Уникальные и крупные месторождения России Восточно-Сибирская платформа. Ангаро-Ленская нефтегазоносная область
Ковыктинское газоконденсатное месторождениенаходится в Жигаловском районе Иркутской области в 90 км северо-восточнее пос. Жигалово. В структурно-геологическом плане оно располагается на Ангаро-Ленской ступени (НГО) к северу от Жигаловского вала, контролируется крупным одноименным разломом фундамента северо-восточного простирания. Жигаловский разлом разделяет Ангаро-Ленскую ступень на две зоны, различные по условиям геологического развития.
Ковыктинское ГКМ открыто в 1987 г., когда промышленная значимость притоков газа из газоконденсатной залежи, установленная параметрической скв. 281, была подтверждена поисковой скв. 1. (промышленный приток газоконденсата).
Месторождение приурочено к пластовой литологически ограниченной ловушке, расположенной на моноклинальном склоне Ангаро-Ленской ступени (связано с терригенными отложениями нижнемотской подсвиты и приурочено к пласту песчаников парфеновского горизонта – средний венд).
Точные границы газонасыщенной зоны ГКМ в 2002 г. оставались не установленными. Определенный в скв. 54 ГВК залежи на абс. отм. -2289 м пока не является полностью достоверным. Дело в том, что при испытании Грузновской скв. 1, расположенной значительно выше скв. 54 (положение подошвы парфеновского горизонта — -2264.7 м), получен приток пластовой воды с дебитом 12 м 3 /сут. Вполне возможно, что в скв. 54 был зафиксирован не ГВК собственно Ковыктинской площади, а новая литологически ограниченная залежь.
Ковыктинское ГКМ все еще остается слабоизученным. Основная часть его высокоперспективной территории глубоким бурением и сейсморазведкой почти не изучена. Так, при лицензионной площади 7296 км 2 (ОАО Компания «РУСИА Петролеум»), территория по которой подсчитаны запасы кат. А+В+С1 составляет 607 км 2 , а по кат. С2 – 2255 км 2 или, соответственно, 8.3 % и 30.9 % рассматриваемой площади.
Проведенный на региональном уровне прогноз развития пород-коллекторов позволяет высокоперспективную территорию месторождения оценить 9 тыс. км 2 .
По кровле продуктивного парфеновского горизонта прослеживается пологая волнистая моноклиналь. Основным контролирующим залежь фактором является распределение «коллектор-неколлектор» в пределах продуктивного горизонта. Достаточно мозаичное изменение коллекторских свойств по площади во многом обусловлено наличием малоамплитудных разломов, пока нераспознаваемых сейсморазведкой. Сетка малоамплитудных нарушений на морфологию структуры ощутимо не влияет; ухудшение коллекторских свойств парфеновских песчаников в «замке» залежи, а, соответственно, и выклинивание залежи в юго-восточном направлении, в сторону Жигаловского разлома, без сомнения, обусловлено наличием здесь тектонических нарушений северо-восточного простирания.
Общая толщина парфеновского горизонта в пределах разведанной части колеблется от 13-35 и до 75 м. Эффективная толщина парфеновского горизонта составляет от 3 до 29 м.
Пористость газонасыщенных песчаников парфеновского горизонта Ковыктинского ГКМ колеблется от 2.5 до 16 %. Проницаемость песчаников (межзерновая) сильно колеблется от скважины к скважине. Так, в скв. 4 она составляет 1.3 х 10 -15 м 2 , в скважине-открывательнице 281 – 3.9 х 10 -15 м 2 , а в скв.1 – 9.8 х 10 -15 м 2 . Очевидно, колебания величин приницаемости соответствующим образом отражаются на дебитах скважин.
Газонасыщенность в среднем составляет 75 %, пластовое давление на уровне парфеновского горизонта – 25.7 МПа, пластовая температура – 53 0 С. Продуктивность скважин сильно колеблется по площади – от 40 до 193 тыс.м 3 /сут, составляя в среднем величину около 90 тыс.м 3 /сут. Газ содержит стабильный конденсат плотностью 0.718 г/см 3 , вынос конденсата зависит от дебита газа и колеблется от 1.57 до 9.2 м 3 /сут, среднее содержание конденсата на площади – 67.0 г/м 3 .
Состав газа может быть продемонстрирован на примере скважин 11 и 4 (соответственно в %): СН4 – 92,44 и 92,53; С2Н6 – 4,17 и 4,12; С3Н8 – 0,81 и 0,84; С4Н10 – 0,38 и 0,35; С5Н12+высш. – 0,22 и 0,14; Не – 0,22 и 0,26; СО2 – 0,14 и 0,02; N2 – 1,57 и 1,59.
Среднее содержание ТУВ составляет 6.1 %, азота – 1.55 %, гелия – 0.26 %. Примеси в добываемом газе: сероводород – до 0.2 мг/нм 3 ; меркаптаны – менее 1.0 мг/нм 3 (С1 — 60%, С2 – 30 %, С3 – 10 %); механические примеси – до 1 / 1000 нм 3 . Данный компонентный состав принят при расчетах технологических процессов промысловой подготовки нефти, конденсата и газа.
Комплексы пород (ордовика и верхнего кембрия, среднего и нижнего кембрия, венда), составляющие разрез Ковыктинского ГКМ, существенно отличаются друг от друга по степени буримости, устойчивости к промывочным жидкостям и обвалообразованию, создавая технологические трудности при бурении скважин (пример скважин 270, 18, 27, 52, которые из-за геологических осложнений не выполнили поставленные перед ними задачи). Отрицательное влияние на проводку скважин оказывают многочисленные зоны поглощения, известные в разрезах ордовика и кембрия. В северо-восточной части месторождения прослежены водоносные горизонты и линзы рассолов с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД).
В гидрогеологическом разрезе ГКМ выделяются надсолевая, солевая и подсолевая формации. Пробы пластовой воды получены из водоносных горизонтов, приуроченных к соленосной формации (скв. 3, 18, 52, 60). Указанные пробы пластовых вод отражают химический состав кислых предельно насыщенных рассолов хлоридного магниево-кальциевого типа с минерализацией 533.9 – 581.4 г/л, которые содержат высокие концентрации кальция (148.3 – 169.3 г/л), брома (5.3 – 8.5 г/л), калия (7.3 – 18.0 г/л) и других элементов. Изучение проб рассолов из бильчирского горизонта показывает, что они содержат (мг/л): К 18000, Мg – 10336, Br -6467, Li – 312, Rb – 37 , Sr – 4528 и В – 79. Рассолы соленосной формации уникальны по содержанию микроэлементов!
Водоносные горизонты, вскрытые в скв. 18 и 52, характеризуются хорошей водообильностью. Дебиты воды при переливе составили от 100 до 5000 м 3 /сут. Пластовые давления аномально высокие 36.8 -46.0 МПа и превышают нормальные гидростатические в 1.9 – 2.2 раза. Пластовые температуры на глубине 2000 – 2100 м составляют 60 -70 0 С по скв. 18, что соответствует геотермальному градиенту 3 – 3.5 0 С, характеризующему температурную аномалию, т.к. в других скважинах в интервале залегания парфеновского горизонта (гл. 2800 – 3000 м) температура составляет 51 – 58 0 С, т.е. средний геотермический градиент в пределах осадочного чехла значительно ниже – менее 2 0 С на 100 м.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождениеприурочено к северному погружению Непско-Пеледуйского свода, к зоне перехода от последнего к Мирнинскому выступу. В современных контурах оно объединяет Озерную, Нижнехамакинскую, Восточно-Талаканскую и собственно Чаяндинскую площади бурения прошлых лет. До 1989 г. Озерная и Нижнехамакинская площади рассматривались как самостоятельные месторождения, залежи которых связывались с ловушками сводового типа.
После переинтерпретации геолого-геофизических материалов, уточнения геологической модели и проведения дополнительных сейсморазведочных работ МОГТ к бурению была подготовлена крупная неантиклинальная ловушка. К настоящему времени Чаяндинское месторождение является одним из наиболее крупных углеводородных скоплений Лено-Тунгусской НГП. Здесь пробурено свыше 50 скважин, выявивших залежи в ботуобинском, хамакинском, талахском и вилючанском горизонтах нижневендского терригенного комплекса. Непромышленные притоки получены из карбонатов осинского горизонта и межсолевых прослоев нижнего кембрия.
Площадь месторождения разбита на ряд блоков, ограниченных продольными и поперечными нарушениями. На большой его части, в пределах отдельных выделенных блоков, ботуобинский горизонт полностью газонасыщен, что обусловлено высотой газовой части залежи. Более сложно построена северная часть месторождения. Здесь достаточно четко выделяется нефтегазонасыщенный блок, в котором ГНК находится на абсолютной отметке – 1491,0 м (скв. №№ 321-07, 321-12, 321-14). Этот блок отделен от всей остальной части месторождения поперечными нарушением. Южнее этого нарушения ГНК наблюдается на абсолютной отметке значительно выше, чем в северном блоке.
Характерной чертой ботуобинской залежи Чаяндинского месторождения является отсутствие в её северо-западной части нефтяной оторочки. Здесь газ подпирается непосредственно водой — несомненна аналогия со Среднеботуобинским месторождением. По видимому, общей причиной на обоих месторождениях является тот факт, что чисто газовые блоки связаны с зонами регионального сокращения емкости продуктивного горизонта на фоне общего выклинивания вендского терригенного комплекса с востока на запад.
Залежь ботуобинского горизонта – нефтегазовая, пластовая, неантиклинальная, литологически ограниченная, блоковая. Высота ее – около 280 м, при высоте нефтяной оторочки 12 м. Последняя установлена в северо-восточной части месторождения. Мощность песчаников – от 2,0 до 26 м. Коллектор – поровый с пористостью 9-15%. Пластовое давление является аномально низким и на глубине 1900 м составляет 13,6 МПа, температура 10-12 0 С. Максимальный дебит газа 458 тыс. м 3 /сут., нефти – 30 м 3 /сут. Залежь в юго-восточной части площади разрывными нарушениями разбита на отдельные блоки, имеющие разновысотные газожидкостные контакты. Контур залежи изучен недостаточно. Учитывая характер площадного распределения песчаников, можно полагать, что залежь будет расширяться в юго-восточном и, возможно, западном направлениях.
Залежь хамакинского горизонта — газовая, пластовая, неантиклинальная, литологически ограниченная. Литологическим барьером она разобщена на два изолированных углеводородных скопления. Первое из них приурочено к Озерной площади. Мощность горизонта составляет здесь около 12 м, пористость уменьшается в южном направлении от 12% до 1-2%. Пластовые давление и температура характеризуются аномально низкими значениями. Максимальный дебит газа – 360 тыс. м 3 /сут. Углеводородное скопление, приуроченное к Нижнехамакинской площади, по своей морфологии аналогично первому, здесь проявляются также и элементы стратиграфического экранирования. Мощность горизонта изменяется от 15 до 45 м при эффективной мощности от 0 до 22 м. В целом по залежи мощность пласта В10 достигает 40-45 м, пористость песчаников 10-15%.
Залежь талахского горизонта залегает в среднем на 90 м глубже по разрезу и связана с литологической ловушкой в глинистых песчаниках талахской свиты венда. Серией тектонических нарушений залежь разделена на два крупных блока. Залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная, по фазовому состоянию газоконденсатная.
Для хамакинского и талахского горизонтов характерно наличие многочисленных проявлений постседиментационных изменений. С учетом относительно сложного сочетания палеофациальных обстановок первичной седиментации это привело в итоге к весьма неравномерному распределению эффективных мощностей соответствующих коллекторов по площади. Достаточно сложная ситуация фиксируется, в частности, по хамакинскому горизонту. Здесь наряду с полями развития коллекторов разных классов и мощностью от 0-6 м до 20-34 м, отмечаются обширные участки полного отсутствия проницаемых пород. Примерно такая же картина наблюдается и по талахскому горизонту. Мощность коллекторов колеблется здесь на одних участках от 0 до 12 м, на других достигает 30-46 м.
Залежь вилючанского горизонта – газовая, неантиклинальная, литологически и стратиграфически ограниченная. Приурочена залежь к южной части Нижнехамакинского участка. Мощность горизонта изменяется от 0 до 120 м. Существенной промышленной значимости залежь, видимо, не имеет.
Источник
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
Лено-Тунгусская НГП занимает основную часть Сибирской платформы.
Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция (НГП) занимает основную часть Сибирской платформы.
Границы НГП на западе и юге практически совпадают с границами платформы, а на северо-западе и востоке проходят по сочленению с Западно-Сибирской и Лено-Вилюйской НГП.
Тектоническое строение и территориальное распределение нефтегазоносных комплексов позволили выделить в Лено-Тунгусской НГП следующие нефтегазоносные области (НГО):
Осадочный чехол в Лено-Тунгусской НГП сложен отложениями рифея, венда, палеозоя и мезозоя.
Основные перспективы нефтегазоносности Северо-Тунгусской НГО связаны с кембрийским и ордовикско-девонским нефтегазоносными комплексами (НГК).
Нефте- и газопроявления в Северо-Тунгусской области установлены в скважинах в ее южной и северной частях.
На юге известны проявления газа из отложений перми, на севере — нефти из отложений девона, силура и ордовика.
Северо-Тунгусская область является гигантской по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, с доминантными комплексами — нижний-средний палеозой.
Основные перспективы нефтегазоносности Южно-Тунгусской НГО связаны с верхневендско-нижнекембрийским и кембрийским НГК.
В Южно-Тунгусской НГО в органогенных отложениях верхневендско-нижнекембрийского НГК на Моктаконской площади открыта небольшая залежь нефти, а в структуре облекания в низах кембрийского НГК — газоконденсатные залежи в пластовых резервуарах кембрийского НГК.
В верхней части этого комплекса в пластовых и массивных резервуарах под региональной покрышкой открыты залежи газа.
В ордовикско-девонском НГК выявлены нефтепроявления на юго-западе области и непромышленные притоки газа — на севере.
Южно-Тунгусская область является средней по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, с доминантным комплексом — нижний палеозой, главным образом кембрий.
В Турухано-Норильской НГО для поисков нефти и газа перспективны верхневендско-нижнекембрийский, кембрийский и, возможно, рифейским НГК.
В верхневендско-нижнекембрийском НГК локально распространены малоемкие резервуары в тонких пластах доломитов.
Из них получены промышленные притоки нефти и газа на Сухотунгусской, Володинской и Нижнелетнинской площадях.
В кембрийском НГК резервуары распространены в южной половине области.
На юге Сухотунгусского вала из них получен промышленный приток газа (Подкаменная структура).
Турухано-Норильская область является средней по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной с доминантным комплесом- нижний палеозой.
В Присаяно-Енисейской НГО перспективны для поиска газа (глубокое залегание) рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский НГК, а для поиска нефти и газа — кембрийский и ордовикско-девонский НГК.
В области нет открытых месторождений, непромышленный приток газа (12 тыс м 3 /сутки) получен из кембрийского НГК на Троицко-Михайловском валу.
Присаяно-Енисейская область является крупной по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, доминантными комплексами венд-нижний палеозой.
В пределах Лено-Анабарской нефтегазоносной области, в зоне сочленения Оленекского свода и Лено-Анабарского мегапрогиба выявлены асфальтовые битумы, которые формируют крупные скопления (Оленекское, Куойское, Солоолийское) в средне-верхнекембрийских и перекрывающих пермских отложениях.
В Анабарской НГО на нефть и газ перспективны комплексы: рифейский, вендский и кембрийский.
Перспективные районы приурочены к склонам сводов и Суханской впадине.
В области известны Кенелеканский источник нефти на юге и поля насыщенных битумами пород в бассейнах рек Оленек, Алакит, Силигир.
Все проявления связаны с кембрийским комплексом.
Анабарская область является средней по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами — венд-кембрий.
В осадочном чехле Сюгджерской НГО перспективны верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский (в зоне ранне-среднекембрийского Западно-Якутского органогенного барьера) НГК.
Рифейский и вендский НГК распространены только на крайнем востоке области.
Проявления битумов, окисленной нефти, газа выявлены по ряду колонковых скважин.
Промышленных притоков нефти или газа не получено.
Сюгджерская область является средней по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами в нижнем кембрии.
В Западно-Вилюйской области выделены вендский, верхневендско-нижнекембрийский, кембрийский и ордовикско-девонский НГК.
В Западно-Вилюйской области получен промышленный приток газа в Кемпендяйской впадине из под девонского соленосного экрана.
Предполагается, что газоносны резервуары в разрезе силура.
Непромышленные притоки нефти получены из песчаников вендского НГК на Сунтарском своде.
Вероятно, ордовикско-девонский НГК наиболее перспективен во впадинах, а вендский и верхневендско-нижнекембрийский — на склонах поднятий.
Западно-Вилюйская область является средней по ресурсам углеводородов, нефтегазоносной, с доминантными комплексами — венд-нижний палеозой.
В Северо-Алданской НГО возможно нефтегазоносны рифейский, вендский и верхневендско-нижнекембрийский НГК.
Промышленный приток газа был получен из рифейского НГК, притоки нефти из верхневендско-нижнекембрийского НГК, установлено насыщение битумами карбонатов в этом же комплексе.
Северо-Алданская область является средней по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами в отложениях венда и нижнего кембрия.
В Алдано-Майской нефтегазоносной области перспективы нефтегазоносности связаны с отложениями рифея и венда.
Многочисленные битумопроявления в естественныхобнажениях Учуро-Майского региона в карбонатных породах среднего рифея, в строматолитовых известняках и песчаниках верхнего рифея, а также доломитах венда свидетельствуют о высоких перспективах Алдано-Майской впадины.
В Предпатомской НГО нефтегазоносны рифейский, вендский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.
Здесь открыты залежи газа в рифейском (карбонатные резервуары), вендском (пластовые резервуары в песчаниках) и верхневендско-нижнекембрийском (карбонатные резервуары) НГК на Бысахтахском, Отраднинском и Хотого-Мурбайском месторождениях, получены отдельные притоки газа из карбонатных резервуаров верхневендско-нижнекембрийского и кембрийского резервуаров.
Предпатомская область является средней по ресурсам углеводородов, газоносной, с доминантным комплексом — венд.
В Байкитской НГО нефтегазоносны рифейский и вендский НГК.
Менее перспективны верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский комплексы.
Промышленная нефтегазоносность рифейского НГК доказана на значительной площади, которая объединена в гигантскую по запасам нефти и газа Юрубчено-Тохомскую зону нефтегазонакопления (крупные по запасам Юрубчено-Тохомское и Куюмбинское месторождения, а также ряд средних и мелких месторождений).
В вендском НГК открыты залежи газа на юго-западе Камовского свода и в Ангарской зоне складок.
Резервуарами являются пласты песчаников и карбонатов среди глинистых и глинисто-сульфатно-карбонатных пород.
В карбонатах кембрийского НГК выявлено нефтяное насыщение на отдельных площадях.
Байкитская область является гигантской по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами — рифей и венд.
В Катангской НГО нефтегазоносен вендский НГК, перспективны рифейский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.
Рифейский комплекс представлен в зонах, где он перекрыт глинистыми пачками венда.
Вендский НГК распространен на юге и западе области.
Верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК перспективны по всей области, в них спорадически развиты пластовые резервуары в органогенных карбонатах.
В вендском НГК Катангской области открыты Собинское и Пайгинское нефтегазовые месторождения.
Залежи находятся в пластах песчаников ванаварской свиты.
Промышленные притоки нефти и газа из резервуаров получены на ряде площадей: Джелиндуконской, Верхнеджелиндуконской, Хребтовой.
Катангская область является крупной по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантным комплексом — венд.
В Ангаро-Ленской НГО нефтегазоносны вендский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.
На одиннадцати месторождениях открыты залежи газа в парфеновском продуктивном горизонте вендского НГК, в том числе на уникальном по запасам Ковыктинском месторождении.
Из боханского и шамановского продуктиввных горизонтов получены промышленные притоки газа.
В локальных резервуарах верхневендско-нижнекембрийского НГК открыты небольшие залежи газа и нефти, в ряде скважин получены промышленные притоки.
Ангаро-Ленская область является гигантской по ресурсам углеводородов, газоносной, с доминантными комплексами венд-нижний кембрий.
В пределах Непско-Ботуобинской НГО нефтегазоносными являются вендский, верхневендско-нижнекембрийский и кембрийский НГК.
В Непско-Ботуобинской области находится большинство (34) открытых месторождений нефти и газа Лено-Тунгусской НГП, среди которых такие крупные месторождения, как Верхнечонское, Среднеботуобинское, Талаканское и Чаяндинское.
Большинство залежей открыто в песчаниках вендского НГК, карбонатных резервуарах верхневендско-нижнекембрийского и нижнекембрийского НГК.
В кембрийском НГК в отдельных скважинах получены притоки нефти и газа.
Непско-Ботуобинская область является гигантской по ресурсам углеводородов, газонефтеносной, с доминантными комплексами венд, нижний кембрий.
Байкитская, Катангская и Непско-Ботуобинская нефтегазоносные области относятся к главному поясу нефтеносности Сибирской платформы, а Ангаро-Ленская и Предпатомская НГО — к преимущественно газоносной зоне.
Основные продуктивные горизонты этих зон приурочены к рифейскому, вендскому и верхневендско-нижнекембрийскому нефтегазоносным комплексам.
В подсолевом верхневендско-нижнекембрийском НГК выделяются карбонатные продуктивные пласты:
Б3-4 (усть-кутский 1, юряхский I-II),
Б5 (усть-кутский 2, юряхский III),
В вендском нефтегазоносном комплексе выделены терригенные продуктивные горизонты:
В5 (ботуобинский, парфеновский),
В10 (Ал-I-III, Вн-I-IV, I-II, верхнечонский 1, хамакинский, марковский, ярактинский),
В13 (Ал-IV, Вн-V-VI, III, верхнечонский 2, талахский, безымянный).
В рифейском комплексе, в связи с особенностью его строения, продуктивные пласты не выделяются.
Залежи газа и нефти в пласте В13 выявлены на Чаяндинском, Талаканском, Тас-Юряхском, Среднеботуобинском, Вакунайском, Верхнечонском месторождениях. Наибольшие дебиты газа получены на Чаяндинском месторождении — 135 и 142 тыс м 3 /сутки.
Дебиты нефти изменяются от литров на Озерной площади до 15,7 м 3 /сутки на Тымпучиканском месторождении.
Отдельные притоки газа и нефти получены на Даниловском и Дулисьминском месторождениях.
Нефтегазопроявления отмечены на многих площадях Непско-Ботуобинской НГО.
Нефтегазоносность пластов Вн-V-VI доказана на Собинском и Пайгинском месторождениях, где открыты газоконденсатнонефтяные залежи.
Дебиты нефти достигают 120 м 3 /сутки, притоки газа — 168 тыс м 3 /сутки
Залежи нефти и газа в горизонте В10 выявлены на Собинском, Пайгинском, Аянском, Ярактинском, Вакунайском, Верхнечонском, Дулисьминском, Марковском, Тымпучиканском, Чаяндинском, Талаканском, Алинском, Восточно-Алинском, Северо-Талаканском, Южно-Талаканском и Пеледуйском месторождениях.
Дебиты нефти изменяются от 5-9 м 3 /сутки. до 120 м 3 /сутки, дебиты газа порой превышают 200 тыс м 3 /сутки.
Горизонты Б3-4 и Б5 промышленно продуктивны на Даниловском, Пилюдинском, Санарском, им. Лисовского, Игнялинском, Ербогаченском, Северо-Даниловском, Верхневилючанском, Иктехском и Вилюйско-Джербинском месторождениях.
Притоки нефти достигают 200 м 3 /сутки и газа — до 100 тыс м 3 /сутки. (после интенсификации притока посредством соляно-кислотной обработки ствола).
Отдельные промышленные притоки УВ зафиксированы на многих площадях Непско-Ботуобинской антеклизы.
Горизонт Б1 промышленно продуктивен на Вакунайском, Верхнечонском, Марковском, Северо-Марковском, Пилюдинском, Игнялинском, Криволукском, Талаканском, Южно-Талаканском и Северо-Талаканском месторождениях.
Отдельные промышленные притоки УВ зафиксированы на Атовском, Даниловском, Иктехском и Тас-Юряхском месторождениях, Большетирской, Могдинской, Санарской и других площадях.
Дебиты газа составляют в среднем 20-30 тыс м 3 /сутки, нефти — 60-100 м3/сут. достигая в отдельных скважинах — 520 тыс м 3 /сутки газа и 508 м3/сутки нефти
Источник