Добавлен: 24.10.2023
Просмотров: 1150
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
91.
В пласте ЮВ92 выявлены 2 нефтяные залежи – пластовая литологически экранированная залежь размеры ее 5.1 км х 3.4 км, высота 29 м и пластовая литологически экранированная залежь размеры 6.5 км х 2.8 км, высота около 30 м.
Пласт ЮВ92 испытан раздельно в скв. 70 (2 объекта) и в скв. 235 (2 объекта). В обеих скважинах получены непереливающие безводные притоки нефти дебитом, соответственно, 15.3 м3/сут на среднем динамическом уровне 1300 м и 7.2 м3/сут на уровне 1100 м.
Продуктивный пласт ЮВ91 также приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта изменяется от 10.9 м до 21.8 м.
Пласт ЮВ91 перекрывается глинистой пачкой, толщина которой изменяется от 2.9 м до 7.4 м.
В продуктивном пласте ЮВ91 выявлена единственная пластовая литологически экранированная залежь в районе скв. 233 (рис. 2.9). Размеры залежи 4.9 км х 5.3 км, высота 36 м. В пределах залежи пласт вскрыт 2 разведочными и 12 эксплуатационными скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0.6 до 15.0 м, среднее значение hэ.н по залежи равно 2.5 м.
ВНК проводится на а.о-2728.8 м, соответствующей а.о подошвы нижнего проницаемого прослоя в скв. 233, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтеносность до подошвы подтверждается получением безводного притока нефти дебитом 7.1 м3/сут на уровне при депрессии 13.5 МПа в этой скважине, единственной скважине, испытанной в пласте ЮВ91.
Продуктивный пласт ЮВ82 приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 14.0 м до 23.4 м.
Естественный режим залежи упруго-водонапорный.
Продуктивный пласт ЮВ81 приурочен к средней части разреза нижней подсвиты тюменской свиты. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 13.7 м до 28.8 м.
Пласт ЮВ81 перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 4.8 м в скв. 210 до 12.4 м в скв. 235, отделяющей его от полностью водоносного по данным ГИС пласта ЮВ80.
Длина залежи составляет 8.0 км, ширина достигает 3.4 км, высота достигает 26 м. По типу залежь пластовая сводовая.
Среднее значение hэ.н по залежи составляет 8.8 м.
В пределах залежи пласт ЮВ81 вскрыт 3 разведочными и 15 эксплуатационными скважинами. Пласт испытан в 3 скважинах, в т.ч. в 2 скважинах в пределах залежи. В скв. 233 испытано 2 объекта, в обоих случаях получены непереливающие безводные притоки нефти с максимальным дебитом 47.2 м
3/сут на среднем динамическом уровне 1106 м. В скв. 234 также получен безводный приток нефти дебитом 10.5 м3/сут на уровне 1052 м.
Пласт ЮВ3 расположен в верхней подсвите тюменской свиты. Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты не повсеместно, а в виде отдельных линз и более или менее обширных полей, прорезанных зонами отсутствия коллекторов.
По типу залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная. Размеры ее в плане составляют 3,9 х 2,4 км, высота 30,5 м.
ВНК в северной и западной частях залежи принимается горизонтальным усредненно на а.о –2410 м при колебаниях от 2,8 м вниз в скв. 576 до 2,6 м вверх в скв. 75. ВНК подтвержден получением безводного притока нефти при испытании скв. 205 до а.о –2408,6 м. В восточной части залежи ВНК проводится на а.о –2405,7 м в соответствии с его отбивкой в коллекторе по данным ГИС в скв. 585. В южной части залежи ВНК принят горизонтальным на усредненной а.о –2407,5 м при отклонениях от 2,7 м вниз в скв. 618 до 2,1 м вверх в скв. 3098. Такое положение ВНК подтверждается длительной безводной эксплуатацией скв. 640.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0,8 м в скв. 557 и 558 до 15,8 м в скв. 649. Среднее значение hэ.н, принятое при подсчете, составляет 6,6 м.
Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет 53% от общей площади залежи, площадь ВНЗ, соответственно, 47%.
Всего пласт испытан в эксплуатационной колонне в 5 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. в пределах залежи – в 4 скважинах (испытано 5 объектов). Промышленные безводные притоки нефти получены в скв. 70 из двух объектов, в верхнем из которых дебит составил 66,0 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм, и в скв. 205, в которой получен непереливающий приток дебитом 27,3 м3/сут при среднем динамическом уровне 478 м. В скв. 58 и 75 получены смешанные притоки нефти с пластовой водой.
Залежь нефти продуктивного пласта ЮВ12-3 является самой крупной по запасам залежью Верхне-Колик-Еганского месторождения и основным объектом разработки.
Продуктивный пласт ЮВ12-3 развит на всей площади месторождения. Средняя толщина пласта составляет 50 м.
От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ11 пласт ЮВ12-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в скважинах меняется от 0,5 м, до 3,1 м, составляя в большинстве скважин 1,0 – 1,5 м.
Протяженность залежи продуктивного пласта ЮВ12-3 составляет с севера на юг 14,5 км, с запада на восток 17,0 км. Высота залежи достигает 83 м. Больший по площади восточный блок приурочен к вытянутой с севера на юг брахиантиклинальной складке с амплитудой 58 м по замыкающей изогипсе –2370 м кровли коллекторов пласта ЮВ12-3. Западный блок контролируется другим брахиантиклинальным поднятием, также вытянутым с севера на юг и имеющим амплитуду 18 м по замыкающей изогипсе –2380 м. Указанные положительные структуры разделены прогибом в районе скв. 92–55–71–208–231.
ВНК в восточном блоке имеет сложную волнистую поверхность, его абсолютные отметки в скважинах изменяются от –2368 м, до –2381 м. В западном направлении ВНК постепенно погружается. Положение ВНК достаточно надежно подтверждено результатами испытаний. По типу залежь является пластовой сводовой. Чисто НЗ приурочена к сводовой части восточной брахиантиклинали в районе поисково-разведочных скв. 58–70–75. В северной части восточной складки, в районе скв. 382–1035–1036–1039 имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 24,6 м до 43,4 м, составляя в среднем 33,4 м, в пределах ВНЗ – от 0,5 до 38,9 м, составляя в среднем 9,7 м.
В районе скв. 72 и 235, в пределах небольшого купола, по данным ГИС, заверенным испытанием, в нижней части разреза наунакской свиты, соответствующей стратиграфически пласту ЮВ13, под выдержанной на этом участке глинистой покрышкой толщиной от 9 м, до 14 м сформировалась, до замка заполнив ловушку, самостоятельная нефтяная залежь размерами 3,2 х 2,2 км и высотой 15 м.
ВНК описываемой залежи проводится на а.о –2404,8 м, соответствующей подошве нижнего коллекторского прослоя, нефтенасыщенного по данным ГИС, в скв. 72.
Залежь пластовая сводовая. Чисто НЗ занимает небольшую часть площади (10,17%) в самом своде купола. Остальная часть площади залежи, т.е. 89,83%, приходится на ВНЗ.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 235 НЗ составляет 4,4 м, в скв. 72 ВНЗ – 4,2 м. Средняя величина hэ.н по НЗ составляет 3,2 м, по ВНЗ – 2,0 м, по всей залежи (НЗ+ВНЗ) – 2,6 м.
Продуктивный пласт ЮВ11 приурочен к кровле наунакской свиты. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта. Коллекторы развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение. Если в самой южной (район скв. 215–59–81–87) и самой северной (район скв. 68–85–52–53, а также Варынгский участок) частях месторождения проницаемые прослои вскрыты во всех скважинах, то в присводовой части восточной
брахиантиклинали коллектора имеют линзовидное распространение, они не вскрыты ни в одной поисково-разведочной скважине, за исключением скв. 70. Между отдельными линзами коллекторов, вскрытыми эксплуатационными скважинами, наблюдаются обширные зоны полного замещения коллекторов плотными разностями песчано-алевритовых пород и аргиллитами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в довольно узком диапазоне 0,3–8,3 м. При этом в большинстве скважин она не превышает 2,5 м, и только в единичных скважинах оказалась выше этого показателя. Среднее значение толщины составляет 1,9 м.
В соответствии с представляемой моделью, в пласте ЮВ11 выделяется 12 обособленных нефтяных залежей, 2 из которых относятся к типу пластовых литологически экранированных, а остальные 10 – к типу пластовых литологически ограниченных со всех сторон.
Покрышкой для залежей продуктивного пласта ЮВ11 служит мощная глинистая толща георгиевской и баженовской свит позднеюрского возраста и подачимовской толщи, залегающей в основании куломзинской свиты раннемелового возраста. Суммарная толщина этой региональной покрышки изменяется в пределах месторождения от 30 м до 47 м.
ВНК залежи в районе скв. 59–70–81–76 проводится на а.о –2387,3 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС и испытания коллектора в скв. 76 и совпадающей с ней а.о кровли верхнего водонасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 92.
Пласт ЮВ11 испытан в единичных поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 9 скв. Дебиты нефти при испытании изменяются от 1,3 м3/сут на уровне при депрессии 11,3 МПа в скв. 81 до 7,2 м3/сут при фонтанировании на штуцере диаметром 5 мм в скв. 59.
В 36 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ11 вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ12-3. В процессе проведения исследований в 11 скважинах (скв. 381, 439, 440, 441, 460, 480, 482, 562, 1041, 1042, 1067) зафиксированы притоки нефти той или иной интенсивности из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ11, т.е. добыча осуществляется совместно из пластов ЮВ12-3 и ЮВ11, а в 4 скважинах: скв. 374, 462, 496, 582, установлено отсутствие притока из пласта ЮВ11.
Продуктивный пласт АчБВ19
залегает в основании ачимовской толщи и распространен лишь в центральной и восточной частях месторождения. Общая толщина пласта постепенно уменьшается в направлении с востока на запад от 28,0 м-до 3,8 м.
Проницаемые прослои в разрезе пласта распространены лишь в восточной половине месторождения. К западу от линии скважин 86–56–519–582–616–59–215 коллекторы не встречены ни в одной скважине.
От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ18 пласт АчБВ19 отделяется порой маломощной, сокращающейся до единичного прослоя, но достаточно выдержанной и уверенно коррелируемой пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м-до 10,3 м. В подавляющем большинстве скважин толщина разделяющей пачки не превышает 2 м.
Залежь пластовая сводовая, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 10,5 км, ширина в южной части достигает 4 км, высота составляет 33 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 м-до 11,6 м и составляют в среднем 3,6 м.
ВНК северной части залежи находится в подавляющем большинстве случаев, по данным ГИС, в интервале абсолютных отметок от –2287,4 м, до –2294,2 м, на основании чего его поверхность можно принять на усредненном гипсометрическом уровне –2290 м.В южном направлении (район скв. 209) ВНК залежи плавно понижается до а.о –2310,7 м, соответствующей подошве нижнего проницаемого прослоя в скв. 209, уверенно интерпретируемого по данным ГИС как нефтенасыщенного. Нефтеносность до а.о –2305,9 м подтверждается результатами испытания скв. 209.
Испытания пласта АчБВ19 проведены в 10 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 13 объектов). Безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 6 скважинах, дебиты нефти при этом составили от 1,6 м3/сут на среднем динамическом уровне 1076 м в скв. 58 до 13,2 м3/сут на среднем динамическом уровне 522 м в скв. 205. Переливающих притоков при раздельном испытании пласта АчБВ19 не получено.
Продуктивный пласт АчБВ18 залегает в средней части разреза ачимовской фондаформы. К западу от линии скважин 203–208–67–92–215 кровля пласта примыкает к глинистой подачимовской толще, и он прекращает свое существование. Толщина пласта в стратиграфических границах при общей тенденции к постепенному уменьшению с востока на запад от 35,2 м – до 3,5 м несколько увеличивается в пределах восточной складки в северном направлении от 4,9 м – до 32,5 м.
Коллекторские прослои в разрезе пласта развиты на большей части месторождения. Они полностью замещаются плохопроницаемыми породами лишь в западной его части, вблизи границы распространения пласта, а также на небольшом участке восточного поднятия в районе скв. 616–619–3098.
В пласте ЮВ92 выявлены 2 нефтяные залежи – пластовая литологически экранированная залежь размеры ее 5.1 км х 3.4 км, высота 29 м и пластовая литологически экранированная залежь размеры 6.5 км х 2.8 км, высота около 30 м.
Пласт ЮВ92 испытан раздельно в скв. 70 (2 объекта) и в скв. 235 (2 объекта). В обеих скважинах получены непереливающие безводные притоки нефти дебитом, соответственно, 15.3 м3/сут на среднем динамическом уровне 1300 м и 7.2 м3/сут на уровне 1100 м.
Продуктивный пласт ЮВ91 также приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта изменяется от 10.9 м до 21.8 м.
Пласт ЮВ91 перекрывается глинистой пачкой, толщина которой изменяется от 2.9 м до 7.4 м.
В продуктивном пласте ЮВ91 выявлена единственная пластовая литологически экранированная залежь в районе скв. 233 (рис. 2.9). Размеры залежи 4.9 км х 5.3 км, высота 36 м. В пределах залежи пласт вскрыт 2 разведочными и 12 эксплуатационными скважинами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0.6 до 15.0 м, среднее значение hэ.н по залежи равно 2.5 м.
ВНК проводится на а.о-2728.8 м, соответствующей а.о подошвы нижнего проницаемого прослоя в скв. 233, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтеносность до подошвы подтверждается получением безводного притока нефти дебитом 7.1 м3/сут на уровне при депрессии 13.5 МПа в этой скважине, единственной скважине, испытанной в пласте ЮВ91.
Продуктивный пласт ЮВ82 приурочен к нижней подсвите тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 14.0 м до 23.4 м.
Естественный режим залежи упруго-водонапорный.
Продуктивный пласт ЮВ81 приурочен к средней части разреза нижней подсвиты тюменской свиты. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется от 13.7 м до 28.8 м.
Пласт ЮВ81 перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 4.8 м в скв. 210 до 12.4 м в скв. 235, отделяющей его от полностью водоносного по данным ГИС пласта ЮВ80.
Длина залежи составляет 8.0 км, ширина достигает 3.4 км, высота достигает 26 м. По типу залежь пластовая сводовая.
Среднее значение hэ.н по залежи составляет 8.8 м.
В пределах залежи пласт ЮВ81 вскрыт 3 разведочными и 15 эксплуатационными скважинами. Пласт испытан в 3 скважинах, в т.ч. в 2 скважинах в пределах залежи. В скв. 233 испытано 2 объекта, в обоих случаях получены непереливающие безводные притоки нефти с максимальным дебитом 47.2 м
3/сут на среднем динамическом уровне 1106 м. В скв. 234 также получен безводный приток нефти дебитом 10.5 м3/сут на уровне 1052 м.
Пласт ЮВ3 расположен в верхней подсвите тюменской свиты. Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты не повсеместно, а в виде отдельных линз и более или менее обширных полей, прорезанных зонами отсутствия коллекторов.
По типу залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная. Размеры ее в плане составляют 3,9 х 2,4 км, высота 30,5 м.
ВНК в северной и западной частях залежи принимается горизонтальным усредненно на а.о –2410 м при колебаниях от 2,8 м вниз в скв. 576 до 2,6 м вверх в скв. 75. ВНК подтвержден получением безводного притока нефти при испытании скв. 205 до а.о –2408,6 м. В восточной части залежи ВНК проводится на а.о –2405,7 м в соответствии с его отбивкой в коллекторе по данным ГИС в скв. 585. В южной части залежи ВНК принят горизонтальным на усредненной а.о –2407,5 м при отклонениях от 2,7 м вниз в скв. 618 до 2,1 м вверх в скв. 3098. Такое положение ВНК подтверждается длительной безводной эксплуатацией скв. 640.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в скважинах изменяются от 0,8 м в скв. 557 и 558 до 15,8 м в скв. 649. Среднее значение hэ.н, принятое при подсчете, составляет 6,6 м.
Площадь чисто нефтяной зоны (НЗ) составляет 53% от общей площади залежи, площадь ВНЗ, соответственно, 47%.
Всего пласт испытан в эксплуатационной колонне в 5 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. в пределах залежи – в 4 скважинах (испытано 5 объектов). Промышленные безводные притоки нефти получены в скв. 70 из двух объектов, в верхнем из которых дебит составил 66,0 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм, и в скв. 205, в которой получен непереливающий приток дебитом 27,3 м3/сут при среднем динамическом уровне 478 м. В скв. 58 и 75 получены смешанные притоки нефти с пластовой водой.
Залежь нефти продуктивного пласта ЮВ12-3 является самой крупной по запасам залежью Верхне-Колик-Еганского месторождения и основным объектом разработки.
Продуктивный пласт ЮВ12-3 развит на всей площади месторождения. Средняя толщина пласта составляет 50 м.
От залегающего выше по разрезу пласта ЮВ11 пласт ЮВ12-3 отделен маломощным глинистым прослоем, толщина которого в скважинах меняется от 0,5 м, до 3,1 м, составляя в большинстве скважин 1,0 – 1,5 м.
Протяженность залежи продуктивного пласта ЮВ12-3 составляет с севера на юг 14,5 км, с запада на восток 17,0 км. Высота залежи достигает 83 м. Больший по площади восточный блок приурочен к вытянутой с севера на юг брахиантиклинальной складке с амплитудой 58 м по замыкающей изогипсе –2370 м кровли коллекторов пласта ЮВ12-3. Западный блок контролируется другим брахиантиклинальным поднятием, также вытянутым с севера на юг и имеющим амплитуду 18 м по замыкающей изогипсе –2380 м. Указанные положительные структуры разделены прогибом в районе скв. 92–55–71–208–231.
ВНК в восточном блоке имеет сложную волнистую поверхность, его абсолютные отметки в скважинах изменяются от –2368 м, до –2381 м. В западном направлении ВНК постепенно погружается. Положение ВНК достаточно надежно подтверждено результатами испытаний. По типу залежь является пластовой сводовой. Чисто НЗ приурочена к сводовой части восточной брахиантиклинали в районе поисково-разведочных скв. 58–70–75. В северной части восточной складки, в районе скв. 382–1035–1036–1039 имеется замкнутый пониженный участок, в пределах которого кровля коллекторов погружается ниже поверхности ВНК.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 24,6 м до 43,4 м, составляя в среднем 33,4 м, в пределах ВНЗ – от 0,5 до 38,9 м, составляя в среднем 9,7 м.
В районе скв. 72 и 235, в пределах небольшого купола, по данным ГИС, заверенным испытанием, в нижней части разреза наунакской свиты, соответствующей стратиграфически пласту ЮВ13, под выдержанной на этом участке глинистой покрышкой толщиной от 9 м, до 14 м сформировалась, до замка заполнив ловушку, самостоятельная нефтяная залежь размерами 3,2 х 2,2 км и высотой 15 м.
ВНК описываемой залежи проводится на а.о –2404,8 м, соответствующей подошве нижнего коллекторского прослоя, нефтенасыщенного по данным ГИС, в скв. 72.
Залежь пластовая сводовая. Чисто НЗ занимает небольшую часть площади (10,17%) в самом своде купола. Остальная часть площади залежи, т.е. 89,83%, приходится на ВНЗ.
Эффективная нефтенасыщенная толщина в скв. 235 НЗ составляет 4,4 м, в скв. 72 ВНЗ – 4,2 м. Средняя величина hэ.н по НЗ составляет 3,2 м, по ВНЗ – 2,0 м, по всей залежи (НЗ+ВНЗ) – 2,6 м.
Продуктивный пласт ЮВ11 приурочен к кровле наунакской свиты. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два проницаемых прослоя приурочены, как правило, к нижней части пласта. Коллекторы развиты не на всей площади месторождения, для них характерно прерывистое распространение. Если в самой южной (район скв. 215–59–81–87) и самой северной (район скв. 68–85–52–53, а также Варынгский участок) частях месторождения проницаемые прослои вскрыты во всех скважинах, то в присводовой части восточной
брахиантиклинали коллектора имеют линзовидное распространение, они не вскрыты ни в одной поисково-разведочной скважине, за исключением скв. 70. Между отдельными линзами коллекторов, вскрытыми эксплуатационными скважинами, наблюдаются обширные зоны полного замещения коллекторов плотными разностями песчано-алевритовых пород и аргиллитами. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются в довольно узком диапазоне 0,3–8,3 м. При этом в большинстве скважин она не превышает 2,5 м, и только в единичных скважинах оказалась выше этого показателя. Среднее значение толщины составляет 1,9 м.
В соответствии с представляемой моделью, в пласте ЮВ11 выделяется 12 обособленных нефтяных залежей, 2 из которых относятся к типу пластовых литологически экранированных, а остальные 10 – к типу пластовых литологически ограниченных со всех сторон.
Покрышкой для залежей продуктивного пласта ЮВ11 служит мощная глинистая толща георгиевской и баженовской свит позднеюрского возраста и подачимовской толщи, залегающей в основании куломзинской свиты раннемелового возраста. Суммарная толщина этой региональной покрышки изменяется в пределах месторождения от 30 м до 47 м.
ВНК залежи в районе скв. 59–70–81–76 проводится на а.о –2387,3 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС и испытания коллектора в скв. 76 и совпадающей с ней а.о кровли верхнего водонасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 92.
Пласт ЮВ11 испытан в единичных поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 9 скв. Дебиты нефти при испытании изменяются от 1,3 м3/сут на уровне при депрессии 11,3 МПа в скв. 81 до 7,2 м3/сут при фонтанировании на штуцере диаметром 5 мм в скв. 59.
В 36 эксплуатационных скважинах пласт ЮВ11 вскрыт перфорацией совместно с продуктивным пластом ЮВ12-3. В процессе проведения исследований в 11 скважинах (скв. 381, 439, 440, 441, 460, 480, 482, 562, 1041, 1042, 1067) зафиксированы притоки нефти той или иной интенсивности из проницаемых прослоев продуктивного пласта ЮВ11, т.е. добыча осуществляется совместно из пластов ЮВ12-3 и ЮВ11, а в 4 скважинах: скв. 374, 462, 496, 582, установлено отсутствие притока из пласта ЮВ11.
Продуктивный пласт АчБВ19
залегает в основании ачимовской толщи и распространен лишь в центральной и восточной частях месторождения. Общая толщина пласта постепенно уменьшается в направлении с востока на запад от 28,0 м-до 3,8 м.
Проницаемые прослои в разрезе пласта распространены лишь в восточной половине месторождения. К западу от линии скважин 86–56–519–582–616–59–215 коллекторы не встречены ни в одной скважине.
От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ18 пласт АчБВ19 отделяется порой маломощной, сокращающейся до единичного прослоя, но достаточно выдержанной и уверенно коррелируемой пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м-до 10,3 м. В подавляющем большинстве скважин толщина разделяющей пачки не превышает 2 м.
Залежь пластовая сводовая, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 10,5 км, ширина в южной части достигает 4 км, высота составляет 33 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,6 м-до 11,6 м и составляют в среднем 3,6 м.
ВНК северной части залежи находится в подавляющем большинстве случаев, по данным ГИС, в интервале абсолютных отметок от –2287,4 м, до –2294,2 м, на основании чего его поверхность можно принять на усредненном гипсометрическом уровне –2290 м.В южном направлении (район скв. 209) ВНК залежи плавно понижается до а.о –2310,7 м, соответствующей подошве нижнего проницаемого прослоя в скв. 209, уверенно интерпретируемого по данным ГИС как нефтенасыщенного. Нефтеносность до а.о –2305,9 м подтверждается результатами испытания скв. 209.
Испытания пласта АчБВ19 проведены в 10 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 13 объектов). Безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 6 скважинах, дебиты нефти при этом составили от 1,6 м3/сут на среднем динамическом уровне 1076 м в скв. 58 до 13,2 м3/сут на среднем динамическом уровне 522 м в скв. 205. Переливающих притоков при раздельном испытании пласта АчБВ19 не получено.
Продуктивный пласт АчБВ18 залегает в средней части разреза ачимовской фондаформы. К западу от линии скважин 203–208–67–92–215 кровля пласта примыкает к глинистой подачимовской толще, и он прекращает свое существование. Толщина пласта в стратиграфических границах при общей тенденции к постепенному уменьшению с востока на запад от 35,2 м – до 3,5 м несколько увеличивается в пределах восточной складки в северном направлении от 4,9 м – до 32,5 м.
Коллекторские прослои в разрезе пласта развиты на большей части месторождения. Они полностью замещаются плохопроницаемыми породами лишь в западной его части, вблизи границы распространения пласта, а также на небольшом участке восточного поднятия в районе скв. 616–619–3098.