Месторождение расположено в северной части Мирнинского выступа, в 10 км южнее ᴦ. Мирного и приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке субдолготного простирания. Западное и восточное крылья складки осложнены разрывными нарушениями небольшой амплитуды. Размеры структуры по изогипсе -1775 м отражающего горизонта КВ составляют 7х3 км с амплитудой не более 25 м.

Промышленная залежь газа приурочена к песчаникам ботуобинского горизонта. Залежь пластового сводового типа. Глубина залегания залежи 2031-2083 м. Среднее значение коэффициента открытой пористости 11,5%, газопроницаемости - 0,3 мкм2. Эффективные мощности 8-10 м. Дебиты газа от 290 до 315 тыс. м3/сут., на шайбах 12-15 мм. Пластовое давление 14,7 МПа, температура + 10°С.

Небольшая залежь газа была также установлена в песчаниках улаханского горизонта.

Месторождение было введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1987 ᴦ. и подключено к действующему газопроводу для газоснабжения ᴦ. Мирного. Проведенными в 1993 ᴦ. сейсморазведочными работами было установлено более сложное строение залежи в ботуобинском горизонте (отсутствие коллекторов в центральной части ранее оконтуренной залежи).

Месторождение расположено в северной части Мирнинского выступа, в 5-10 км южнее Северо-Нелбинского месторождения.

Размеры структуры по замкнутой изогипсе -1725 м 22х7 км, амплитуда -60м.

Поисковой скв. 1241 установлена газоносность улаханского горизонта. Из интервала 1976-1982 м получен приток газа дубитом 146 тыс. м3/сут на шайбе 9 мм. Пластовое давление аномально низкое - 14,4 МПа. Промышленная ценность залежи подтверждена пробной эксплуатацией скважины.

При опробовании в процессе бурения ботуобинского горизонта и нижней части карбонатной толщи венда (скв. 1241, инт. 1920-1964 м) получен приток нефти дебитом 10 м3/сут при депрессии 1,3 МПа. При испытании ботуобинского горизонта в процессе бурения (инт.2001-2033 м) получен приток газа дебитом 100 тыс. м3/сут на шайбе 9,25 мм.

Месторождение недоразведано.

Месторождение расположено в северной части Мирнинского выступа, в 30 км юго-западнее Иреляхского месторождения, приурочено к одноименной приразломной брахиантиклинали северо-восточного простирания. С юго-востока структура ограничена Маччобинским разломом и осложнена разрывными нарушениями субмередионального простирания, делящими складку на несколько тектонических блоков. Амплитуды последних не превышают 20 м. Размеры структуры по изогипсе отражающего горизонта КВ -1775 м составляют 14,5х5 км при амплитуде 110 м. Залежи углеводородов установлены в отложении ботуобинского и улаханского горизонтов (рис. 72). Не промышленный приток газа получен из карбонатных пород осинского горизонта.

Породы-коллекторы обоих горизонтов представлены песчаниками, Фильтрационно-емкостные свойства песчаников ботуобинского горизонта несколько выше, чем песчаников улаханского горизонта. Oткрытая пористость песчаников ботуобинского горизонта в среднем составляет 16%, а песчаников улаханского - 12%. Газопроницаемость песчаников ботуобинского горизонта достигает 1,24 мкм2 (среднее значение 0,66 мкм2), а песчаников улаханского - 0,6 мкм2 (среднее 0,28 мкм2).

Залежи, приуроченные к ботуобинскому горизонту, установлены в трех тектонических блоках структуры. Основная залежь в ботуобинском горизонте приурочена к наиболее приподнятому блоку (II). Залежь газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 12х5 км, высота залежи 47 м. Глубины залегания 2104-2155 м Эффективная мощность газонасыщенных пород составляет 2-5,6 м, нефтенасыщенных - 2-4 м. Максимальный дебит газа 269 тыс. м3/сут., нефти - 46 м3/cyт. Пластовое давление 15,4 МПа, пластовая температура + 11°С. Залежь в блоке I газонефтяная, в блоке III - газовая. Залежи недоразведаны.

Залежи, приуроченные к улаханскому горизонту, также установлены в трех блоках. Основная залежь в улаханском горизонте также приурочена к наиболее приподнятому блоку (II). Залежь газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 12х5 км, высота залежи 36 м. Глубины залегания - 2154-2190 м. Эффективная мощность газонасыщенных пород составляет 0,4-7,8 м, нефтенасыщенных - 1,2-9,2 м. Максимальный дебит газа 329 тыс. м3/сут., нефти -70 м3/сут, Пластовое давление 15,3 МПа, пластовая температура + 11 °С. Залежи в блоках I и III газонефтяные. Залежи не доразведаны.