Нефтегазоносность
Олейниковское месторождение многопластовое. Два продуктивных горизонта выявлены в отложениях нижнего мела и два — в отложениях верхнего.
С самым нижним, IV продуктивным горизонтом связаны все известные запасы нефти и основные запасы газа месторождения. Кровля горизонта в различных тектонических блоках залегает на глубине 882—978 м. Мощность песчаной толщи, кровля которой является нефтегазонасыщенной, равна 172—180 м. Песчаники серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, кварцево-глауконитовые, рыхлые, с тонкими прослойками глин. Открытая пористость песчаников 22—34%, в среднем 29%; проницаемость 17—1285 мд, в среднем 314 мд, коэффициент нефтегазонасыщенности 0,79. В контуре нефтегазоносности преобладают среднезернистые песчаники с содержанием фракции 0,25—0,1 мм до 53%; за контуром коллекторские свойства ухудшаются.
В толще глин среднего и верхнего альба залегают два характерных прослоя алевролитов, к которым приурочен III продуктивный горизонт. Кровля его находится на глубине 705—730 м. Суммарная мощность прослоев алевролитов 9—11 м. Алевролиты серые, кварцево-глауконитовые, неплотные. Открытая пористость алевролитов 20—25%, эффективная 12—14%; коэффициент газонасыщенности 0,78.
II продуктивный горизонт приурочен к известнякам сантонского яруса верхнего мела. Кровля горизонта залегает па глубине 570— 580 м. Мощность пачки известняков достигает нескольких десятков метров. Известняки светло-серые, почти белые, пелитоморфные.
Коллекторские свойства их связаны с локально развитой трещиноватостью.
Очевидно, еще более локальное распространение имеет I продуктивный горизонт, приуроченный к прикровельной известняково-мергелистоё пачке маастрихтского яруса.
С IV горизонтом связаны по крайней мере четыре самостоятельные залежи, приуроченные к отдельным тектоническим блокам па южном крыле поднятия. В двух блоках (втором и четвертом) содержатся чисто газовые залежи, в двух (первом и третьем) — залежи нефти с газовой шапкой.
К первому блоку приурочена пластовая тектонически экранированная водоплавающая нефтяная залежь с газовой шапкой. Притоки нефти получены в скв. 21 и 41. Фонтан газа с абсолютно свободным дебитом 3855 тыс. м3/сутки получен из скв. 6. Площадь залежи 620 га. Этан; газоносности равен 13 м, этаж нефтеносности 21 м. Абсолютные отметки ГНК —975 м, НВК —996 м; начальное пластовое давление в нефтяной залежи 106 aт, на 1/XI 1963 г. 102,6 aт. Дебиты нефти изменяются от 49 т/сутки с газовым фактором 162 м3/т до 245 т/сутки с газовым фактором 88 м3/т.
Ко второму блоку приурочена пластовая тектонически экранированная водоплавающая газовая залежь. Площадь газоносности 300 га. Этаж газоносности 30 м. ГВК находится на отметке —964 м; начальное пластовое давление 103 aт, текущее, на 1/XI 1963 г. 101,1 aт. Фонтаны газа с абсолютно свободным дебитом 1344,8— 1519,2 м3/сутки получены из скв. 7 и 38.
С третьим блоком связана пластовая тектонически экранированная водоплавающая нефтяная залежь с газовой шапкой. Площадь заложи 370 га. Этаж газовой шапки равен 11 м, этаж нефтеносности 10 м. Абсолютные отметки ГНК —919 м, НВК —929 м; начальное пластовое давление в газовой залежи 99 aт, текущее, на 1/XI 1963 г. 96,8 aт. Добиты нефти, полученной из двух скважин, колеблются от 36,5 т/сутки с газовым фактором 75 мл/т до 170 т/сутки с газовым фактором 70 м3/т. Абсолютно свободный дебит газа из газовой шапки равен 1215 м3/сутки (скв. 25).