1.2 История освоения месторождения

Северо-Губкинское расположены в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

В настоящее время владельцем лицензии на геологическое изучение, добычу нефти, газа и конденсата (поиски, разведка и добыча) является ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (№ СЛХ 14244 НР от 24.09.2007 г.). Срок окончания действия лицензии 19.09.2018 г.

Северо-Губкинское месторождение открыто в 1966 году как газовое (сеноманские отложения). Первая из пробуренных в 1980 году скважина № 53 явилась первооткрывательницей Северо-Губкинского месторождения по нижележащим горизонтам нижнего мела и юры. Месторождение многопластовое, имеет сложное геологическое строение.

Действующим проектным документом на разработку Северо-Губкинского нефтегазоконденсатного месторождения до настоящего времени является утвержденная ЦКР МНП РФ «Комплексная схема разработки и обустройства Северо-Губкинского месторождения» (протокол № 1474 от 27.05.92 г.), разработанная СИБНИИНП.

В промышленную эксплуатацию месторождения введены в 1993 году. Добыча нефти ведется из пластов БП₆, БП₇, БП₈⁰, БП₈¹, БП₉¹, БП₁₀, БП₁₁¹, БП₁₁², БП₁₂⁰ Северо-Губкинского месторождения. В 1997 г. по заказу СП «Геойлбент ЛТД» ЗапСибГеоНАЦ выполнен подсчет запасов нефти, газа и конденсата по 35 подсчетным объектам Северо-Губкинского месторождения.

В 2002-2003 гг., ЗапСибГеоНАЦ выполнил пересчет запасов нефти, растворенного газа, свободного газа и газового конденсата в залежах пластов БП₆, БП₇, БП₈⁰, БП₈, БП₉¹, БП₉², БП₁₁¹, БП₁₁², а в 2006 г. – в залежах пластов БП₁₀¹, БП₁₀².

С 1997 г. по настоящее время в пределах лицензионного участка выполнен большой объем разведочного и эксплуатационного бурения, открыт ряд новых залежей. Газоконденсатная залежь открыта в пласте БП₁₂³, нефтяная – в пласте Ю₁², запасы которых по данным оперативного подсчета запасов поставлены на Государственный баланс РФ. Таким образом, к настоящему времени на Северо-Губкинском месторождении залежи углеводородов открыты в 40 пластах.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Пласт БП₁₀ совместно с пластом БП₁₁ является основным эксплуатационным объектом на Северо-Губкинском месторождении, имеет сложное геологическое и тектоническое строение, характеризуется сильной расчлененностью разреза. В подошвенной части пласта песчаники и алевролиты имеют высокую глинистость, в отдельных скважинах глинистые породы полностью замещают коллекторы. На юго-западе в районе разведочных скважин №№ 72 и 73 происходит глинизация пласта в полном объеме. В пласте выделяется две пачки – два цикла осадконакопления, в направлении с юга на север нижняя пачка глинизируется и в разрезе практически не выделяется.

Нефтегазонасыщенность пласта доказана эксплуатацией скважин в пределах основной залежи и залежи района скв. № 91. Продуктивность пласта высокая: дебиты нефти составляют до 17 м³/сут (штуцер 8 мм), газа - 46.5-231.3 тыс. м³/сут, стабильного конденсата - 16.4-50.4 м³/сут.

Пласт характеризуется значительной фациальной изменчивостью по площади и разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 6.2 до 31.0 м. Эффективные толщины изменяются от 4.8 до 23.2 м и в среднем равны 10.96 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 1.8 до 14.4 м и в среднем равны 6.62 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.0 до 18.1 м и в среднем составляют 8.2 м, в 91% скважин их значения превышают 4 м.

В целом по пласту БП₁₀ на керне выполнено 188 определений пористости и 167 определений проницаемости. Пористость коллекторов изменяется от 15.2 до 23.1%, в среднем составляет 19%, проницаемость – от 0.5 до 172 мД, в среднем – 52 мД.

На момент составления «Комплексной схемы разработки…» (1992 г.) и «Отчета по подсчету запасов УВ», утвержденного в ГКЗ (1998 г.), в пределах Северо-Губкинского месторождения выделялся пласт БП₁₀. К настоящему времени в пределах площади залежи выполнен большой объем эксплуатационного и разведочного бурения. В 2000 году в ЦГЭ (г. Москва) выполнена переинтерпретация материалов сейсморазведочных работ с учетом новых данных разведочного и, частично, эксплуатационного бурения, по результатам которой были составлены структурные карты по основным продуктивным пластам, в т.ч. и по пласту БП₁₀.

В 2005 году при выполнении работ по оперативному подсчету запасов нефти, газа и конденсата в пласте БП₁₀ в процессе анализа данных эксплуатационного и разведочного бурения, установлено, что пласт в южной, юго-западной и западной части поднятия достаточно уверенно разделяется глинистой покрышкой на два пласта: БП₁₀¹ и БП₁₀².

Коллекторы пласта БП₁₀¹ прослеживаются в пределах поднятия практически во всех скважинах (за исключением скважин №№ 72 и 73), а пласта БП₁₀² – лишь на южной, юго-восточной и западной присводовых частях поднятия. Граница распространения коллекторов этого пласта определена по данным бурения скважин. Залежь пласта БП₁₀¹ пластовая, на севере осложненная предполагаемыми тектоническими нарушениями, пласта БП₁₀² – структурно-литологическая. Ниже приводится характеристика залежей БП₁₀¹ и БП₁₀².

Залежи пласта БП₁₀¹

Пласт характеризуется значительной фациальной изменчивостью. Общая толщина пласта изменяется от 5.0 до 24.0м, эффективная - от 2.0 до 17.0 м и в среднем равна 8.4 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 6.3 м, газонасыщенной – 6.98 м.

Среднее значение пористости по пласту, принятое в Госбалансе РФ, составляет 19-23%, проницаемость изменяется от 242 до 1068 мД. Коэффициент песчанистости изменяется от 0.2 до 0.8 и в среднем равен 0.6, расчлененность изменяется от 2 до 11 и в среднем равна 5.

В пласте БП₁₀¹ выделены четыре залежи: основная, расположенная в центральной и южной частях поднятия; к северу от первого тектонического нарушения прослежены еще три залежи: район скважин №№ 818-91-60; район скважин №№ 62-65; район скважин №№ 56-86.

Залежи основная и района скважин №№ 818-91-60 являются нефтегазоконденсатными, района скважин №№ 62-65 и №№ 56-86 – нефтяными.

Основная залежь изучена в 17 разведочных и 78 эксплуатационных скважинах. Залежь по составу нефтегазоконденсатная. Притоки газа с конденсатом при испытании были получены в двух разведочных скважинах. При опробовании пласта БП­₁₀¹ в скважине № 68 в интервале 2427-2434 м (а.о. –2365.3–2372.2 м) на штуцере 8 мм и шайбе 10.0 мм получен приток газа дебитом 60.8 тыс. м³/сут и конденсата - 16.4 м³/сут. В скважине № 66 из пласта БП₁₀¹ при испытании в интервале 24462455 м (а.о. –2379.5–2388.5 м) получен приток газа и конденсата. Дебит газа на штуцере 12 мм и шайбе 22.3 мм составил 106.7 тыс. м³/сут, стабильного конденсата – 27.4 м³/сут.

В пяти разведочных скважинах №№ 93, 806, 74, 92 и 67 на восточном крыле поднятия были получены фонтанные притоки нефти дебитом от 21.3 м³/сут до 174.5 м³/сут.

На западном крыле поднятия по материалам ГИС пласт БП₁₀¹ в разведочной скважине № 803 оценивается как «продуктивный». Однако, из-за отсутствия цементного камня за колонной в интервале 2150-2500 м, при испытании был получен приток пластовой воды. В эксплуатационной наклонной скважине № 189, пробуренной в этом районе, по материалам ГИС пласт БП₁₀¹ также продуктивен. После перфорации совместно с пластом БП­₁₀² в интервалах 2700-2706 м (а.о. –2400.3–2406.1 м) и 27192720 м (а.о.–2418.6–2419.6 м) объект был освоен с помощью ЭЦН. Дебит нефти составил 4.8 т/сут, воды 8.9 т/сут.

В разведочной скважине № 67, пробуренной в пределах восточного крыла поднятия, подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя песчаника (по ГИС) находится на глубине 2499.2 м, что соответствует а.о. –2432.1 м. Нефтенасыщенность пласта БП₁₀¹ в этой скважине подтверждена и результатами опробования. Здесь из интервала перфорации 24932500 м (а.о. –2425.9–2432.9 м) на штуцере 8 мм получен фонтан нефти дебитом 78 м³/сут. Учитывая эти исследования, ВНК для залежи принят на а.о. –2432.1 м. В этом районе в эксплуатационных наклонных скважинах №№ 227 и 555, имеющих значительные удлинения стволов (263.3 м и 54.9 м), подошва нижних продуктивных прослоев песчаников (по ГИС) находится на абсолютной отметке, соответственно, 2432.2 м и 2431.6 м, что в целом согласуется с принятым положением ВНК. В пределах западного крыла поднятия данные результатов обработки материалов ГИС скважин №№ 803 и 189 не противоречат принятому положению ВНК. В скважине № 803 по ГИС пласт БП₁₀¹ полностью нефтенасыщен до абсолютной отметки –2416.5 м, в скважине № 189 – до а.о. –2411.5 м.

Газонефтяной контакт при подсчете запасов (1998 г.) принят условно на а.о. -2393 м. Газонасыщенные толщины по НКТ выделяются лишь в эксплуатационной скважине № 121 в интервале 2600.42666.0 м. Однако, учитывая, что скважина пробурена наклонно и имеет значительное удлинение, ее данные не могут служить основой для корректировки ранее принятого ГНК на основе исследований пласта БП₁₀¹ в разведочных скважинах №№ 60, 66, 57 и 806.

Таким образом, основная залежь имеет ВНК на а.о. 2431.2 м  1.5 м, ГНК принят условно на а.о. 2393 м, высота залежи 74 м, в том числе нефтяной оторочки  3839 м.

Залежь района скважин №№ 818-97-91-60. На дату подсчета залежь в этом районе изучена 10 разведочными и 17 эксплуатационными скважинами, из которых три (№№ 55, 40 и 77) пробурены в пласте БП₁₀¹ горизонтально.

В процессе исследований установлено, что в скважине № 818 пласт БП₁₀ разделяется на два  БП₁₀¹ и БП₁₀². В остальных скважинах этого участка в разрезах, вскрытых разведочными и эксплуатационными скважинами, наблюдаются только коллекторы пласта БП₁₀¹.

ВНК залежи с учетом результатов обработки материалов ГИС скважин №№ 816, 78, 80, 802, 60 и 818 определен условно на а.о. 2417.62417.9 м. Следует отметить, что согласно результатам обработки ГИС скважины № 60 ВНК в ней определяется в интервале а.о. 2415.62416 м, т.е. примерно на 2 м выше, чем в скважинах №№ 802 и 818.

ВНК в эксплуатационной скважине № 62 по материалам ГИС определяется в интервале 2578.62581.2 м (а.о. 2408.82411.4 м), в скважине № 64  2873.42874.4 м (а.о. 2413.22414.1 м) и в скважине № 65  26622662.4 м (а.о. 2405.62406.0 м). Вероятно, это обусловлено обводнением пласта БП₁₀¹ в районе этих скважин в результате интенсивных отборов газа и жидкости в скважинах №№ 91 и 60. При подсчете запасов информация о насыщении пласта в этих скважинах не учитывались.

Как и в отчете по подсчету запасов, утвержденном в ГКЗ (1998 г), ГНК в залежи принят на а.о. 2399 м и согласуется с результатами исследований скважины № 60, в которой при опробовании пласта в кровельной части (а.о. 2398.8 м), получен приток нефти. Не противоречат такому положению ГНК и результаты исследований эксплуатационных скважин (№№ 54, 62, 59, 64, 68), в которых фонтанные притоки нефти характеризуются повышенными газовыми факторами (от 154 до 433952 м³/сут, от 870 до 5442 м³/сут, от 790 до 180558 м³/сут, от 534 до 405865 м³/сут, от 1803 до 23957 м³ сут, соответственно).

ВНК условно для этой залежи принят на а.о. 2417.62417,9 м, ГНК  на а.о. 2399 м. Высота залежи  29 м, в том числе нефтяной оторочки - 19 м. На юго-востоке и северо-востоке эта залежь ограничена условно проведенными линиями тектонических нарушений, на западе и северо-западе ограничена ВНК, принятым на а.о. 2417.62418 м.

Залежь района скважин №№ 62-65. С северо-запада, юго-запада и юго-востока залежь имеет тектонический экран. Линии тектонических нарушений были выделены при дешифрировании космоснимков (1998 г.). ВНК для залежи был принят по результатам обработки материалов ГИС скважины № 65 на а.о. 2482.6 м. Он наблюдается в северо-восточной части залежи.

Залежь района скважин №№ 86-56. На юго-востоке залежь ограничена тектоническим нарушением северо-восточного простирания, которое было выделено при геологическом дешифрировании космоснимков и показано на подсчетном плане с целью обоснования разных уровней ВНК в соседних залежах. ВНК для залежи на северо-западе, севере и северо-востоке был принят на а.о. 2476.72477 м.

Залежи пласта БП₁₀²

Пласт характеризуется значительной фациальной изменчивостью. Общая толщина пласта изменяется от 1.4 до 23.0 м, эффективная - от 1.4 до 8.4 м и в среднем равна 3.9 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины составляет 3.05 м, газонасыщенной – 1.81 м.

Среднее значение пористости по пласту, принятое в Госбалансе РФ, составляет 17-20%, проницаемость - 242 мД. Коэффициент песчанистости изменяется от 0.1 до 1.0 и в среднем равен 0.5, расчлененность изменяется от 1 до 7 и в среднем равна 3.4.

Коллекторы пласта БП₁₀² выявлены разведочным и эксплуатационным бурением в юго-восточной, центральной и, частично, западной частях поднятия. На северо-западе тектоническим нарушением северо-восточного простирания пласт БП₁₀² разделяется на два участка с различной нефтегазоносностью. На участке, расположенном к северо-западу от тектонического нарушения в районе скважины № 818, залежь нефтяная, к юго-востоку от него закартирована основная залежь  нефтегазоконденсатная. Границы зоны глинизации пласта БП₁₀² выделены по результатам бурения эксплуатационных и разведочных скважин.

Залежь района скважины № 818. Залежь выявлена скважиной № 818. При испытании пласта БП₁₀² в интервале 24802492 м (а.о. 2419.92431.9 м) получен приток нефти дебитом 2.5 м³/сут при депрессии 17.1 МПа. Залежь на севере и северо-западе ограничивается зоной глинизации пласта БП₁₀², на юго-востоке  условным тектоническим нарушением.

Подошва нижнего продуктивного прослоя песчаников в скважине № 818 находится на а.о. 2432.7 м. Наличие нефти в пласте доказано испытанием до а.о. 2431.9 м (нижняя дыра перфорации). ВНК для этой залежи условно принят на а.о. 2432.7 м. Залежь нефтяная, высота ее 33 метра.

Основная залежь района скважин №№ 803-57-93-806-67. Эта залежь в пласте БП₁₀² открыта при испытании скважины № 57 в интервале 24342440 м (а.о. 2371.72377.7 м). При опробовании пласта получен фонтан газа с конденсатом. Дебит газа на штуцере 8 мм и шайбе 20.4 мм составил 46.5 тыс.м³/сут, сырого конденсата  19.2 м³/сут. Опробование пласта было выполнено и на западном крыле поднятия в скважине № 803 в интервале 24772484 м (а.о. 2420.42427.4 м). Однако из-за отсутствия цементного камня за колонной в интервале 21502500 м из объекта был получен приток пластовой воды дебитом 7.5 м³/сут при среднединамическом уровне 581.5 м.

Испытание объекта в пласте БП₁₀² совместно с пластом БП₁₀¹ и БП₁₁¹ в пределах восточного крыла поднятия выполнено в скважине № 311. Совместно опробованы интервалы 25302534 м, 25212528 м (БП₁₁¹), 2480.52485.3 м (БП₁₀²) и 2468.82473.0 (БП₁₀¹). Объекты освоены с помощью ЭЦН. Дебит нефти составил 11.7 т/сут, воды  0.7 т/сут.

Залежь на севере и юго-западе имеет литологический экран. Границы зон глинизации пласта прослежены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших пласт БП₁₀². Водонефтяной контакт для залежи условно принят на восточном крыле поднятия на а.о. 24242426 м, а на западном крыле на а.о. 2427 м с учетом результатов обработки ГИС разведочных скважин №№ 93 и 803. В скважине № 93 подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя пласта БП₁₀² находится на а.о. 2422.4 м, а залегающего ниже водоносного прослоя песчаников  на а.о. 2424 м. В скважине № 803 подошва нижнего нефтенасыщенного прослоя песчаников по результатам обработки материалов ГИС находится на а.о. 2425,5 м, а кровля нижезалегающего прослоя водонасыщенных песчаников  на а.о. 2425,9 м. Газонефтяной контакт для залежи достоверно не определен и принят условно, как и для залежи пласта БП₁₀¹ на а.о. 2393 м. Высота залежи составляет 55 м, нефтяной оторочки  32 м.

Залежи пласта БП₁₁¹

С момента составления технологической схемы разработки (1992 г.) по данным поисково-разведочного и эксплуатационного бурения представления о геологическом строении залежи претерпели существенные изменения. Значительно увеличилась площадь залежи, в то же время уточнены коэффициенты нефтенасыщенности и нефтеотдачи в сторону уменьшения.

Продуктивность пласта доказана результатами испытания поисково-разведочных скважин, а в дальнейшем и промышленной эксплуатацией. В скважине № 66 получен малодебитный приток газоконденсата (газа 17.6 тыс. м³/сут, стабильного конденсата 13.9 м³/сут на 4 мм штуцере и 7 мм шайбе), невысокая продуктивность объекта объясняется низкими коллекторскими свойствами (пс = 0.2–0.22). Фонтанирующие притоки нефти дебитами 2.8-87.4 м³/сут (через НКТ и на шайбе 8 мм) получены в 6 скважинах, непереливающие притоки дебитами 7.8-8.4 м³/сут в двух скважинах, в двух скважинах получены непереливающие притоки нефти с пластовой водой (0.6-0.7 м³/сут нефти и 5.3-17.0 м³/сут воды). В скв. № 808 вода поступает по заколонному пространству снизу, в скв. № 55 совместно опробованы водонефтенасыщенные коллекторы.

Пласт в песчаных фациях развит не по всему месторождению. Обширные зоны литологического замещения ограничивают залежь с запада и северо-востока, имеются также зоны глинизации на юге и севере. Пласт не выдержан по площади и разрезу. Общая толщина пласта изменяется от 5.0 до 29.0 м, эффективная - от 1.2 до 11.8 м и в среднем равна 4.9 м. Среднее значение газонасыщенной толщины составляет - 3.01 м, нефтенасыщенной – 4.27 м.

По пласту БП₁₁¹ на керне выполнено 59 определений пористости и 15 определений проницаемости. Пористость коллекторов изменяется от 16.0 до 21.2%, в среднем составляет 18.6%, проницаемость – от 1.8 до 29.8 мД, в среднем – 17.9 мД.

Среднее значение пористости, принятое в Госбалансе РФ, составляет 16-19%, проницаемость изменяется от 10 до 258 мД. Коэффициент песчанистости изменяется от 0.1 до 0.7 и в среднем равен 0.3, расчлененность изменяется от 1 до 8 и в среднем равна 4.3.

Согласно структурным построениям по кровле отражающего горизонта БП₁₁¹, выполненным на основе переобработки сейсмических материалов (2000 г.), в северной части поднятия выделяется одно тектоническое нарушение северо-западного простирания имеющее, видимо, незначительную амплитуду смещения блоков, и второе – на восточном крыле структуры, субмеридионального направления. В районе скважины № 802 наблюдается тектонически экранированная ловушка. Восточный блок здесь приподнят, амплитуда смещения достигает 10 м.

Залежи углеводородов в пласте БП₁₁¹ приурочены преимущественно к присводовой части поднятия. Установлено три залежи: две нефтяных и одна нефтегазоконденсатная.

Залежь района скв. № 62 находится в северной части поднятия, от второй отделяется тектоническим нарушением северо-западного направления, выделенным при переобработке материалов сейсморазведки. В скважине № 53 пласт не имеет коллекторов. ВНК залежи условно принят на а.о. –2528 м с учетом ГИС скважины № 86. Залежь тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 0,7-2,0х7,2 км, высота - 48 м.

Основная залежь прослежена бурением по восточному борту поднятия и на севере в присводовой периклинальной части структуры. На западе коллекторы пласта не установлены. Зона глинизации коллекторов пласта откартирована бурением и на северо-востоке (в районе скважин №№ 150, 70, 80). Эксплуатационным бурением уточнено положение линии глинизации пласта и изучена преимущественно нефтеносная часть залежи.

Положение ВНК на востоке залежи принято на а.о. –2553.0 м по результатам испытания скважины № 820, в которой притоки нефти были получены с а.о. –2552.8 м. На западе ВНК по данным интерпретации материалов ГИС скважины № 56 и испытаний с помощью КИИ-146 принят условно на а.о. –2528.0 м, т.е. на западе положение его выше на 25 м.

ГНК принят на а.о. –2447.0 м, как и в отчете, утвержденном в ГКЗ. С таким положением ГНК в целом согласуются и результаты опробования скважин, пробуренных в этой зоне. При эксплуатации в них наблюдались более высокие газовые факторы (до 4000 м³/т).

Залежь нефтегазоконденсатная, тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 1,5-4,5х22,3 км, высота газовой шапки до 22 м, нефтяной оторочки – 106 м.

Залежь района скв. № 808 находится на юго-востоке месторождения, на восточном крыле поднятия, вскрыта одной скважиной. С запада, юго-запада и северо-запада она контролируется тектоническим нарушением, на востоке ограничена ВНК, который принят на а.о. –2608 м. Залежь тектонически экранированная. Размеры залежи 0,7х3,5 км, высота – 16 м.

Залежи пласта БП₁₁²

Пласт в песчаных фациях развит не по всему месторождению. С запада и востока залежь ограничена зонами литологического замещения пласта. Пласт не выдержан по площади и разрезу. В песчаной фации пласт прослеживается в виде узкой полосы субмеридионального простирания, проходящий через сводовую часть структуры. Небольшая песчаная линза выявлена в районе скважины № 226. Общая толщина пласта изменяется от 2.2 до 27.0 м. Эффективные толщины изменяются от 0.6 до 14.8 м и в среднем равны 4.5 м. Среднее значение газонасыщенной толщины составляет 6.25 м, нефтенасыщенной – 2.45м.

По пласту БП₁₁² на керне выполнено 10 определений пористости и 6 определений проницаемости. Пористость коллекторов изменяется от 17.8 до 20.0%, в среднем составляет 19%, проницаемость – от 1.3 до 12.7 мД, в среднем – 8.47 мД.

Среднее значение пористости по ГИС, принятое в Госбалансе РФ, составляет 18%, проницаемость - 156 мД. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0.1 до 1.0 и в среднем равен 0.3, расчлененность - от 1 до 11 и в среднем равна 3.5.

Пласт находится в промышленной эксплуатации. С учетом выявленных тектонических нарушений и зон глинизации коллекторов пласта БП₁₁², а также особенностей насыщения пласта в пределах месторождения выделяется пять залежей.

Залежь, выявленная в районе скважин №№ 86, 65, 62, 53, ограничена на севере и востоке ВНК, на западе – зоной глинизации, на юго-западе – тектоническим нарушением, закартированным ЦГЭ по результатам обработки материалов сейсморазведки (2000 г.). Дебит газа сепарации при опробовании скважины № 53 составил 65.5 тыс.м³/сут, конденсата – 22.6 м³/сут, при опробовании скважины № 62 газа – 23.2 тыс.м³/сут, конденсата 9.0 м³/сут. Залежь газоконденсатная, тектонически и литологически экранированная.

Залежь района скв. № 91 находится к югу от первой, на западе ограничена зоной глинизации пласта, прослеженной субмеридионально по данным бурения, на северо-востоке и юго-востоке – тектоническими нарушениями, прослеженными сейсморазведкой, соответственно, с юго-востока на северо-запад и с юго-запада на северо-восток. Залежь газоконденсатная, литологически и тектонически экранированная. Газонасыщенные коллекторы опробованы в скважинах №№ 91, 80, 802, где получены фонтанирующие притоки газа с конденсатом, за исключением скважины № 78. Дебиты газа составляют 20.2-158.1 тыс. м³/сут, стабильного конденсата 9.0-57.7 м³/сут. В скважине № 78 при испытании притока не получено.

ГВК для этих залежей принят по подошве газонасыщенных коллекторов в скважине № 65 на отметке -2558 м. Размеры первой и второй залежей 3.0 х 7.0 км, высота - 45 и 80 м, соответственно.

Основная залежь этого пласта, нефтяная, отделяется от газоконденсатной тектоническим нарушением северо-западного направления, выделенным при переобработке материалов сейсморазведки (2000 г.). Залежь вытянута вдоль свода. На западе и востоке контролируется линией глинизации, откартированной эксплуатационным бурением. В скважине № 317 получен фонтан нефти дебитом 21.3 м³/сут на 10 мм штуцере, в скважине №159 – 58.4 м³/сут на 10 мм штуцере. При опробовании коллекторов с низкими ФЕС в скв. № 70, притока не получено.

ВНК в залежи условно принят на а.о. –2538 м с учетом насыщения пласта в скважине № 226 (четвертая залежь) и в скважине № 276 (пятая залежь). Размеры залежи 2.1-4.5х14.0 км, высота - 118 м.

Нефтяная залежь района скв. № 226 литологическая, находится на крыле поднятия. При испытании скважины из интервала 2918-2926 м (а.о. -2531-2539 м) получена нефть дебитом 10.6 м³/сут. Размеры залежи 0.7х0.8 км, высота – 7 м.

Нефтяная залежь выделена в районе скважин №№ 285 и 276. При испытании скважины № 276 из интервала 2778.4-2781.4 м (а.о. -2532.6-2535.6 м) получена нефть дебитом 2.5 м³/сут. Зоной глинизации залежь контролируется на юге, западе и севере, а на востоке - ВНК, который принят условно с учетом материалов ГИС и испытания скважины № 276 на а.о. –2535.6 м. Размеры залежи 0.5 х 0.9 км, высота - 25 м.