Новые открытия
Объединением Уральскнефтегазгеология в 1989 г. открыты одно нефтяное месторождение и две новые газоконденсатные залежи.
Дарвинское нефтяное месторождение расположено в 35 км к северу от г. Уральска и приурочено к полосе визейско-башкирского карбонатного уступа в северной части Прикаспийской впадины. Продуктивный горизонт представлен карбонатными породами нижнебашкирского подъяруса, перекрытого аргиллитовой толщей верейского возраста мощностью до 65 м.
В поисковой скв. 1 при испытании интервала 4259–4266 м дебит нефти при 8-мм штуцере составил 54,2 м3/сут, газа – 3,8 тыс. м3/сут. При длительной пробной эксплуатации скважины на 6-мм штуцере дебит нефти составляет 44–45 м3/сут, газа – 2,2 тыс. м3/сут. Плотность дебутанизированной нефти 0,8708 г/см3, содержание (%) общей серы 0,37, меркаптанов 0,04, сульфидов 0,02, парафинов 6,8, асфальтенов 0,31, смол 2,5.
Структурный план поднятия нуждается в уточнении. Вероятна его рифовая природа. По сейсмическому горизонту П2 (поверхность еврейских отложений) площадь поднятия в пределах оконтуривающей изогипсы –4200 м 18 км2.
Газоконденсатные залежи в подсолевых артинско-сакмарских карбонатных отложениях установлены в пределах нижнепермского бортового карбонатного уступа. В западной его части, недалеко от границы с Саратовской областью, выявлена Западно-Токаревская залежь. Промышленные притоки газового конденсата получены в скв. 3 и 19. В присводовой скв. 3 при исследовании через МТСУ интервала 2898–2911 м на 12,2-мм шайбе дебит стабильного конденсата плотностью 0,802 г/см
3 составил 11,5 м3/сут, газа 171,2 тыс. м3/сут, КГФ – 54 г/м3. В скв. 19 (интервал 2907–2912 м), расположенной в седловине, дебит стабильного конденсата плотностью 0,796 г/см3 достигал 36,5 м3/сут (12-мм шайба), газа 305,5 тыс. м3/сут, КГФ – 95 г/м3.В восточной части нижнепермского уступа, вблизи границы с Оренбургской областью и в 25 км от г. Уральска, в процессе бурения скв. 74 выявлена Восточно-Тепловская залежь, где при опробовании интервала 2811–2890 м с помощью КИИ-146 получен фонтанный приток газоконденсата с выводом его на поверхность. Предполагается значительная (до 40 м) нефтяная оторочка, что, вероятно, окончательно будет выяснено при испытании скважины в эксплуатационной колонне.