 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 6,7%.

Славаньское месторождение нефти расположено в опущенном крыле Речицко-Вишанского разлома к югу от Западно-Сосновского месторождения и также содержит залежь нефти в межсолевых отложениях (см. рис. 96, 97). Залежь контролируется примыкающей с юга к разлому гемиантиклиналью и разбита субмеридиональным разломом на два блока. Залежь массивная, тектонически экранированная на севере по разлому нижнесоленосными отложениями. Размеры залежи в западном блоке 5 х 0,25‑0,70 км, высота 450 м, в восточном блоке – размеры 2,5 х 0,5 км, высота 350 м. Начальные дебиты нефти составляли 30‑100 м³/сут на 6-миллиметровом штуцере. Коллекторы представлены доломитами трещинно-каверново-поровыми с пористостью 4,5‑13,7% (в среднем 8,1%) в западном и 4,6‑7,8% (в среднем 6,3%) в восточном блоке. Средняя нефтенасыщенная мощность коллекторов западного блока 101,6 м, восточного – 42,3 м. Режим залежей упруговодонапорный. Нефти плотностью 0,872 и 0,855 г/см³, содержание смол 7,5 и 9,5%, парафина – 4,4 и 3,8%, серы – 0,4%. Выход светлых фракций 35‑41%. Газонасыщенность 97 и 105 м³/т, давление насыщения 12 МПа.

Сосновское месторождение нефти находится между Западно-Сосновским и Осташковичским месторождениями в пределах Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в межсолевых и подсолевых отложениях.

Залежь нефти в межсолевых отложениях сводовая, массивная размерами 3,0 х 1,5 км и высотой 60 м приурочена к своду антиклинали субширотного простирания в поднятом крыле Речицко-Вишанского разлома (рис. 98, 99). Продуктивная часть разреза в кровле межсолевых отложений представлена органогенными известняками и доломитами с трещинно-каверново-поровым типом коллектора и пористостью от 3,0 до 14,4%. Начальные дебиты нефти изменяются от 12 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере до 260 м³/сут на 12-миллиметровом штуцере. Режим залежи упруговодонапорный, близкий к упругому, ввиду незначительного влияния водонапорной системы. Начальное пластовое давление составляло 34‑35 МПа на глубине 2737 и, а температура – 66 ^оС на глубине 2750 м. Дегазированная нефть имеет средний удельный вес 0,850 г/см³, кинематическую вязкость от 12^.10^-6 до 19^.10^-6 м²/с при 20 ^оС. Нефть малосернистая (0,38%), парафинистая (4,4%), малосмолистая (8,7%), с небольшим содержанием асфальтенов (1,58%). Выход светлых фракций составляет 43‑45%. Газовый фактор достигает 133,8 м³/м³.

В подсолевых отложениях залежи нефти установлены в двух блоках в воронежском, семилукском и саргаевском горизонтах.

В западном блоке подсолевые залежи установлены в воронежском и семилукском, в восточном – в саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах. Залежи пластовые, тектонически экранированные (рис. 99, 100). Размер западной залежи 2,0 х 0,2‑0,6 км и высота 35 м, восточной ‑5 х 1 км и 150 м.

Воронежский горизонт сложен доломитами с трещинно-порово-каверновым типом коллектора и пористостью от 2,0 до 8,5%, а проницаемостью до 0,8^.10^-15 м². Эффективная нефтенасыщенная мощность колеблется от 2 до 16 м. Начальные дебиты изменялись от 19 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере до 254 м³/сут на 18-миллиметровом штуцере. Начальное пластовое давление составляло 36,6 МПа на глубине 3150 м., а температура – 72 ^оС. Нефть удельного веса 0,785 г/см³, кинематической вязкостью 1,5 ^. 10^-6‑5,3 ^. 10^-6 м²/с. Содержание серы не превышает 0,4%, парафина – 5,6%. Выход светлых фракций 58‑63%. Газовый фактор достигает 500 м³/т, давление насыщения – 25,2 МПа.

Семилукский горизонт представлен доломитами с коллекторами трещинно-порово-кавернового типа с пористостью от 2,0 до 8,8% и проницаемостью до 0,3^.10^-15 м². Эффективная нефтенасыщенная мощность 13,6‑18 м. Начальные дебиты по семилукской залежи при испытании изменялись от 44 м³/сут на штуцере диаметром 4 мм до 424 м³/сут на 12-миллиметровом штуцере. Начальное пластовое давление на глубине 3200 м составляло 39,1 МПа, а температура – 73‑78 ^оС. Нефть плотностью 0,795‑0,813 г/см³, кинематической вязкостью 1,9^.10^-6 –8,4^.10^-6 м²/с. Содержание серы ‑ до 0,20%, парафина – до 8,8%, смол – 10%, асфальтенов – 1,7‑2,2%. Газовый фактор достигает 500 м³/т, давление насыщения 26,8 МПа.

Саргаевский нефтеносный горизонт также сложен трещинно-порово-каверновыми доломитами. Эффективная нефтенасыщенная мощность саргаевского горизонта 7‑10 м. Начальные дебиты по саргаевской залежи в процессе испытания изменялись от 50 м³/сут на штуцере диаметром 4 мм до 120 м³/сут на 10-миллиметровом. Начальное пластовое давление в саргаевской залежи на глубине 3252 м составляло 39,3 МПа, температура –73 ^оС. Нефть удельного веса 0,838‑0,840 г/см³ и кинематической вязкостью 21^.10^-6‑51^.10^-6 м²/с. Содержание серы 0,19‑0,44%, парафина – 4,3‑8,2%, смол – 4,7‑9,9%, асфальтенов – 1,06‑1,95%. Выход светлых фракций составляет 44‑50%. Газовый фактор достигает 400 м³/т, давление насыщения 8,7 МПа.

Пожихарское месторождение нефти расположено к югу от Сосновского и содержит залежь нефти в межсолевом комплексе (см. рис. 98, 99). Залежь массивная, стратиграфически экранированная с юга зоной отсутствия межсолевых отложений. Размеры залежи 6,5 х 0,5 км, высота 69 м. Коллекторы представлены трещинно-кавернозно-пористыми доломитами с открытой пористостью от 4 до 11%. Эффективная нефтенасыщенная мощность горизонта 8‑18 м. Начальное пластовое давление в залежи на глубине 2790 м составляло 30,4 МПа, пластовая температура – 68 ^оС. Дебиты изменяются от 44 до 50 м³/сут на 4 и 6-миллиметровых штуцерах. Нефть средней плотности (0,875 г/см³), парафинистая (5,2‑8,1%), малосернистая (менее 0,5%), малосмолистая (11,2%), Выход легких фракций 40‑42%. Газонасыщенность 135,5 м³/т, давление насыщения 11,3 МПа.

Южно-Сосновское месторождение нефти расположено к югу от Пожихарского в опущенном южном крыле Речицко-Вишанского разлома (рис. 101, 102). Залежь в межсолевых отложениях сводовая, пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная и контролируется полуантиклиналью, примыкающей с юга к зоне отсутствия межсолевых отложений. Размеры залежи 4,7 х 1,5 км, высота 700 м. Пласты-коллекторы представлены доломитами и доломитизированными известняками, кавернозными, пористыми и трещиноватыми. Среднее значение емкости по залежи 8,1%. Эффективная мощность продуктивной части разреза изменяется от 20 до 213 м. Залежь характеризуется высокими фильтрационными свойствами коллектора и высокими (до 590 м³/сут) дебитами. Как и для других месторождений южных опущенных крыльев Речицко-Вишанской зоны поднятий, для месторождения свойственно аномально высокое пластовое давление (50‑51 МПа на глубине 3500 м), что соответствует вертикальному градиенту 1,45. Нефти легкие (0,841‑0,878 г/см³), малосернистые (0,18‑0,45%), малосмолистые (2,5‑18,0%), парафинистые (3,1‑10,2%). Выход бензиновых фракций 36‑51%. Газонасыщенность нефтей составляет 68‑78 м³/м³, давление насыщения 12,0‑13,0 МПА.

Чкаловское месторождение нефти расположено в опущенном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий восточнее Южно-Сосновского и западнее Южно-Осташковичского месторождений. Залежь в межсолевых отложениях контролируется наклоненной на юг моноклиналью, экранированной с севера зоной отсутствия межсолевых отложений, ограниченной по простиранию и разбитой на два блока поперечными сбросами (рис. 103, 104). Размеры залежи западного блока 3,0 х 0,5‑0,6 км, восточного – 4,5 х 0,25‑0,65 км, высота залежей – 283 и 260 м. Залежи пластово-массивные, тектонически экранированные. Нефтеносны вторичные доломиты задонского и елецкого горизонтов, развитые по органогенным известнякам. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Величина открытой емкости 5,9‑6,0%. Средняя нефтенасыщенность 75,6‑77%. Величина нефтенасыщенной мощности изменяется от 1,4 до 106 м. Начальные дебиты скважин составляли 0,5‑120 м³/сут. Начальное пластовое давление 58,1 МПа на отметке –4034 м, пластовая температура 92 ^оС. Режим залежей упруговодонапорный. Газонасыщенность нефти 124,5‑130,6 м³/т. Нефть легкая (0,846‑0,849 г/см³), малосернистая (0,12%), парафиновая (3,5%), малосмолистая (3,2‑3,5%), с невысоким содержанием асфальтенов (0,3%). Выход легких фракций 45‑46%.

Осташковичское месторождение нефти расположено в поднятом северном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в подсолевом карбонатном комплексе в саргаевских, семилукских и воронежских отложениях, в межсолевом комплексе в задонско-елецких и петриковских отложениях и в верхнесоленосном комплексе в лебедянском горизонте.

Ловушкой в подсолевых отложениях является наклоненная на север под углом 7‑8^о моноклиналь, ограниченная на юге Речицким региональным, а на востоке и западе локальными субмеридиональными разломами. Размеры ловушки 12,5 х 2,5‑3,5 км. Залежи пластовые, тектонически экранированные, размер залежей 10,6 х 1,2‑1,5 км при высоте до 270 м. Коллекторами являются кавернозные и трещиноватые доломиты с открытой емкостью 5,9‑7,0%. Дебиты до 800 м³/сут на 25-миллиметровом штуцере. Нефти легкие (0,814‑0,844 г/см³), малосернистые (0,2‑0,4%), парафинистые (4,9‑9,17%), малосмолистые (3,7‑12,0%). Содержание легких фракций – 48‑61%. Начальное пластовое давление 36,8 МПа, газонасыщенность 98‑171 м³/м³, давление насыщения 18,0‑18,9 МПа.

Залежь нефти в задонско-елецких отложениях наиболее крупная в Припятском прогибе. Залежь контролируется брахиантиклиналью (рис. 105, 106), примыкающей с севера к зоне отсутствия межсолевых отложений. Залежь сводовая массивная с тектоно-стратиграфическим ограничением на юге. Размеры залежи 9,5 х 1,7‑3,3 км, высота 186 м. Нефтенасыщенная мощность 12‑162 м. Продуктивная толща сложена доломитами с прослоями доломитизированных известняков, преобладающий тип емкости порово-трещинно-каверновый. Открытая емкость коллекторов изменяется от 6 до 15,3% составляя в среднем 6,2‑8,6%. Начальные дебиты нефти 7‑430 м3/сут. Нефть плотностью 0,847‑0,907 г/см³ и вязкостью от 34^.10^-6 до 118^.10^-6 м²/с содержит 0,45‑0,9% серы, 3,4‑13,1% парафина, 10,0‑15,4% смол силикагелевых. Выход легких фракций 29‑45%. Газонасыщенность нефти 74‑95 м³/т, давление насыщения 9,5‑10,3 МПа.

В межсолевых петриковских отложениях установлено две литологически ограниченные залежи размерами 7,5 х 0,5‑1,5 км и высотой 100 м (восточная) и 2 х 1 км и высотой 100 м (западная). Нефтенасыщенная мощность 10 м, открытая пористость 6‑8%. Начальные дебиты скважин до 100 м³/сут. Нефть плотностью 0,883 г/см³.

Залежь нефти в ангидритовом горизонте галитовой субформации пластовая, литологически ограниченная и контролируется антиклинальной стуктурой внутрисолевого пласта. Размеры залежи 11,0 х 0,6‑3,2 км, высота 340 м. Коллекторами являются известняки и кавернозно-пористые доломиты эффективной мощностью от 2‑3 до 7‑8 м и открытой пористостью до 7%. Дебиты до 36 м³/сут. Нефть легкая (0,85‑0,88 г/см³), малосернистая (0,68%), парафинистая (3,8%), малосмолистая (11,6%).

Южно-Осташковичское месторождение нефти находится непосредственно к югу от Осташковичского в опущенном южном крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий. Здесь открыта скважиной № 19 небольшая залежь в подсолевых отложениях в промежуточном блоке и скважиной № 18 залежь в межсолевых отложениях (см. рис. 105, 106).

Залежи в подсолевых отложениях пластовые, тектонически экранированные, размером 2,5 х 0,25‑0,75 км, высотой 110 м. Нефтенасыщенная мощность в воронежском горизонте – 8 м, в семилукском – 8,8 м, в саргаевском – 8 м, в ланском – 9 м, открытая пористость соответственно 3,7; 5,7; 5,0 и 12%. Дебит нефти 8 м³/сут.

Межсолевая залежь приурочена к полусводу субширотного простирания, примыкающему с юга к зоне отсутствия межсолевых отложений. Залежь пластово-массивная, стратиграфически и тектонически экранированная. Размеры залежи 6,5 х 0,5‑1,3 км, высота 790 м. Коллекторами являются пористо-кавернозные доломиты с открытой емкостью от 5 до 22,4% (в среднем около 7%). Эффективная нефтенасыщенная мощность 25‑185 м. Высокие емкостоно-фильтрационные свойства обусловили высокие (до 1598 м³/сут) дебиты нефти. Начальные пластовые давления аномально высокие (53 МПа на отметке –3720 м). Нефти легкие (0,841‑0,855 г/см³), подвижные (вязкость 9^.10^-6‑27^.10^-6 м²/с), малосернистые (0.19‑0,45%), парафинистые (4,2‑11,%), малосмолистые (6,0‑11,1%). Выход легких фракций 33‑40%. Газонасыщенность 114 м³сут, давление насыщения 12,0‑12,4 МПа.

В боричевских слоях верхней соленосносной толщи установлена небольшая залежь нефти размерами 1,5 х 0,4 км и высотой 400 м. Нефтенасыщенная мощность ‑ 10 м, пористость ‑ 7%, дебит ‑ 5,16 м³/сут, плотность нефти ‑ 0,848 г/см³.

Западно-Тишковское месторождение нефти расположено в поднятом крыле Речицко-Вишанской зоны поднятий и содержит залежи нефти в межсолевом и верхнесоленосном комплексах.

Залежь нефти в межсолевом комплексе контролируется брахиантиклиналью субширотного простирания (рис. 107, 108), разбитой субмеридианальным сбросом на два блока. Залежи массивные сводовые, размеры западной залежи 2,0 х 0,7 км, восточной 2,3 х 1,3 км, высота залежей 140 и 120 м. Коллекторами являются трещиноватые известняки, пористые и кавернозные доломиты. Открытая пористость 3,75‑16,35%. Нефтенасыщенная мощность 2,8‑21,8 м. Дебит нефти 47,9 м³/сут на 9-миллиметровом штуцере. Режим залежи упруговодонапорный. Плотность нефти 0,810 в пластовых и 0,888 г/см³ в поверхностных условиях, газосодержание 46‑50 м³/т, выход легких фракций 24‑36%.

Внутрисолевая залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная (рис. 109) и контролируется брахиантиклиналью, примыкающей с севера к зоне выклинивания горизонта. Установлено две залежи: западная размером 1,3 х 1,1 км и восточная размером 6,0 х 0,5‑1,5 км. Суммарная нефтенасыщенная мощность изменяется от 2,2 до 26, 4 м. Режим работы залежи упругий. Коллекторами являются доломитизированные известняки. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Открытая емкость 2,15‑16,75. Нефть плотностью 0,903 г/см³, газосодержание 25‑41 м³/т, выход легких фракций 18‑36%.

Тишковское месторождение нефти содержит залежи в подсолевых отложениях воронежского, семилукского, саргаевского и ланского горизонтов в пределах трех моноклинальных блоков, ограниченных с юга субширотным Речицко-Вишанским региональным разломом амплитудой до 2 км и разделенных субмеридиональными локальными сбросами (рис. 110, 111). Залежи пластовые, тектонически экранированные.

Залежи в верхнем и нижнем пластах воронежского горизонта эффективной мощностью от 5,5 до 16, м установлены в центральном и восточном блоках. Коллекторами являются трещинно-поровые доломиты с открытой емкостью 6%. Высота залежей 158‑194 м. Дебиты нефти 132‑268 м³/сут.

Залежи семилукского горизонта установлены во всех трех блоках. Эффективная мощность продуктивных пород 12,4 м. Коллекторами являются доломиты. Тип коллектора трещинно-каверново-поровый. Коэффициент открытой пористости 9,3%, проницаемости – 0,028^.10^-12 м². Высота залежей 196 м. Дебиты 298 м³/сут.

Залежи саргаевского горизонта установлены в центральном и восточном блоках. Коллекторами являются трещинно-каверновые доломиты общей нефтенасыщенной мощностью 9,8‑12,0 м. Высота залежей 96 и 101 м, дебиты 120‑132 м³/сут.

Залежь в ланском горизонте установлена в центральном блоке. Коллекторами являются песчаники с открытой пористостью 9,3% и проницаемостью 0,05^.10^-12 м². Общая нефтенасыщенная толшщина 9,8 м, высота залежи 106 м. Приток нефти составлял 30 м³/сут.

Нефти подсолевого комплекса легкие (0,820‑0,836 г/см³), малосмолистые (2,7‑4,86%), парафинистые (2,86‑8,88%), малосернистые (0,10‑0,33%), с невысоким содержанием асфальтенов (0,12‑0,81%). Выход легких фракций 40‑60%. Газовый фактор 133‑283 м³/т. Давление насыщения 14,7‑28,6 МПа. Пластовая температура 78‑82 ^оС, температура застывания 3‑14 ^оС.

Южнее восточного блока Тишковского месторождения был получен промышленный приток нефти (48 м³/сут на 2-миллиметровом штуцере) из отложений верхнего протерозоя‑витебского горизонта среднего девона в пределах промежуточного Рассветовского блока.

Южно-Тишковское месторождение нефти выявлено в пределах опущенного крыла зоны поднятий, где установлены залежи в межсолевых отложениях в пределах трех блоков моноклинально воздымающихся на север к зоне их отсутствия (рис. 112, 113). Залежи массивные, тектонически и литолого-стратиграфически экранированные, с водонефтяным контактом на отметках –3720, -3908 и –4239 м. Суммарная нефтенасыщенная мощность 31‑54 м. Коллекторами нефти являются пористые и кавернозные доломиты с открытой пористостью 7,5‑8,1%. Начальные пластовые давления аномально высокие (48,9‑67,7 МПа). Режим залежей упруговодонапорный. Нефть легкая (0,804‑0,858 г/см³), малосернистая (0,02‑0,13%), малосмолистая (до 5,76%), содержание парафина 3‑4%, асфальтенов – 0,10‑0,85%. Выход светлых фракций 69,5%. Газонасыщенность от 117 до 454 м³/т, давление насыщения 14,07‑30,10 МПа.

Речицкое месторождение нефти расположено в поднятом северном крыле Речицко-Вишанского регионального разлома и содержит залежи нефти в подсолевых и межсолевых отложениях.

Залежи в подсолевых ланских, семилукских и воронежских отложениях пластовые тектонически экранированные с юга по разлому верхнесоленосными отложениями (рис. 114, 115).

Размеры ланской залежи 6,7 х 1,5 км, высота 150 м. Пласт-коллектор сложен песчаниками и алевролитами эффективной мощностью 1,2‑15,8 м (средневзвешенная нефтенасыщенная мощность 6 м) с пористостью 14,9‑18,6%. Дебит нефти 42 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере. Плотность пластовой нефти 0,730 г/см³, дегазированной – 0,846 г/см³, газовый фактор 97,2 м³/т, давление насыщения 10,9 МПа. Нефть малосернистая, смолистая, парафинистая. Режим залежи упруговодонапорный, близкий к замкнутому, со слабой активностью законтурной области.

Семилукская залежь самая крупная в подсолевом комплексе Припятского прогиба и имеет размеры 16,2 х 3,2 км, высоту 430 м и средневзвешенную нефтенасыщенную мощность 16,5 м. Коллектор представлен доломитами, реже известняками, и относится к трещинно-каверново-поровому типу со средней открытой емкостью по залежи 6,5% и средней проницаемостью 317^.10^-15 м². Дебит нефти изменяется от 12 до 582 т/сут. Плотность пластовой нефти 0,741 г/см³, дегазированной – 0,851 г/см³, газонасыщенность 114 м³/т, давление насыщения 9,8 МПа. Нефть малосернистая, смолистая, высокопарафинистая.

В воронежском горизонте выявлено два нефтеносных пласта соответственно в нижней и верхней пачках. Залежь размером 16 х3,5 км и высотой 485 м. Породами-коллекторами являются доломиты и известняки трещинно-каверново-порового типа со средней величиной открытой емкости по залежи 6% и нефтенасыщенной мощностью 1,0‑18,8 м.

В межсолевом комплексе разведаны две промышленные залежи.

Залежь в задонском горизонте (VIII и IX пачки) пластовая стратиграфически экранированная с юга зоной отсутствия межсолевых отложений. Размеры залежи 11, х 0,6‑2,3 км и высота 200 м. Нефтевмещающие породы эффективной мощностью от 1,2 до 46,4 м представлены доломитизированными известняками с пористостью 7,9%.

Залежь в елецких отложениях (IV литологическая пачка) имеет размеры 13,0 х 2,7 км и высоту 360 м. Горизонт сложен каверново-пористыми известняками с пористостью 6% и нефтенасыщенной мощностью от 1,2 до 18,2 м. Дебиты до 323 т/сут.

Плотность сепарированной нефти в межсолевых залежах 0,871 г/см³, давление насыщения 5,1‑5,8 МПа, газонасыщенность 42,6‑48 м³/т. Нефть малосернистая, парафинистая, смолистая.

Небольшие залежи нефти в межсолевом комплексе имеются в петриковском горизонте и в подсолевом комплексе в породах фундамента, венда и основания среднего девона.

Днепровское месторождение нефти расположено восточнее Речицкого в поднятом крыле Речицко-Вишанского разлома и содержит пластовые, тектонически экранированные с юга сбросом большой амплитуды залежи нефти в воронежском и семилукском горизонтах. Размеры залежей 2,2 х 0,1‑0,3 км и 7,0 х 0,3‑1,0 км, высота залежей 50 и 258 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 13 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 4,8 и 5,4%.

Красносельское нефтегазоконденсатное месторождение с двумя залежами в межсолевых отложениях контролируется полусводом размером 8,0 х 1,5 км, расположенном в опущенном крыле Речицко-Вишанского разлома. Полусвод примыкает с юга к разлому и разбит на блоки серией субширотных и субмеридиональных разломов (рис. 116, 117).

Нижнезадонская залежь пластовая, тектонически экранированная. Коллекторами являются биогермные известняки трещинно-порово-каверновые с пористостью 6,7‑7%, нефтенасыщенностью 65,8‑84,4%, проницаемостью 0,010^.10^-12 м² и нефтенасыщенной мощностью от 12 до 22,4 м. Режим залежи упруговодонапорный. Газовый фактор нефтяной части залежи 20,7 м³/т, газоконденсатной –679 м ³/т. Пластовая температура 83 ^оС. Водонефтяной контакт залегает на отметке –2870 м, газонефтяной контакт для газоконденсатной части залежи находится на отметке –2847 м. Начальное пластовое давление 42 МПа. Получены притоки нефти (5 м³/сут) и газа с конденсатом (5м³/сут). Нефть легкая (0,833 г/см³), парафинистая (8,88%), малосмолистая (2,75%), малосернистая (0,24%), маловязкая (1,54^.10^-3 Па^.с). Температура застывания нефти 16 ^оС, выход светлых фракций 86,6%.

Верхнезадонско-елецкая залежь пластовая литологически и тектонически экранированная. Породами-коллекторами являются доломиты биогермного происхождения с пористостью от 3,7 до 9,9%, нефтенасыіенностью от 50,3 до 93,2%, проницаемостью до 0,040^.10^-12 м². Начальное пластовое давление нефтяной залежи 43,8 МПа, газоконденсатной – 39,6 МПа. Пластовая температура 93 ^оС, газовый фактор 1425 м³/т. Были получены притоки нефти и конденсата дебитами от 4,77 до 101 м³/сут. Режим залежи упруговодонапорный. Водонефтяной контакт принят на отметке –3333 м, газонефтяной контакт для газоконденсатной залежи – на отметке –3282 м. Нефть очень легкая (0,715‑0,777 г/см³ в газокноденсатной и 0,830 г/см³ в нефтяной части), парафинистая (4,05%), малосмолистая (2,55%), малосернистая (0,065%), маловязкая (0,58^.10^-3 Па^.с). Температура застывания нефти 9 ^о С, выход легких фракций ‑ до 87%.

В восточной части месторождения была установлена нефтеносность петриковского горизонта.

Ветхинское месторождение нефти находится к югу от Красносельского и содержит залежи нефти в подсолевых воронежском, семилукском и ланском горизонтах. Залежи пластовые,тектонически экранированные по дугообразному сбросу. Глубина залегания залежей от 3640 до 3840 м, размеры залежей небольшие (0,6 х 0,2‑0,3 км), высота 100, 65 и 50 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 15, 9 и 9 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 5,3%, терригенных –14,4%.

Залежь в межсолевых елецких отложениях сводовая пластовая, литологически экранированная. Залежь мелкая (0,5 х 0,5 км), с невысоким (16 м) этажем нефтеносности и нефтенасыщенной мощностью 15 м.

Левашевское месторождение нефти расположено севернее Днепровского месторождения и содержит две пластовые сводовые литологически и стратиграфически экранированные залежи нефти в межсолевых отложениях с упругим и упруговодонапорным режимом со слабой активностью законтурных вод.

Нижняя залежь размером 2,6 х 1,1 км и высотой 32 м установлена в играевских слоях задонского горизонта. Приток нефти составил 4,2 м³/сут. Коллекторами служат трещиноватые известняки нефтенасыщенной мощностью 6‑32 м.

Верхняя залежь в вишанских слоях задонского горизонта имеет размеры 2,9 х1,8 км м высоту 62 м. Коллекторами являются трещинно-каверново-поровые известняки суммарной нефтенасыщенной мощностью от 20,6, до 26 м, средневзвешенной пористостью 7,7% и проницаемостью – 0,040^.10^-12 м². Притоки нефти составили 52,8 и 86,4 м³/сут. Нефти легкие (0,832‑0,849 г/см³) с выходом светлых фракций 40,8‑49,6%.

Червонослободская зона нефтенакопления расположена на западе южной поднятой части Червонослободско-Малодушинской ступени в поднятом северном крыле Чевонослободско-Малодушинского регионального разлома и в пределах Червонослободской зоны поднятий. Она включает Октябрьское, Северо-Чистолужское, Северо-Домановичское и Казанское нефтяные месторождения.

Октябрьское месторождение нефти содержит залежи в подсолевом и межсолевом комплексах (рис. 118, 119, 120).

В подсолевом комплексе разведана залежь нефти в ланском горизонте и выявлены мелкие залежи в семилукском и воронежском горизонтах. Залежь в ланском горизонте размером 2,6 х 0,25 км и высотой 25 м пластовая, тектонически экранированная с юга Червонослободско-Малодушинским, а с запада и востока оперяющими субмеридиональными разломами. Коллектором является песчаник мощностью 7,2‑10,2 м со средневзвешенной пористостью 17,5%. Притоки нефти 0,5‑3,5 м³/сут. Нефть тяжелая (0,929‑0,966 г/см³) и вязкая, с повышенным содержанием серы (1,90‑2,99%), асфальтенов (4,34‑8,70%), парафина (0,8‑3,75), смол силикагелевых (31‑50%). Температура застывания нефти 14‑24 ^оС.

Залежь в межсолевых отложениях пластово-массивная сводовая, тектонически экранированнная. Размер залежи 2,5 х 0,2‑0,9 км. Коллекторами являются трещинно-каверново-поровые доломиты с емкостью от 1,7 до 17,7% (в среднем 5,35%). Притоки нефти составили 6,4‑11 м³/сут. Нефть повышенной плотности (0,945‑0,965 г/см³), вязкая (200^.10^-6‑272^.10^-6 м²/с). Содержание серы составляет 2,7‑4,7%, асфальтенов –6,0‑17,8%, парафина – 0,9‑3,85, смол силикагелевых – 28,5‑54,1%. Температура застывания изменяется от 14 до 23 ^оС.

Северо-Чистолужское нефтяное месторождение расположено к востоку от Октябрьского в северном поднятом крыле Червонослободско-Малодушинского разлома и содержит залежи нефти в межсолевых задонских и верхнесоленосных лебедянских отложениях.

Залежь в задонском горизонте пластовая, тектонически экранированная. Размер залежи 5,0 х 0,4‑0,7 км, высота залежи 120 м. Глубина залегания горизонта 2070 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 23 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 6,3%.

Залежь в лебедянском горизонте пластовая тектонически и литологически экранированная. Размер залежи 7,0 х 2,5 км, высота 270 м. Глубина залегания горизонта 1930 м, нефтенасыщенная мощность 13 м. Открытая пористость коллекторов ‑ 7%.

Северо-Домановичское месторождение нефти расположено к востоку от Северо-Чистолужского и содержит залежи нефти в межсолевом и верхнесоленосном комплексах (рис. 121, 122, 123).

Залежь в задонских межсолевых отложениях пластовая тектонически экранированная на юге зоной отсутствия межсолевых отложений, на западе и востоке – разрывными нарушениями. Пласты-коллекторы нефтенасыщенной мощностью от 3‑6 до 31 м сложены каверново-пористыми и трещиноватыми доломитами и известняками с пористостью 5‑11,6% (в среднем 6,7%). Притоки нефти составляли до 19 м³/сут на 6-миллиметровом штуцере. Нефть легкая, (0,856‑879 г/см³) малосернистая (0,51%), смолистая (11,1%), высокопарафинистая (6,4%). Выход легких фракций ‑ 45%.

Залежь нефти в лебедянском горизонте верхнесоленосного комплекса связана с сульфатно-карбонатной пачкой пород в нижней части галитовой субформации. Залежь размером 6,0 х 1,5 км линзовидно-пластовая и литологически экранированная с юга зоной выклинивания горизонта. Коллектором являются известняки доломитизированные и брекчиевидные с открытой пористостью 5‑10,5% (в среднем 6,5%). Нефтенасыщенная мощность пластов-коллекторов изменятся от 1,4 до 45,6 м. Залежь характеризуется аномально‑высокими пластовыми давлениями, составляющими 33.6‑36,6 МПа на глубине 2190‑2200 м. Нефть тяжелая ((0,956‑0,997 г/см³), сернистая (0,8%), парафинистая (4,15), высокосмолистая ((24,2%). Выход легких фракций 43%. Газонасыщенность не более 10,2 м³/т.

На площади был получен также небольшой (0,88 м³/сут) непромышленный приток нефти из подсолевых карбонатных отложений семилукского горизонта.

Казанское месторождение нефти в залежью в подсолевых воронежских отложениях установлено к востоку от Северо-Домановичского месторождения. Залежь пластовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 2,0 х 0,3‑0,5 км, высота 100 м. Нефтенасыщенная мощность 21 м. Открытая емкость карбонатных коллекторов 5,3%.

Руднинско-Малодушинская зона нефтенакопления расположена в восточной части Червонослободско-Малодушинской ступени и включает Северо-Притокское, Золотухинское, Западно-Малодушинское, Старо-Малодушинское, Малодушинское, Барсуковское и Надвинское месторождения нефти.

Северо-Притокское месторождение нефти содержит пластовые тектонически экранированные залежи в семилукских и воронежских отложениях в пределах моноклинально погружающегося на северо-восток блока, ограниченного с юго-запада дугообразно изогнутым сбросом амплитудой 50-80 м и разбитого на блоки субмеридиональными сбросами (рис. 124, 125). В пределах трех блоков установлены небольшие (2,5 х 0,5 и 1,5 х 0,5 км) залежи нефти. Нефтеносны трещиноватые и пористо-кавернозные доломиты со средней пористостью 6,3% в семилукском и 2,5‑3,1% в воронежском горизонтах и нефтенасыщенной мощностью 8,5‑9,5 м и 5,6‑8,2 м. Дебиты нефти составляли до 115 м³/сут на 6-миллиметровом щтуцере из семилукского и до 20 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере из воронежского горизонта. Режим залежей упруговодонапорный. Пластовое давление составляет 45‑48 МПа на глубинах 4200‑4300 м, а пластовая температура – 88 ^о С. Нефти семилукского и воронежского горизонтов легкие (0,860 3и 0,850 г/см), малосернистые (0,37 и 0,22%), парафинистые (4,8 и 5,1%), смолистые (5,2‑6,7 и 5,4%). Температура застывания 17 и 9 ^оС, выход легких фракций 42,7 и 47%. Газонасыщенность 63,9 и 67,7‑76,9 м³/т.

Северо-Новинское месторождение нефти расположено между Северо-Притокским и Золотухинским месторождениями, содержит пластовые тектонически экранированные залежи нефти в воронежском, семилукском и саргаевском горизонтах и контролируется блоком с северным наклоном отложений, ограниченном сбросами с юго-запада, северо-запада и юго-востока. Размеры залежей ‑ 2,5 х 0,1‑0,5 км, высота ‑ 72, 62, и 94 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 8, 13 и 28 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 4‑7%.

Золотухинское месторождение нефти расположено в западной части Малодушинской зоны поднятий и содержит сводовую массивную, литологически и стратиграфически экранированную залежь в межсолевых задонских, елецких и петриковских отложениях в пределах антиклинали размером 10,0 х 05‑1,0 км и высотой 400 м по изогипсе –2400 м, которая ограничена на юго-востоке зоной отсутствия межсолевых отложений (рис. 126, 127). Межсолевая толща представлена тонким переслаиванием мергелей, известняков, доломитов, глин и аргиллитов и коллектора с емкостью около 0,5% относятся к трещинному типу. Эффективная нефтенасыщенная мощность изменяется от 60 до 280 м. Нефть легкая (0,869‑0,893 г/см³), малосернистая (0,42%), высокосмолистая (до 18,3%), парафинистая (4,6%). Выход легких фракций ‑32%. Дебиты после ввода в эксплуатацию достигали 1025 м³/сут. Начальное пластовое давление на глубине 1980 м составляло 32,9 МПа.

В подсолевых отложениях разведаны пластовые тектонически экранированные залежи нефти в воронежском, семилукском и саргаевском горизонтах размерами 8,5 х 1,1 км, 7,5 х 1,0 км и 6,0 х 0,7 км, высотой 200, 150 и 90 м с едиными водонефтяным контактом на отметке –3441 м. Продуктивны трещинно-каверново-поровые известняки и доломиты со средней открытой пористостью 7,3; 10,8; 6,3% и эффективной нефтенасыщенной мощностью 20; 20 и 10 м. При испытании семилукского и воронежского горизонтов были получены фонтаные притоки нефти дебитом 192 и 216 м³/сут на 8 и 10-миллиметровом штуцерах. Нефть легкая (0,872‑0,878 г/см³), малосернистая ((0,41%), смолистая (8,1%), парафинистая (4,6%). Начальное пластовое давление на глубине 3700 м составило 37,2 МПа.

Ведричское месторождение нефти расположено к востоку от Золотухинского в поднятом северном крыле Червонослободско-Малодушинского регионального разлома и содержит небольшую (2,6 х 1,1 км) пластовую, тектонически экранированную залежь нефти в семилукском горизонте. Залежь контролируется моноклинально погружающимся на север блоком, ограниченным с юга региональным, а по простиранию локальными разломами. Высота залежи 220 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 7,6 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 8,6%.

Малодушинское месторождение нефти с залежами в семилукском горизонте подсолевого карбонатного комплекса расположено в средней части Малодушинской зоны поднятий и включает Западно-Малодушинское, Старо-Малодушинское и собственно Малодушинское месторождения (рис. 128, 129. Залежи контролируются блоками, наклоненными к северо-востоку под углом 18^о, вершины которых на юге примыкают к разлому амплитудой 400‑500 м. Ловушки образованы изгибами разлома. Размеры структур: Малодушинской – 9,25 х 1,25 км, Старомалодушинской – 2,2 х 0,7 км, Западно-Малодушинской – 3,2 х0,5 км. Высоты залежей 350, 230 и 110 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Толщина продуктивного горизонта 25‑30 м, средняя нефтенасыщенная мощность изменяется от 12 до 17 м. Продуктивны трещинно-каверново-поровые доломиты со средневзвешенной емкостью от 8, 5 до 12%. Дебиты составляют 32‑550 м³/сут. Начальное пластовое давление 34,6‑44,1 МПа. Режим залежей упруговодонапорный. На Малодушинском месторождении нефтеносны также воронежские отложения. Нефть легкая (0,802‑0,860 г/см³), малосернистая (0,07‑0,50%), парафинистая (5,43‑6,40%), содержание смол и асфальтенов колеблется от 1,50 до 11,90%. Газосодержание ‑ от 80 до 364 м³/т. Выход светлых фракций ‑ 44‑65%.

Северо-Малодушинское нефтяное месторождение расположено к северу от Малодушинского на погружении ступени и контролирется моноклинально погружающимся на север блоком, ограниченным малоамплитудными разломами с юга, запада и востока. Залежь в воронежском горизонте пластовая, тектонически экранированная, размер залежи 2,7 х 0,3‑0,4 км, высота 200 м. Нефтенасыщенная мощность горизонта 22 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 3,8%.

Барсуковское месторождение нефти расположено в восточной части Малодушинской зоны поднятий и содержит залежи нефти в ланском, саргаевском, семилукском и воронежском горизонтах подсолевых терригенного и карбонатного комплексов и в межсолевом комплексе.

Залежи нефти в подсолевом комплексе пластовые, тектонически экранированные и контролируются блоком, моноклинально погружающимся на север под углом 20‑25^о и ограниченным с юга разломом амплитудой 300‑400 м, а с запада и востока сбросами амплитудой 100‑150 м (рис. 130, 131).

Продуктивные отложения ланского горизонта сложены песчаниками с прослоями алевролитов с нефтенасыщенной мощностью от 4,8 до 18, 8 м (в среднем 8,48 м), пористостью 9,6‑17,5% (в среднем 13,8%), проницаемостью 0,015^.10^-12м² и средней нефтенасыщенностью 87,2%. Начальные дебиты колебались от 26 до 53 т/сут.

В саргаевском горизонте нефтеносны доломиты трещинно-каверново-поровые с нефтенасыщенной мощностью от 1,2 до 17, 2 м (в средняем 5 м), пористостью от 5,1 до 10,8% (в среднем 7%), проницаемостью 0,004^.10^-12 м² и нефтенасыщенностью 80%. Размеры залежи 2,4 х 0,9‑1,9 км, высота 700 м. Дебит 16 т/сут. Режим залежи упруговодонапорный.

Семилукская залежь наиболее крупная (размеры 5,5 х 2,5 км) и с большим (1010 м) этажом нефтеносности. Коллекторами служат трещинно-порово-кавернозные доломиты с открытой пористостью от 5,3 до 13,8% (в среднем 9,2%), нефтенасыщенностью 85% и проницаемостью 0,080^.10^-12 м². Нефтенасыщенная мощность изменяется от 8,4 до 24 м (средняя мощность 16 м). Водонефтяной контакт залегает на отметке –3714 м. Начальный среднесуточный дебит нефти составил 169 т/сут при начальном пластовом давлении 43,8 МПа.

Коллекторы в воронежском горизонте представлены каверново-трещинными известняками с емкостью от 4,5 до 10,4% (в среднем 7,4%) в верхней и от 4% до 15% (в среднем 7%) в нижней части горизонта. Нефтенасыщенная мощность изменяется от 0,8 до 14,8 м (средняя 3,4 м) в верхней и от 0,8 до 11 м (средняя 3,86 м) в нижней части горизонта. Коллекторы не выдержаны по площади и залежь пластовая, стратиграфичеси и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0 х 1,2‑2,5 км, высота около 1000 м. Режим залежи упруговодонапорный. Среднесуточный дебит скважин достигал 128 т/сут, начальное пластовое давление – 47,6 МПа при отметке водонефтяного контакта –3714 м.

В межсолевом комплексе залежь сводовая, массивная, литологически ограниченная. Коллектор представлен тонким чередованием карбонатных пород, мергелей и глин и является трещинным. Размеры залежи 1,0 х 0,6 км. Приток нефти достигал 45 м³/сут при начальном пластовом давлении 38,8 МПа при положении водонефтяного контакта на отметке –2910 м.

Нефти Барсуковского месторождения легкие (0,818‑0,840 г/см³), малосернистые (0,10‑0,36%), парафинистые (4,20‑11,97%). Выход легких фракций ‑ 44,9‑52,4%. Газосодержание ‑ 126,7‑268,9 м³/т. Пластовая температура 81‑84 ^оС, температура застывания ‑ 13‑18 ^о С.

Надвинское месторождение нефти расположено на востоке Малодушинской зоны поднятий и по подсолевым отложениям представляет собой наклоненную на север моноклиналь, ограниченную с юга сбросом большой амплитуды и разбитую на блоки оперяющими сбросами меньшей амплитуды (рис. 132, 133). Промышленные залежи нефти установлены в двух блоках в ланском и семилукском горизонтах. Залежи пластовые, тектонически ограниченные, связь залежей с законтурной зоной отсутствует. Режим залежей упругозамкнутый. Начальные дебиты нефти 1‑13 т/сут. Нефти легкие (0,840‑0,866 г/см³), выход леких фракций 34‑51%, газосодержание 28,6‑76 м³/т.

Северо-Надвинское нефтяное месторождение расположено к северу от Надвинского и содержит небольшую пластовую, тектонически экранированную залежь нефти в семилукском горизонте размером 1,7 х 0,6 км и высотой 100 м. Глубина залегания залежи 3210 м. Залежь приурочена к моноклинально погружающемуся на север блоку, ограниченному с юга дугообразно изогнутым разломом. Нефтенасыщенная мощность горизонта 7,6 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов ‑ 8,6%.

Летешинское нефтяное месторождение расположено южнее Надвинского и содержит небольшие (0,4 х 0,5 и 0,5 х 0,5 км) пластовые тектонически экранированные залежи в семилукском и ланском горизонтах в пределах небольшого блока, ограниченного сбросами со всех сторон. Высота залежей 115 м, глубина залегания 2800 и 2900 м. Нефтенасыщенная мощность горизонтов 19 и 22 м. Открытая пористость карбонатных коллекторов 5,7%, терригенных – 12%.

Комаровичско‑Савичская зона нефтенакопления расположена в Южном нефтеносном районе в пределах Внутреннего грабена и приурочена к Заречинско-Савичской зоне поднятий Заречинско-Великоборской ступени. В ее пределах открыто Комаровичское месторождение нефти.

Комаровичское месторождение нефти содержит небольшую залежь в семилукском горизонте. Залежь пластовая, тектонически экранированная и приурочена к блоку с северным падением отложений, ограниченному с юга, запада и востока малоамплитудными (25‑50 м) сбросами (рис. 134, 135). Размеры залежи 2,3 х 0,4 км, высота 50 м. Нефтеносны неравномерно пористые и трещиноватые доломиты с открытой пористостью 8,8% и нефтенасыщенной мощностью 7,8 м. Дебит нефти изменялся от 90 м³/сут на 4-миллиметровом штуцере до 170 м³/сут на 8-миллиметровом штуцере. Нефть тяжелая (0,930‑0,948 г/см³), содержание серы 0,8‑1,22%, асфальтенов – 12,5‑16,89%, смол силикагелевых – 13,4‑15,3%, содержание легких фракций – до 35%.. Газовый фактор составляет 22 м³/т.

В восточной части Заречинско-Великоборской ступени открыто Москвичевское месторождение нефти в пределах Восточно-Калининской структуры с тектонически экранированной залежью в подсолевых карбонатных отложений. Залежь приурочена к блоку, ограниченному с юга и востока сбросами амплитудой 200‑400 м.

В Южном нефтеносном районе выявлены непромышленные залежи нефти в межсолевых отложениях на Каменской площади, в верхнесоленосных – на Ельской площади и в песчаниках основания галитовой субформации – на Восточно-Выступовичской и Радомлянской площадях в Южной зоне бортовых уступов.