Объектом разработки является верхняя часть II пласта, сложенного кварцевыми, преимущественно мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками и прослоями тонкозернистых глинистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Общая средняя толщина пласта около 35 м (максимальная 71,2м), средняя толщина нефтенасыщенных песчаников в контуре нефтеносности 8,5 м (максимальная 30,4м), средняя толщина нефтенасыщенных песчаников в границах кондиционной трёхметровой толщины 10,9 м. Средняя проницаемость песчаников 1,9 мкм². Водонефтяная зона занимает 70 % площади. Пласт содержит нефть плотностью в стандартных условиях 948 кг/м3. Вязкость пластовой нефти при изменении температуры с 8 (начальная) до 100 °С уменьшается о 12000 до 49 мПа*с. Содержание смол в нефти около 20 % , асфальтенов 1,2-3,8 % , серы 0,9-1,4 %, парафинов 0,4 %. Содержание газа в нефти до 10 м3/т. Начальное пластовое давление на большей части площади 0,9-1,0 МПа. Балансовые запасы нефти на Лыаельской площади в пределах трехметровой кондиционной толщины 51,3 млн.т, извлекаемые (при коэффициенте нефтеотдачи 0,35) около 18 млн. т.
Опытно-промышленный участок (блок уклона 22) расположен у южной границе шахтного поля 2 на расстоянии 1,2 км от подъёмного ствола нефтешахты№ 2. Он граничит с блоками уклонов 20, 102, 201, 202 и 2, ранее разработанных шахтным методом на естественном режиме по уклонно-скважинной системе (рис.1 - план поверхности).
Рис.1 План поверхности Ярегского нефтетитанового месторождения
Сводный литолого-стратиграфический разрез пород представлен на рис.2. Продуктивный пласт III и надпластовые породы вскрыты горными выработками уклона 22 на глубине 198 м от поверхности на абсолютной отметке –32,7 м. Водонефтяной контакт (ВНК) находится на отметке –57,0 м. Галерея уклона пройдена в продуктивном пласте на отметке –34,8 м. Кровля пласта представлена мелкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов. В толще песчаника много косых текстурных трещин, из которых обычно выделяется нефть. Тектонических нарушений с большим смещением пород не встречено. Выше продуктивного пласта залегает 5,5 - 6,3 метровый слой аргиллитов, которые перекрываются зеленовато-серыми трещиноватыми мандельштейнами (диабазом) толщиной 1,0 - 1,2 м. В туффитах с включением мандельштейнов пройдены верхние горизонтальные выработки уклона и наклонные выработки на расстоянии 20 м от верхнего перегиба.
Рис.2. Сводный литолого-стратиграфический разрез
Продуктивный пласт III и надпластовые породы вскрыты горными выработками уклона 22 на глубине 198 м от поверхности на абсолютной отметке –32,7 м. Водонефтяной контакт (ВНК) находится на отметке –57,0 м. Галерея уклона пройдена в продуктивном пласте на отметке –34,8 м. Кровля пласта представлена мелкозернистыми нефтенасыщенными песчаниками с тонкими прослоями аргиллитов. В толще песчаника много косых текстурных трещин, из которых обычно выделяется нефть. Тектонических нарушений с большим смещением пород не встречено. Выше продуктивного пласта залегает 5,5 - 6,3 метровый слой аргиллитов, которые перекрываются зеленовато-серыми трещиноватыми мандельштейнами (диабазом) толщиной 1,0 - 1,2 м. В туффитах с включением мандельштейнов пройдены верхние горизонтальные выработки уклона и наклонные выработки на расстоянии 20 м от верхнего перегиба. Карта равных эффективных толщин представлена на рис.3.
Рис. 3. Карта равных эффективных нефтенасыщенных толщин в контуре опытного участка
Рис. 4. Структурная карта по кровле нефтенасыщенного песчанника
Рис. 5. Структурная карта по подошве нефтенасыщенного песчанника
Параметры продуктивного пласта блока
| Площадь блока | 86,0 тыс.м2 |
| Средняя глубина залегания кровли пласта | 205,0 м. |
| Эффективная нефтенасыщенная толщина | 22,9 м. |
| Коэффициент открытой пористости | 0,26 доли ед. |
| Проницаемость | 2,5 мкм2. |
| Коэффициент объёмной нефтенасыщенности | 0,67 доли ед. |
| Плотность дегазированной нефти | 945,0 кг/мЗ |
| Начальная температура пласта | 6,0 град. С |
| Вязкость нефти при: пластовой температуре | 15000,0 мПа.с |
| 40 С | 650,0 мПа.с |
| 70 С | 100,0 мПа.с |
| 100С | 30,0 мПа.с |
| Плотность продуктивного пласта | 2000,0 кг/мЗ |
| Теплоёмкость пласта | 1,05 кДж/кг.град |
| Теплоповодность пласта | 12,6 Кдж/м.ч.град |
| Температуропроводность пласта | 0,006 м/ч |
Начальные балансовые запасы блока подсчитаны объёмным способом по формуле:
Qн = Р * h * Кп * Кн * Q * Rо , где: Qн - балансовые запасы нефти,
Р - площадь блока,
h - эффективная нефтенасыщенная толщина,
Кп - коэффициент открытой пористости,
Кн - коэффициент объёмной нефтенасыщенности
Q - коэффициент учитывающий усадку нефти, 0,96,
Rо - плотность нефти.
Qн = 86 * 22,9 * 0,26 * 0,87 * 0,98 * 945 = 412,56 тыс.т
При первичной разработке шахтным способам на естественном режиме было добыто 15,36 тыс.т.
Остаточные балансовые запасы нефти - 397,2 тыс.т.