Гидрографическая сеть представлена множеством притоков и мелкими реками Ендырь, Сеуль, Ендырской протокой, которые относятся к бассейну реки Обь в верхней части нижнего течения. Из них лишь р. Ендырь в период максимального подъема воды (июнь-июль) может быть судоходна для неглубокосидящих плавсредств на 40-50 км от устья вверх по течению. В устье реки Ендырь находится крупное озеро Большой Сор, судоходство по которому возможно в период паводков в июне-июле. Заболоченные участки на площади работ сравнительно широко развиты в юго-восточной и южной частях и являются большим препятствием при перемещении буровых станков и передвижении транспорта в весенне-осенний период. Озера данного района не имеют хозяйственного значения по своим морфологическим характеристикам. Крупный источник водоснабжения - р. Обь - удалена от месторождения на расстояние более 30 км.

В районе Западной части месторождения на изученной глубине более 10 м преобладают суглинистые грунты, поверх их - торфяные. Нормативная глубина сезонного промерзания грунтов составляет 2,30 м.

Несмотря на то, что этот район расположен у южной границы, толща остаточной вечной мерзлоты до 150 м была обнаружена на глубинах от 120 до 150 м в скважинах, пробуренных за пределами поймы.

В целом месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. Верхний гидрогеологический этаж включает водоносные горизонты, приуроченные к отложениям четвертичного и верхнепалеогенного возрастов. Их мощность варьирует от 5 до 30 м. Эти водоносные горизонты пополняются за счет инфильтрации атмосферных осадков и паводковых вод, и лишь частично - за счет подтока из нижележащих водоносных горизонтов. Разгрузка осуществляется в реки, ручьи, озера. Существующие водоносные горизонты обнаружены в озерно-болотных, на глубине 0,1-0,2 м, и флювиогляциальных, на глубине от 100 до 250 м и является основным источником воды в районе. Водоносные горизонты характеризуются высокой проницаемостью (удельная сопротивляемость воды от 300 до 2000 м2 /сутки) и избыточным содержанием воды.

По химическому составу подземные воды к бетону слабоагрессивные и средне агрессивные

Нефтегазоностность

Красноленинский свод расположен в одноименном нефтегазоносном районе Фроловской нефтегазоносной области. В ее пределах расположены Талинская и Каменная площади.

Промышленная нефтеносность связана с корой выветривания, отложениями средней (тюменская свита пласты ЮК2-3 и базальный слой), верхней юры (баженовская свита пласт Юо) и нижнего мела (викуловская свита пласты BK1, BK2, BK3) на глубине 1440-2560 м. Всего 26 залежей [3]. Одна залежь газоконденсатная в средней юре. Основные запасы нефти сконцентрированы в викуловской свите. Залежи пластовые сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые водоплавающие, пластовые сводовые литологически и стратиграфически экранированные.

Всего в разрезе Каменной площади выделено три нефтегазоносных комплекса: среднеюрский, баженовско-абалакский, аптский. Следует уточнить, что в районах, где отложения тюменской свиты залегают непосредственно на фундаменте, залежи коры выветривания относятся к среднеюрскому нефтегазоносному комплексу.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения тюменской свиты (пласты ЮК2-9) и базальный пласт.

Баженовско-абалакский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения баженовской (пласт ЮК0) и абалакской (пласт ЮК1, П) свит и выделяется в разрезе всех площадей.

Аптский нефтегазоносный комплекс включает в себя отложения викуловской свиты (пласты ВК1-3).

Кора выветривания на Каменной площади вскрыта на абсолютных отметках -2245-2660 м и имеет площадное распространение. Залежи нефти связаны с коллекторами, образовавшимися в результате выветривания, выщелачивания и разрушения пород фундамента, представленных в пределах Каменной площади преимущественно сланцами и эффузивами. Всего выявлено четыре залежи, как правило, приуроченных к сводовым, реже к присводовым частям локальных поднятий. Границы залежей проводились с большой долей условности - через середину расстояний между скважинами, вскрывшими коллекторы, и скважинами, в которых коллекторы отсутствуют. Тип залежей - стратиграфически экранированные.

Размеры залежей составляют от 4х3 км до 10,5х5,7 км, с максимальной высотой залежи 81 м. Эффективные толщины коллекторов изменяются в пределах от 1,2 до 5,2 м. Максимальный дебит нефти составил 57,6 м3/сут на диаметре штуцера 12 мм. проницаемость 0,0259 мкм2,пористость 0,12-0,2 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,68-0,81 д.е.

Базальный пласт тюменской свиты вскрыт на Каменной (три залежи нефти) и на Ем-Еговской (одна залежь нефти) площадях на абсолютных отметках -2300-2637 м. Притоки нефти получены из коллекторов порового типа, выделенных по данным ГИС (Uпс 10 - 30 мВ, приращение по микрозондам, глинистая корка) в нижней части тюменской свиты, в зоне перехода к доюрским образованиям и характеризующихся улучшенными коллекторскими свойствами (коэффициент пористости Кп до 17 %) и повышенными сопротивлениями (до 150 Ом*м), что не типично для нефтенасыщенных пород пластов ЮК2-9. Границы залежей определены условно, по середине расстояния между скважинами, вскрывшими потенциальные коллекторы, и скважинами, в которых отложения базального пласта отсутствуют. Самая крупная залежь нефти связана с выступами фундамента на Каменном и Ай-Торском поднятиях: по направлению к сводовым частям поднятий коллекторы выклиниваются и на погружениях замещаются непроницаемыми породами.

При испытании пласта были получены фонтанные притоки нефти дебитами от 5,5 м3/сут на 6 мм штуцере (скважина 554р) до 270 м3/сут на 10 мм штуцере (скважина 573р) и непереливающие притоки нефти дебитами от 0,16 м3/сут при СДУ 1442,2 м (скважина 6р) до 10,75 м3/сут при СДУ 1537,5 м. Размеры залежи 32х10 км, высота залежи 240 м, эффективные нефтенасыщенные толщины от 1,2 до 17,6 м., проницаемость 0,022 мкм2,пористость 0,14-0,17 д.е., насыщенность связанной водой 0,23 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,68-0,74 д.е. Тип залежи пластовая стратиграфически и литологически экранирована.

Промышленная нефтеносность в пласте ЮК0 баженовской свиты выявлена на Каменной площади в двух залежах, связанных со сводовыми частями Кальмановского и Ай-Торского+Каменного поднятий; и одна залежь - на Ем-Еговской площади. Пласт вскрыт на абсолютных отметках -2160-2401 м. В отложениях баженовской свиты преобладают коллекторы с преимущественно вторичной емкостью, представленной кавернами и трещинами. Нефтенасыщенные коллекторы встречаются по всему разрезу баженовской свиты в виде линзовидных тел, гидродинамическая связь которых достаточно однозначно не установлена. Линзовидные тела коллекторов находятся в разных частях разреза свиты и, чередуясь с непроницаемыми породами, в плане образуют мозаичное поле нефтеносности. Размеры залежей составляют: Кальмановская залежь 4,5х2,9 км, высота залежи 73 м; Ай-Торская+Каменная залежь - 16,3х5,0 км, высота залежи 111 м; Ем-Еговская залежь - 17,5х13 км, высота 100м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,0 до 9,2 м. ВНК в залежах не установлен. Максимальный приток нефти получен в результате испытания скважины 550р Ай-Торской-Каменной залежи и составил 116,5 м3/сут на 10-мм штуцере, проницаемость 00152 мкм2,пористость 0,125-0,144 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,9 д.е. [1].

Залежи нефти относятся к литологически экранированным.

Залежи нефти в отложениях викуловской свиты (пласты ВК1-3) являются основным объектом разработки на Ем-Еговской и Каменной площадях.

Продуктивные пласты имеют площадное распространение. Кровля свиты вскрывается на абсолютных отметках -1328-1466 м. Толщина викуловской свиты достигает 120-130м. Коллектор представлен песчано-алевролитовыми отложениями.

На Каменной площади контур нефтеносности пласта ВК1 объединяет Ай-Торское, Кальмановское, Сеульское и Каменное поднятия в единую залежь Размеры залежи составляют 21,5х28,0 км, высота 43 м. ВНК в залежи принят на отметках -1455-1458 м. Дебиты нефти по залежи изменяются в пределах от 3,0 м3/сут при Нсду=560 м до 15 м3/сут на 2-мм штуцере, проницаемость 0,022 мкм2,пористость 0,25 д.е., насыщенность связанной водой 0,1 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,47-0,5 д.е. От нижележащего пласта ВК2 он отделяется выдержанным глинистым прослоем, иногда опесчаненным.

Пласт ВК2 вскрыт на абсолютных отметках -1422-1491.7 м. Суммарные эффективные толщины коллекторов изменяются в пределах от 1,4 до 21,2 м. Выделяется восемь малодебитных залежей нефти с размерами от 5,4х2,1 км до 14х6,2 км с максимальной высотой 25 м., проницаемость 0,032 мкм2,пористость 0,22-0,26 д.е., насыщенность связанной водой 0,1 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,47-0,54 д.е.

Пласт ВК3 вскрыт на абсолютных отметках -1434.8-1506 м. Эффективные толщины пласта изменяются в пределах от 4,0 до 20 м. Выделено четыре малодебитные залежи нефти, самая крупная из которых имеет размер 9,0х4,0 км., проницаемость 0,0212 мкм2,пористость 0,21-0,25 д.е., насыщенность связанной водой 0,1 д.е., начальная нефтенасыщенность 0,39-0,54 д.е.

Разделение пластов ВК2 и ВК3 в ряде скважин является в некоторой степени условным, так как глинистый прослой, разделяющий эти пласты, претерпевает значительные фациальные изменения по площади и разрезу. Толщина этого прослоя изменяется от 0,8 до 7,5 м [1]

Другие полезные ископаемые

На территории каменного месторождения открыты месторождения керамзитовых и кирпичных глин, строительных песков, песчано-гравийной смеси, которые используются в процессе обустройства месторождения, строительства дорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.