Пласт Бб1

Пласт Бб₁ залегает в верхней части бобриковского горизонта и отделается от вышележащего пласта Тл_2-б плотным разделом толщиной 5 – 9 м.

В юго-западной части и частично в центре месторождения пласт замещен плотными породами (30 %), в остальных скважинах состоит, в основном, из одного пропластка толщиной от 0,6 до 2,4 м, чаще 1 – 1,2 м. Общая толщина пласта, изменяясь от 7,1 до 12,8 м, в среднем равна 9,8 м. Эффективная толщина меняется от 0,6 до 3,8 м, в среднем ее значение равно 1,3 м. Наибольшее ее значение наблюдается на северо-западе структуры.

Коэффициент песчанистости равен 0,13, коэффициент расчлененности 1,1.

Нефтеносность пласта установлена результатами испытания в скважине 141, в которой получена нефть дебитом 3,7 т/сут и при совместном испытании с пластами Бб₂ и Тл_2-б в скважине 126.

Водонефтяной контакт принят по ГИС десяти скважин с учетом результатов испытания и находится на абсолютной отметке -1290 м .

Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 4,5х4,5 км, этаж нефтеносности 77,8 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны Степановского поднятия изменяется от 0,6 до 3,8 м, при средневзвешенном по объему значении 1,2 м.

Тульский горизонт, пласт Тл2-б

Пласт залегает в нижней части терригенных отложений тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл_2-а отделяется плотным разделом толщиной 4-8 м. В западной, северо-западной и юго-восточной частях поднятия, а также в районе скважин 103, 171 в центре поднятия (20% скважин) пласт полностью замещен плотными породами. В остальных скважинах пласт состоит из 1-3, чаще из 1 пропластков толщиной от 0,8 до 5,2 м.

Общая толщина пласта составляет 6,8 – 12,1 м, в среднем равна 8,9 м. Эффективная толщина, при ее изменениях от 0,8 м до 5,2 м, в среднем равна 2,2 м. Наибольшее ее значение наблюдается в юго-восточной части структуры.

Пласт состоит из 1 – 2 пропластков, толщиной 0,4 – 1,2 м. Коэффициент песчанистости равен 0,247, коэффициент расчлененности – 1,2.

Пласт Тл_2-б промышленно нефтеносен на Степановском поднятии. Нефтеносность пласта подтверждается результатами испытания скважин 2, 126, 163, 300, в которых получена нефть дебитом 4,2 т/сут – 33,3 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1260 м, по результатам ГИС в 10 приконтурных скважинах с учетом результатов испытания.

Тип залежи – пластовая сводовая литологически экранированная. Размеры залежи 3,75х3,25 км, этаж нефтеносности 55,9 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,8 до 5,2 м, при средневзвешенной по объему 2,1 м.

Тульский пласт Тл2-а

Пласт залегает в кровле терригенной части тульского горизонта. От вышележащего пласта Тл_1-в отделяется плотным разделом толщиной в 2 м.

В 15 % скважин пласт замещен плотными породами (в виде отдельных линз).

Общая толщина пласта колеблется от 4,6 до 9,4 м, чаще составляет 7-9 м, в среднем равна 7,8 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 до 4,4 м. Наибольшая отмечена на юго-востоке структуры (скв. 142, 141, 128), ее среднее значение равно 1,7 м. В пласте выделяются 1-2, реже 3 пропластка толщиной 0,6-4,4 м.

Коэффициент песчанистости равен 0,218 коэффициент расчлененности – 1,9.

Пласт Тл_2-а промышленно нефтеносен на Степановском поднятии, что подтверждают результаты испытания скважин 128, 129, 141, в которых получена нефть дебитом 2,8 – 3,4 т/сут.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке -1268 м по ГИС 11 приконтурных скважин и результатам испытания.

Тип залежи – пластовая сводовая. Размеры залежи 5,0х4,75 км, этаж нефтеносности 72,9 м.

Нефтенасыщенная толщина в пределах нефтяной зоны колеблется от 0,5 до 3,6 м, при средневзвешенной по объему 1,4 м.