Читайте также:
  • Найти работу по душе
  • Мебель в Калуге
  • НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ ШЕЛЬФОВЫХ ОБЛАСТЕЙ

  • 8.6.1. Геологические особенности месторождений на шельфе Южного Каспия

    Промышленная (детальная) разведка месторождений нефти и газа на площади банки Дарвина [98]

    Обильные выходы естественного газа к северу от о. Артема издавна привлекали внимание геологов. В 1937-1939гг. на этой акватории было пробурено большое количество структурных скважин, по данным исследований которых была построена геологическая карта морского дна, охватывающая шгощади Мардакяны-море, банка Дарвина, Поргяны-море и др.

    Детальное изучение площади банки Дарвина было выполнено в 1949-1951 гг. что позволило дать более полное освещение ее геологического строения (рис. 8.35). Первая глубокая разведочная скв. № 800 была заложена в 1949 г., однако она попала в нарушенную зону и была ликвидирована. По данным бурения последующих скважин было установлено сложное тектоническое строение площади. Параллельно с глубоким бурением в 1950 г. начали проводить сейсморазве-дочные работы. По результатам этих исследований была составлена структурная карта, согласно которой, банка Дарвина представляется самостоятельным поднятием, лежащим на одной оси с поднятием о. Артема. Седловина, отделяющая с юга банку Дарвина от складки о. Артема, определяется нечетко. Более широкая седловина (около 2,5 км) к северу от банки Дарвина отделяет ее от банки Апшеронской.

    Параллельно с сейсморазведочными работами в 1951-1952 гг. в районе северного погружения артемовской складки и на площади банки Дарвина проводились аэрофотосъемка и морское структурное бурение с целью уточнения геологической карты, составленной по материалам 1937-1939 гг. Этими работами было доказано, что в структуре банки Дарвина отсутствует замыкание акчагыльских слоев. Выходы акчагыльских слоев на западном и восточном крыльях тянутся параллельно друг другу в северном направлении на расстоянии свыше 10 км. На карте четко обрисовываются свод поднятия, восточное крыло, северное и южное перикли-нальные замыкания. Осевая линия артемовской складки не является непосредственным продолжением дарвинской, а сочленяется с ней кулисообразно.

    Наиболее четкое и полное освещение тектоники и лито-лого-стратиграфических особенностей разреза получено в результате бурения глубоких скважин. В 1950 г. заложено семь разведочных скважин. В трех скважинах при опробовании свит КС и ПК получены промышленные притоки нефти. В связи с положительными результатами в 1951 г. начато бурение еще пяти разведочных скважин и в том же году

    заложено 16 опережающих эксплуатационных скважин. К середине 1954 г. на месторождении было пробурено 18 разведочных и 36 эксплуатационных скважин. Положительные результаты получены в 49 скважинах, т. е. е 91 % от всех пробуренных. Эти скважины осветили нефтеносность разреза, позволили оконтурить залежи нефти в кирманской и подкирманской свитах на южном, центральном и северозападном полях. Разведочными работами последующих лет в результате бурения 37-ми разведочных и 513-ти добывающих скважин выявлены залежи нефти на новых участках месторождения в пределах северного и северо-восточного полей.

    Месторождение о. Жилой [98]

    Специальных геолого-поисковых работ на островах Апшеронского архипелага, в том числе на о. Жилой, до революции не производилось, несмотря на то что естественные выходы нефти из обнаженных пород свиты ПК на о. Жилой известны давно.

    Первая геолого-поисковая партия под руководством А. А. Камладзе с задачей детального геологического исследования всех островов архипелага была организована в 1932 г. Под руководством J1. В. Архарова, М. М. Мушинского и С. Я. Литвинова в районе о. Жилой в 1934 и 1937 гг. проводилась морская электроразведка. В результате интерпретации полученных материалов авторы пришли к выводу, что осевая линия складки проходит в море, восточнее северовосточного берега острова.

    В 1938 г. попутно с работами в районе восточного берега Апшеронского полуострова (Мардакяны-море, о. Артема и Гюргяны) к востоку от о. Жилой пробурен профиль мелких структурных скважин, протягивающийся вкрест простирания пластов. Было подтверждено, что осевая линия и свод складки располагаются к востоку от о. Жилой в море.

    В 1946-1947 гг. на о. Жилой работал геологический отряд Азербайджанской нефтяной экспедиции СОПС Академии наук СССР под руководством А. А. Камладзе. а затем А. К. Алиева. Нормальный разрез, составленный А. А. Камладзе, дополнился данными о породах, залегающих в низах продуктивной толщи. А. К. Алиевым установлено, что в подошве продуктивной толщи залегает свита КаС, а не ПК, как это предполагалось ранее. Кроме того, полевыми изысканиями 1946-1947 гг. доказано, что свод жилинской складки располагается в морс несколько севернее профиля морских крели-усных скважин, что осевая линия складки протягивается параллельно северо-восточному берегу острова, на расстоянии 200 м к востоку и что в своде складки обнажаются на дне моря диатомовые слои.

    С 1945 по 1951 г. в районе о. Жилой проводились сейемо-разведочные работы. В результате этих работ установлено, что складка о. Жилой располагается на одной оси с поднятиями Камни Григоренко — к северу-западу и Нефтяные Камни — к юго-востоку. Структурная карта, построенная по условному сейсмическому горизонту, в районе складок Камни Григорен-ко, о. Жилой и Нефтяные Камни, четко определяет местоположение складки о. Жилой и ее присводовой зоны. Однако данные сейсморазведки не дали ясного представления о характере строения этого поднятия, так как вся присводовая часть складки лишена отражающих площадок и эта зона сейсмически "слепая".

    В 1949 г. на этой площади начали проводить работы по структурно-картировочному бурению в морской полосе, а несколько позже, в 1950 г., провели морскую аэрофотосъемку. Опыт проведения аэрофотосъемочных работ в районе о. Жилой оказался удачным. В результате дешифрирования снимков была получена карта, указывающая на очевидную самост оятельность поднятии Камни Григоренко, отделенного от складки о. Жилой мульдой. Аналогичные данные были получены в результате морского крелиусного бурения. С этого времени о. Жилой находился в числе площадей, подготовленных к промышленной разведке (рис. 8.36 и 8.37).

    В начале 1947 г. начато бурение скв. № 1 и 2. Обе скважины заложены на острове в районе западного крыла складки, на продолжении линии профиля морских кре лиусных скважин. К юго-востоку от этих скважин в конце этого же года заложена скв. № 3, которая была закончена в начале 1948 г. и опробована в калинской свите. После вызова притока глубинным насосом скважину ввели в эксплуатацию с дебитом нефти до 1,5 т/сут. В скв. № 1 и 2 при опробовании объектов

    КС, ПК и КаС не было получено положительных результатов, несмотря на ряд положительных косвенных признаков нефтеносности этих отложений.

    В течение 1948 г. на о. Жилой начато бурение семи скважин на юго-западном крыле складки. Из них скв. № 5 и 14 располагались в поперечном профиле скв. № 1, 2 и морских крелиусных скважин. К концу 1948 г. закончено бурение пяти скважин, из которых в скв. № 6 при опробовании КаС был получен кратковременный промышленный приток нефти.

    В 1949 г. заложено еще шесть скважин на суше с целью уточнения данных разведки юго-западного крыла складки. К концу 1949 г. закончено бурение четырех скважин. При опробовании КаС в скв. № 5 был получен приток нефти до 5 т/сут, а в скв. № 10 — газовый фонтан.

    В 1950 г. на площади о. Жилой заложено пять скважин. Так как к этому времени разведка юго-западного крыла складки была в основном закончена, то в пределах этой части месторождения начато бурение всего лишь одной скважины, которая не дала положительного результата. На юго-восточ-ном погружении складки, находящемся в море, были заложены две скважины, на северо-восточном крыле складки {в море) (одна скважина) и на далеком погружении юго-западного крыла складки (одна скважина) с целью поисков залежей нефти стратиграфического типа в низах продуктивной толщи.

    В 1951 г. на юго-восточном погружении и на ееверо-вос-гочном крыле были вскрыты породы высокого электрического сопротивления в низах продуктивной толщи, а при опробовании скв. № 17 в ПК и N° 8 в КаС получены нромьшленные притоки нефти. В этом же году скв. N° 17 была введена в эксплуатацию из горизонта ПКн с дебитом 69 т нефти в сутки. Следует заметить также, что в процессе бурения в этой же скважине была опробована свита ПК надвинутого крыла и получен промышленный приток нефти. Данные этой скважины, расположенной на юго-восточном погружении складки, на участке, не затронутом бурением прежде, позволили по-новому оценить перспективы нефтеносности месторождения в целом.

    В 1951 г. все внимание разведочного бурения на о. Жилой было сосредоточено на разбуривании юго-восточного участка складки, где были заложены шесть разведочных скважин и две опережающие эксплуатационные скважины на свиту ПК.

    В 1952 г. получено разрешение пробной эксплуатации скважин на о. Жилой. Всего за 1952 г. здесь перебывало п эксплуатации 12 скважин, из них четыре — эксплуатационные. Все скважины, начатые бурением в 1952 г., были заложены в границах юго-восточной периклинали складки и ее северо-восточного крыла.

    В 1953 г. перебывало в эксплуатации уже 18 скважин. Вновь начато бурение шести скважин, из них одна елдаажина — крелиусная. В последующие годы темп разведки значительно уменьшился. Пробуренные скважины (до 25) были введены в эксплуатацию.

    К концу 1954 г. на месторождении пробурено 49 разведочных скважин, однако многие вопросы геологического строения и характера нефтегазонасыщения разреза требовали дальнейшего изучения.

    Геолого-разведочными работами в последующие годы выявлены залежи нефти и газа в свитах НКП, КС И КаС на новых участках месторождения (в пределах северо-восточного крыла складки).

    К началу 1979 г. пробурено 93 скважины, из них разведочных — 60; эксплуатационных — 33. Всего на месторождении опробовано 84 скважины, из которых получено: безводной нефти — в 29 (35 %); нефти с водой — в 27 (32 %); иластовой воды— в 23 (27 %); свободного газа —в пяти (6 %).

    Месторождение Нефтяные Камни [98]

    Систематическое геологическое исследование акватории Нефтяных Камней начато с 1946 г. Полевые работы были начаты Азербайджанской нефтяной экспедицией СОПС Ака демии наук СССР летом 1946 г. и закончены в 1948 г. Работы производились под руководством А. К. Алиева. Исследованиями этих лет установлено, что два наиболее крупных восточных обнажения из всей группы камней располагаются па северо-восточном крыле складки, а ось складки протягивается в средней части обнажений с северо-запада на юго-восток.

    В 1947-1948 гг. составлена геологическая карта района Нефтяных Камней и инструментально определены на обнажениях коренных пород элементы залегания. Глубокую промышленную разведку на месторождении Нефтяные Камни проводили по составленному проекту в течение 1949-1951 гг.

    Бурение первой разведочной скважины было начато на Восточном Камне 24.07.1949 г. (северо-восточное крыло складки). В ноябре того же года в скв. N° 1 получен выеоко-дебитный приток нефти до 100 т/сут из КаС (рис. 8.38).

    В связи с получением промышленного притока нефти темп разведочного бурения резко увеличился. Руководили разведочными работами геологи Э. Н. Алиханов, А. М. Ахмедов, Б. К. Бабазаде, К. Ф. Касумов, М. К. Мамедов, В. С. Мелик-Пашаев, М. Ф. Мирчинк, А. М. Полаудин, Ф. И. Самедов и другие исследователи.

    На 1950 г. намечено пробурить 11 скважин, расположение которых должно было удовлетворять требованиям как геологического, так и геоморфологического характера (глубина моря, наличие выступающих камней и т. п.). Определен продольный профиль вдоль предполагаемой осевой линии

    складки, в который входили скв. №11,10,2и8. Поперечный профиль через скв. № 10 включал на юго-западном крыле скв. № 3 и на северо-восточном крыле — скв. № 9. Второй поперечный профиль, расположенный в 1 км юго-восточнсе от первого, проходил через скв. № 2, 1. 4 и 12. Кроме того, на северо-восточном крыле была запроектирована скв. № 5 между скв. № 11 и 9, а на юго-западном крыле — скв. №> 6 между скв. N° 2 и 8. Длина продольного профиля (но прямой между скв. № 11 и 8) составляла 4200 м. длина поперечного профиля (от скв. № 3 до скв. N" 9) — 2250 м. Скв. N" 5, 10,2 и 6 располагались по прямой, образуя профиль диагонального направления длиной 1500 м.

    В соответствии с планом разведки в 1949-1950 гг. быт о начато бурение девяти скважин с целью изучения нефтегазоносности всего разреза продуктивной толщи. В результате проводки и опробования этих скважин была изучена стратиграфия и литология отложений и доказана пефтегазонос-ность КаС северо-западного блока. В разрезах скв. N° 2 и 4 отмечено пефтенаеыщенис свиты ПК. Скв. N° 8 пробурена уже на юго-западном крыле юго-восточного блока складки. Она вскрыла все отложения продуктивной толщи и присво-довой части складки и при опробовании объекта Ка( '2 дала приток газа. В результате разведочного бурения определились контуры складки Нефтяные Камни, которая обрисовалась как брахиантиклиналь. вытянутая с северо-запада на юго-восток (см. рис. 8.38). По плану разведки на 1951 г. в связи с успешной проводкой и опробованием первых скважин было намечено пробурить 24 разведочные скважины, расположенные по восьми поперечным профилям, секущим складку Нефтяные Камни с юго-запада на северо-восток. Расстояния между профилями составляли от 1500 до 600-700 м с расстояниями между скважинами 500 м. Расстояние между крайними профилями составило 7400 м при длине профилей от 600 до 2100-2400 м. Площадь разведки увеличена почти в 2 раза. Наибольшие глубины моря в районе запроект ированных скважин не превышали 16 м, в среднем составляли 10 м. Глубина скважин достигала 1000 м.

    В 1951 г. заложены 14 скважин, из них шесть — на северо-западном блоке. На северо-восточном крыле этого блока закончено бурение четырех скважин, из которых скв. № 9 оказалась за водонефтяным контактом, а скв. № 51 при опробовании дала нефть с суточным дебитом 50 т.

    На юго-западном крыле этого же блока закончено бурение двух скважин:

    — скв. №16 оказалась далеко за водонефтяным контактом;

    — в скв. № 3 при опробовании объекта KaCi была получена нефть дебитом 60 т/сут.

    Большой объем геолого-разведочных работ проведен и на юго-западном крыле юго-восточного блока складки. Начаты бурением четыре, закончены четыре скважины. В результате проводки этих скважин прослежены залежи нефти по ПК и КаС.

    Для изучения присводовой части складки заложены две скважины (К0 14 и 24). которые не были доведены до проектной глубины, так как попали в зону нарушения, что позволило уточнить положение этой зоны.

    Па северо-восточном крыле юго-восточного блока были начаты и закончены бурением две скважины, заложенные в углу между поперечным и продольным нарушениями. Скв. № 12 оказалась пустой, а при опробовании скв. N° 32 получена нефть дебитом 70 т/сут из КаС.

    В 1952 г. было заложено 20 сквалсин. из них 19 — на юго-западпом крыле юго-восточного блока складки, закончено бурением 17 скважин. В результате проводки этих скважин была изучена основная часть юго-западного крыла от главного поперечного нарушения до скв. № 57, расположенной на расстоянии 5,5 км к юго-востоку от него, и прослежены залежи по ПК и КаС.

    Данные бурения 1952 г. позволили расширить разведочную площадь до 7 км по длине и до 2 км по ширине. В связи с тем что в 1951-1952 гг. на юго-западном крыле складки залежи нефти в свитах ПК и КаС в основном были выявлены, то в последующие годы работы здесь проводились с целью оконтуривания этих залежей и опробования кирмакинской свиты.

    В 1953-1954 гг. на кирмакинскую свиту на юго-западном крыле складки было заложено пять скважин. В периклиналь-ной части этого же крыла заложены две скважины с целью изучения всего разреза продуктивной толщи и выявления нефтегазоносности на этом участке структуры. В эти же годы на крайнем юго-восточном погружении юго-западного крыла складки были вскрыты отложения продуктивной толщи до КаС включительно, а при опробовании КС и ПК получены промышленные притоки нефти. В результате проводки разведочных скважин на юго-западном крыле значительно увеличена площадь нефтегазонасыщения, уточнены контуры по КС, ПК и КаС, выявлено промышленное насыщение в периклинальной части складки. Длина разведанной площади увеличилась на 700-1200 м. В 1953-1954 гг. на северовосточном крыле складки заложены четыре скважины, проводка которых дала возможность уяснить характер продольного нарушения и нефтегазонасыщения отложений продуктивной толщи в непосредственной близости от него. Скв. № 56 из свиты "перерыва" дала нефть дебитом 40 т/сут.

    В 1955-1956 гг. на Нефтяных Камнях было заложено 27 и закончено 27 разведочных скважин. На северо-западном блоке начато бурение шести скважин, которые закончены в 1955-1956 гг., благодаря чему удалось уточнить водонефтя-ной контур на юго-западном крыле этого блока и завершить разведку. При опробовании только скв. № 395 из КаС подала нефть дебитом 35 т/сут.

    На северо-западном крыле этого же блока начато бурение семи скважин, закончено четыре, в которых получен промышленный приток нефти из КС. В итоге к 1957 г. полностью оконтурены горизонты КаС, ПК и КС, хорошо изучены стратиграфический разрез и тектоника всего северо-западного блока структуры. В периклинальной части юго-западного крыла юго-восточного блока начато бурение пяти скважин, заложенных с целью изучения всего разреза 1IT на самом отдаленном юго-восточном погружении складки и оконтури-вания выявленных залежей.

    Основная часть разведочных работ в 1955-1956 гг. произведена на северо-восточном крыле юго-восточного блока складки. В связи с успешной проводкой и опробованием ряда скважин здесь намечено было пробурить дополнительные разведочные скважины по пяти поперечным профилям.

    Расстояния между профилями составляли от 700 до 900 м при длине профилей от 600 до 1800 м. Расстояние между крайними профилями 3500 м.

    Ргубина моря в районе запроектированных скважин колебалась от 10 до 27 м, проектная глубина скважин достигала 2500-2800 м. Разведочные работы этих лет позволили дать промышленную оценку новой площади — северо-восточному крылу складки Нефтяные Камни. Заложено 14 и закончено бурением 13 скважин. В трех скважинах опробована КаС, которая оказалась промышленно нефтеносной. В двух скважинах опробована свита ПК, в двух скважинах — HKII и в одной скважине — свита "перерыва". Во всех опробовашгых скважинах получена нефть дебитом 30-70 т/сут. Приращенная площадь имеет форму треугольника, расположенного в центральной части северо-восточного крыла со сторонами 1000-1200 м.

    В1957-1958гг. заложено 18 скважин, из них три скважины начаты бурением на юго-западном крыле, а остальные 15 — на северо-восточном крыле юго-восточного блока складки.

    Скв. № 428 и 467 заложены в периклинальной части юго-западного крыла, юго-восточного блока с целью выяснения нефтегазоносности юго-восточноге) погружения складки и уточнения тектоники района, скв. № 386 — в сводовой части складки как оценочная. Закончено бурение семи скважин, по данным проводки которых установлено значительное нефтенасыщение горизонтов верхнего отдела продуктивной толщи (X, IX и VIII) и свиты "перерыва". Задача, поставленная перед разведочным бурением, в части определения границ нефтеносности калинской свиты на юго-восточном замыкании юго-западного крыла в эти годы не была выполнена, так как ни одна из скважин, заложенных в этой части складки, не вскрыла калинскую свиту. Установлено, что на юго-восточной периклинали залежи нефти располагаются на более низких гипсометрических отметках и ширина нефтеносной части увеличивается на 400-500 м. На северо-вос-точне>м крыле закончено бурением 14 скважин, в результате чего подтвердились взгляды о его сложном тектоническом строении. Значительно расширены границы нефтеносности по свитам ПК, НКП, "перерыва* и X горизонту балаханской свиты. Приращенная площадь по северо-восточному крылу имеет длину 3 км при ширине от 700 до 1300 м.

    С целью уточнения границ нефтеносности выявленных залежей в юго-восточной части северо-восточного крыла складки в .1959-1960 гг. заложены восемь скважин. В далеком юго-западном погружении юго-восточного блока начаты бурением две скважины с целью изучения литологии и нефтегазоносности всего разреза продуктивной толщи до подстшгающих отложений и уточнения тектоники юго-восточной периклинальной части юго-западного крыла складки. Однако граница нефтеносности КаС так и осталась неустановленной.

    11а северо-восточном крыле для более детального изучения всего разреза продуктивной толщи заложены три новые скважины, а с целью окоитуривания вскрытых залежей нефти свиты НКП и горизонтов верхнего отдела начато бурение еще пяти скважин. Закопчено бурение 12 сквалсин. в результате чего оконтурены горизонты свиты ПК. значительно расширены границы нефтеносности по горизонтам свит бала-ханской и НКП. Площадь приращенных залежей до НКП и верхнему отделу северо-восточного крыла имеет длину около 5 км при ширине 1 км. Оказалось, что вниз по падению северо-восточного крыла калинская свита непродуктивна.

    К концу 1960 г. геолого-разведочные работы на месторождении Нефтяные Камни в основном были закончены. Основная часть работ проделана в 1952-1956 гг., в результате чего выявлены и оконтурены крупные залежи нефти в отложениях КаС, ПК, КС, НКП, свиты "перерыва" и в горизонтах верхнего отдела продуктивной толщи. Кроме того, детально изучены стратиграфия, литология всего разреза продуктивной толщи и тектоника месторождения. Разведочные скважины были заложены на площади более 2000 га (рис. 8.39).

    В последующие годы осуществлялась доразведка месторождения одновременно с эксплуатационным разбуривани-ем залежей. С целью оконтуривания выявленных залежей нефти в нижней части балаханской свиты, освещения нефтегазоносности свиты "перерыва" и НКП и уточнения тектоники в 1962 г. начаты бурением скв. № 609 и 898 на расстоянии 950 м северо-восточнее от скв. N° 491 и 436.

    Обе скважины оказались в пределах контура нефтеносности по VIII горизонту балаханской свиты и НКП.

    В 1963 г. на северо-восточном крыле складки начато бурение трех скважин и закончены четыре скважины. Основная цель — оконтуривание выявленных залежей нефти горизонтов балаханской свиты, освещение нефтегазоносности НКП и уточнение тектоники периклинальной части. Удалось уточнить контур по НКП и X горизонту балаханской свиты. Средняя глубина этих скважин 2300 м. В 1964-1965 гг. оконтурены залежи в НКП и балаханской свите на погружении северо-восточного крыла, осуществлены поиски стратиграфических залежей в КаС на юго-восточной периклинали и продолжено изучение разреза продуктивной толщи на больших глубинах моря (скв. № 782).

    Первые разведочные скважины были пробурены в районе выступающих над уровнем моря плотно сцементированных песчаников, где глубина моря не превышает 3-4 м. Так как скважины бурили в сводовой части складки, то глубина их не превышала 900 м. В дальнейшем отдельные морские основания строили уже па глубоких участках моря, а скважины бурили в более погруженных частях складки, поэтому глубина скважин также возрастала. Если в 1949-1950 гг. средняя глубина разведочной скважины составляла 910 м. то в 1955-1956 гг. она достигала 1220 м, а в 1959-1960 гг. — 2150 м. Наибольшее количество скважин (59) пробурено на глубины от 700 до 1300 м, а на большую глубину (от 1500 до 2500 м) пробурено 46 скважин. 12 скважин имеют среднюю глубину от 100 до 500 м. Средняя глубина по всем скважинам 1460 м.

    Из 134 заложенных екваяшн 133 закончены бурением, из них заложено (%):

    — на северо-западном блоке.................................17

    — на юго-западном крыле юго-восточного

    блока складки.......................................................39

    — на северо-восточном крыле этого же блока......42

    — в зоне нарушения.............................................20.

    Спроектированы скважины:

    — на КаС/понт.....................................................15- 95:

    — на ПК................................................................15

    — на КС................................................................5

    — на НКП.............................................................15

    — на свиту "перерыва" и горизонты

    верхнего отдела продуктивной толщи.................4.

    Достигли проектного горизонта 58 %; остановлены по тем или иным причинам выше проектного горизонта 35 %; углублены ниже проектного горизонта 5 %; брошены при малых глубинах 2 % скважин. Проектные горизонты опробованы в 49 %; вышележащие — в 29 %: нижележащие — в 2 %; не опробованы — 20 % скважин; из числа последних 62 % скважин ликвидированы в процессе бурения. Из 133 разведочных скважин дали нефть 62 %, газ — одна скважина — 0,8 %, воду и переведены в нагнетание — 5,9 %. Кроме того, ликвидированы без опробования по геологическим причинам — 1,5 %; без опробования по техническим причинам — 11%; ликвидированы по геологическим причинам после безрезультатного опробования — 7 %; по техническим причинам после опробования — 2,5 96.