Радаевский горизонт, пласт Рд
В радаевском горизонте, представленного терригенными отложениями, выделяется проницаемый пласт Мл, общая толщина которого изменяется от 16 до 32 м. От вышележащего пласта Бб2 пласт Мл отделен аргиллитовым разделом толщиной 3-5 м, чаще 3 м. В 13,8 % скважин пласт Мл замещен плотными породами, в 21,8 % имеет толщину <2 м. Зона отсутствия коллекторов и низких толщин распространена в южной части структуры, в связи с чем в разработке находится северная часть пласта.
Промышленная нефтеносность доказана опробованием в разведочной скважине 2 и последующей эксплуатацией в колонне в 19 скважинах, в которых получены дебиты нефти от 2 т/сут до 13 т/сут.
Эффективная толщина пласта изменяется от 0,6 до 16 м, в среднем равна 5,6 м. Имеет место ее увеличение, как и общей толщины, в северо-восточном направлении (до 12-16 м в скважинах 127, 136, 137, 143). Отношение средней эффективной толщины к общей равно 0,38. Пласт Мл в зоне эффективных нефтенасыщенных толщин >4 м, где расположен основной фонд добывающих скважин, состоит из 2-5 пропластков толщиной от 0,4 до 6,6 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 2,7.
Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1307 м по ГИС 10 скважин и результатам испытания в колонне в 6 из них.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,7 м.
Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 до 16 м, в зоне разработки от 4 до 16 м и в среднем составляют 5,4 м и 6,9 м соответственно. Средневзвешенная по объему нефтенасыщенная толщина в целом по месторождению равна 4,9 м.
Бобриковский горизонт, пласт Бб2
Пласт Бб2 залегает в нижней части бобриковского горизонта и отделяется от вышележащего пласта Бб1 аргиллитами толщиной в 2-3 м, вскрыт при бурении в 66 скважинах. В северо-восточной, центральной и юго-восточной частях структуры пласт замещается плотными породами в 56% скважин. На остальной части площади состоит из 1 проницаемого прослоя толщиной 0,8-3,2 м.
Общая толщина пласта колеблется в пределах 5,2 – 9,8 м, составляя в среднем 7,6 м. Эффективная толщина изменяется от 0,8 м до 3,2 м, наибольшие значения отмечаются на западе Степановского поднятия и в районе скважины 13. Коэффициент песчанистости – 0,18, коэффициент расчлененности – 1.
Пласт Бб2 промышленно нефтеносен на Степановском поднятии и на небольшом, экранированном с трех сторон поднятии в районе скв.13, что подтверждается получением нефти в скв.13, 118, 119, 124, 126, 140. Начальные дебиты нефти при испытании 2,8 т/сут – 10,4 т/сут.
Водонефтяной контакт на Степановском поднятии принят на абсолютной отметке -1301 м, а в районе скважины 13 -1302 м по результатам ГИС в девяти скважинах и испытании в шести из них.
Тип залежи на Степановском поднятии – пластовая сводовая литологически экранированная с северо-востока и юга. Размеры залежи в пределах ВНК 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 84,3 м.
Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 3,2 м, при средневзвешенной по объему 1,5 м.
Размер залежи в районе скважины 13 – 1,0х0,8 км, этаж нефтеносности 3,4 м. Залежь пластовая сводовая.