Характеристика нефтегазоносных пластов

Яунлорское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского свода, где геологический разрез характеризуется широким диапазоном нефтегазоносности — начиная с отложений юрского возраста и кончая нижнемеловыми осадками, нефтяные залежи выявлены в горизонтах ЮС₂, БС₁₀, АС₁₀, АС₉, газонефтяные — в АС₇₋₈, газовая предполагается по материалам ГИС в пласте АС₄.

Залежь пласта ЮС₂. На рассматриваемом месторождении тюменская свита вскрыта в 12 скважинах — 30р, 46р, 47р, 48р, 74р, 562, 754, 907, 13 пл, 82 пл, 2019 р, 4405 п.

В предыдущем отчете в пределах Яунлорской площади отложения тюменской свиты были вскрыты в 9 скважинах, испытаны в шести. На Пильтанской площади пласт ЮС₂ вскрыт двумя скважинами (13 пл и 82 пл). Промышленные притоки не получены. Несмотря на выделенные по ГИС нефтенасыщенные толщины, отложения пласта ЮС₂ были отнесены к бесперспективным.

После 1997 года дополнительно на юрские отложения была пробурена скважина 4405 п. При испытании пласта в интервале 2729,5−2738,5 м (а. о.-2648,9−2657,9 м) получен приток нефти дебитом 5 м³/сут при Н_д — 798 м. Скважина пробурена в пределах небольшого поднятия в южной части месторождения, которое выделяется по сейсмике.

При построении трехмерной модели по пласту ЮС₂ Яунлорского месторождения с учетом сейсмических данных и привлечением данных бурения скважин 754, 907, 30 р, 2019 р Дунаевского месторождения отмечены приподнятые участки, разделенные прогибами. Вскрыта зона замещения песчаников, вытянутая с севера на юго-запад. Наличие зоны отсутствия коллекторов подтверждается результатами испытания (в скважине 754 из пласта притока не получено). На Яунлорском месторождении нефтенасыщенные толщины в пласте ЮС₂ выделены по ГИС в семи скважинах. Они изменяются от 0,6 до 3,2 м. Пласт нефтенасыщен до подошвы. При испытании пласта ЮС₂ в этих скважинах промышленный приток нефти получен лишь в скважине 4405п. Нефтенасыщенная толщина в скважине составила 1,6 м. Таким образом в настоящее время промышленный интерес представляет только участок залежи в районе скв.4405п.

Пласты ачимовской толщи.

В пределах ачимовской толщи было выделено три объекта: БС₁₈, БС₁₉, и БС₂₀. Построение структурных планов, оконтуривание залежей и выделение эффективных и нефтенасыщенных толщин проводилось по пилотным стволам, испытания которых не проводились.

Промышленная нефтеносность пластов ачимовскои толщи была доказана опробованием и эксплуатацией горизонтальных и наклонно-направленных стволов.

Залежь пласта БС₂₀. Залежь пласта БС₂₀ вскрыта 16 скважинами на отметках -2450−2480 м. Эффективная толщина колеблется от 8 до 28,8 м, нефтенасыщенная — от 3 (скв.8пл) до 22,8 м (скв. 208 пл).

ВНК в залежи вскрыт в скважине 13пл на отметке -2485,5 м, самая низкая отметка подошвы нефти — 2488,6 м (скв. 85 пл), а самая высокая отметка кровли воды -2484,7 м (скв. 18 пл). Таким образом, ВНК по залежи принят в среднем на отметке — 2487 м. Залежь пластово-сводовая, размеры — 9,0−3,4 км, высота залежи — 40 м.

Залежь пласта БС₁₉. Залежь пласта БС₁₉ вскрыта 16 скважинами на отметках -2430−2460 м. Почти все скважины вскрыли нефтяную зону, за исключением скважины 43пл, в которой подошва нефти по ГИС отмечается на а. о — 2461,1 м, а кровля воды — на отметке -2461,7 м. При испытании скважины из интервала а.о. — 2421,2−2454,9 получено 98 т/сут нефти и 5,5% воды. ВНК понижается с юга от -2462 м на север до -2471 м (самая низкая отметка нефтенасыщенного коллектора в скважине 13пл). Эффективные толщины изменяются от 3,4 м (скв. 2019 р) до 16,8 м на юге залежи (скв. 43 пл), нефтенасыщенные — от 1,4 до 13,8 м. Залежь пластово-сводовая, размеры 9,5−3,5 км. Высота — от 27 до 42 м.

Залежи пласта БС_18. По пласту БС₁₈ выявлено две залежи. Залежь 1 вскрыта 8 скважинами на отметках -2415−2436 м. С севера границы залежи контролируются зоной неколлектора, вскрытой скважинами 2019 р, 3 пл, 13 пл, 8 пл, 10 пл, 70 р. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 (скв. 22 пл) до 7,4 м (скв. 43 пл). ВНК принят по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 43 пл на отметке -2442 м. Залежь структурно-литологическая. Размеры залежи 5×2,5 км, высота — 42 м. Залежь 2 вскрыта тремя скважинами на отметках -2422,5−2433 м. В скважине 1424 нефть отмечается до -2437,2, а с отметки -2440,2 коллектор водонасыщен. В скважине 1428 коллектор нефтенасыщен до -2438,6. Средняя отметка ВНК принята 2438,9 м. Залежь пластово-сводовая, размеры 3,3×1,8 км, высота 17 м.

Залежи пласта БС₁₀°. На Северо-Минчимкинском поднятии в толще чеускинских глин выделяется пласт БС₁₀°, представленный небольшими песчаными линзами, вскрытыми в скважинах 17 р, 30 р, 267, 298, 323, 907. В скважинах 18 р, 46 р, 49 р, 59 р, 329, 568, 754, 832, 1149 пласт БС₁₀° представлен неколлектором. За время, прошедшее с предыдущего подсчета запасов, в пределах этих залежей бурение не велось. Структурные построения выполнены с учетом бурения скважин и сейсмических данных. Поэтому в целом местоположение залежей не изменилось. Параметры остались прежние.

Залежи пласта БС₁₀. Нефтеносность основного продуктивного пласта БС₁₀ приурочена к северозападному, юго-восточному и юго-западному склону Яунлорского поднятия, а также к Пильтанскому и Вершинному поднятиям.

В предыдущих отчетах было выявлено четыре пластово-сводовые литологически экранированные залежи в пределах Яунлорского и Вершинного поднятий и одна пластово-сводовая залежь, в пределах нефтенасыщенная — от 3 (скв. 8 пл) до 22,8 м (скв. 208 пл). Количество залежей и их местоположение остались без изменения.

Со времени предыдущего подсчета запасов в районе Пильтанского поднятия были пробурены скважины 3 пл, 10 пл-2, 8 пл-3 (вскрыли водонасыщенный с кровли пласт, что подтвердило утвержденный контур нефтеносности) и 18 пл-2 (вскрыла неколлектор, в результате чего уточнена зона отсутствия коллекторов в пределах залежи). Следует отметить, что в связи со структурными построениями незначительно изменились границы залежей, их размеры, высота. Залежь 1 расположена в районе скважины 18р. Средняя отметка ВНК принята на а. о-2243 м. Размеры залежи 1,8×2,3 км, высота 8 м. Залежь 2 расположена в районе разведочных скважин 49, 47 и 55. При обосновании ВНК использованы результаты опробования и интерпретации материалов ГИС.

В скважине 49Р при опробовании интервала 2272−2312 (а.о. — 2190,2−2230,2) был получен приток нефти дебитом 17,4 м³/сут на 3-мм штуцере, по ГИС коллектор нефтенасыщен до а.о. — 2237,8 м. В скважине 572 подошва нефтенасыщенного коллектора по ГИС вскрыта на а.о. — 2226,1 м, кровля водонасыщенного — на а.о. — 2234,7 м. В скважине 503 по ГИС коллектор нефтенасыщен до а.о. — 2238,8 м, водонасыщен с а.о. — 2246,8 м. Средняя отметка ВНК залежи принята на а.о. — 2238 м. Размеры залежи 3,1×5,4 км, высота 40 м.

Залежь 3 расположена в районе разведочных скважин 52, 51, 906 и 920, средняя отметка ВНК соответствует раннее утвержденной в ГКЗ и принята на а.о. — 2297,6 м. Размеры залежи 6,0×8,0 км, высота 58,6 м.

Залежь 4 расположена в районе разведочных скважин 418 и 902. средняя отметка ВНК соответствует раннее утвержденной в ГКЗ и принята на а.о. — 2296,7 м. Размеры залежи 3,5×2,8 км, высота 20,7 м.

Залежь Пильтанского поднятия расположена в районе разведочных скважин 41, 42. Средняя отметка ВНК принята на а.о. — 2241 м. Размеры залежи 3,0×2,3 км, высота 10 м.

Залежи пласта АС₁₀. В песчаной фации пласт АС₁₀ развит почти по всей площади месторождения, замещаясь неколлекторами лишь на отдельных участках. Нефтенасыщенные коллекторы были выявлены только в сводовых частях Северо-Минчимкинского и Яунлорского поднятий, к которым были приурочены две залежи. При определении внешних границ залежей учитывались нефтенасыщенные толщины и результаты бурения скважин водоплавающей зоны. По периметру залежи оконтуриваются скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Залежь 1 расположена на Северо-Минчимкинском поднятии. Уточнились границы. В некоторых скважинах, пробуренных в пределах залежи 1, изменена граница между пластами АС₉ и АС_10. Нефтенасыщенные коллекторы, относящиеся ранее к пласту АС₁₀ перешли в пласт АС₉ и наоборот. Необходимость в пере-корреляции возникла в процессе построения трехмерной геологической модели, так как неоднозначность в выборе границы раздела между этими пластами приводила к неправильному соединению пропластков в объемной модели. Залежь пластово-сводовая, расположенная в пределах Яунлорского поднятия распалась на три участка. Размеры залежи 3,5×3,1 км, высота мо дели. Залежь пластово-сводовая, расположенная в пределах Яунлорского поднятия распалась на три участка. Размеры залежи 3,5×3,1 км, высота 13,9 м.

От основной залежи отпочковались две небольшие: на восточном крыле — залежь 3 и на юге — залежь 4.

Залежь 3 отделилась от залежи 2 небольшим прогибом, в пределах которого пробуренные скважины вскрыли водонасыщенный с кровли пласт. Залежь пластово-сводовая, размеры 0,8×0,8 км, высота 11 м. Залежь 4 на севере отделена от залежи 2 зоной отсутствия коллекторов, а на юге контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный коллектор. Залежь литологически экранированная, размеры 0,6×0,6 км, высота 12,3 м.

Залежь пласта АС₉. Песчаники пласта АС₉ развиты на всей площади, за исключением скв.150, где пласт представлен неколлектором.

Залежи нефти по пласту АС₉ были приурочены к сводам Яунлорского и Северо-Минчимкинского поднятий. Небольшая по величине залежь выделена в восточной части месторождения и две залежи — к западу от Северо-Минчимского поднятия.

Пласт разбурен полностью по эксплуатационной сетке. В настоящем отчете в результате структурных построений все залежи слились в единую с одним ВНК. Наблюдается наличие пяти водонасыщенных участков внутри залежи, вскрытых скважинами на низких отметках. При определении внешних границ залежи учитывались нефтенасыщенные толщины и результаты бурения скважин водоплавающей зоны. По периметру залежь оконтуривается скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли пласт. Отметки водонасыщенного коллектора колеблются в широком диапазоне от -1898 до -1921 м. При определении средней отметки ВНК учитывались скважины, вскрывшие водонефтяной контакт, а также скважины с минимальной кривизной. Средняя отметка ВНК составила -1903 м. Общая толщина пласта АС₉ изменяется от 15,4 м до 32,5 м. Эффективная толщина достигает 28,1 м, нефтенасыщенная — 17,6 м. Залежь пластово-сводовая, размеры ее 13,5×7,2 км, высота 35 м.

Залежь пласта АС₇₋₈. Крупная газонефтяная залежь пласта АС₇₋₈ приурочена к Северо-Минчимкинскому и Яунлорскому поднятиям с единым контуром нефтеносности, имеет четыре газовые шапки. Общая толщина продуктивного пласта колеблется от 15 до 20 м. Пласт имеет довольно сложное строение. В целом разрез пласта можно разделить на три типа: на одних участках месторождения монолитный песчаный пласт АС₇ выделяется в кровельной части толщи, подошвенная часть представлена частым чередованием аргиллитов и алевролитов; на других песчаный пласт АС₈ развит в подошве толщи, а верхняя часть разреза состоит из переслаивания аргиллито-алевролитовых пород; на третьих — небольшие пропластки песчаников выделяются в кровле и подошве, а между ними частое чередование алевролитов, аргиллитов и песчаников. Залежь пласта АС₇₋₈ распространяется за пределы Яунлорского месторождения и объединяется без разрыва контура нефтеносности на западе — с Быстринским и на востоке — с Дунаевским месторождениями. Средняя отметка ВНК составила -1903 м. Средняя отметка ГНК — 1873 м. Залежь пластово-сводовая. Размеры ее 23,0×14,7 км, высота 62,0 м.

Пласт АС₄. Кровля коллектора по пласту АС₄ вскрыта на отметках от -1768 до -1825 м. Газонасыщенные песчаники пласта выделены по повторным замерам радиоактивного каротажа в сводовой части Яунлорского поднятия.

Кровля газонасыщенных коллекторов вскрыта на отметках от -1768,5 до -1815,7 м. Эффективные толщины колеблются от 0,6 до 8,2 м, газонасыщенные достигают 4,8 м. ГВК непосредственно в коллекторе не вскрыт ни в одной скважине. В скважинах, пробуренных в газоводяной зоне самая низкая отметка подошвы газонасыщенного коллектора -1811,9 м, самая высокая отметка водонасыщенного пропластка -1792,7 м. Раздел между газом и водой изменяется в пределах 0,3−5,5 м. Газоводяной контакт в среднем определен на отметке -1800 м.

Залежь пластово-сводовая, небольших размеров 3,5×2,0 км, высота 19 м.

Пласт АС₇₋₈. Коллекторские свойства пласта АС₇₋₈ изучены по разрезам 31 скважины, в т. ч. по двум охарактеризована газонасыщенная часть разреза и по 25 нефтенасыщенная. После подсчета запасов 1994 г. дополнительно изучен и обобщен керн по разрезу скважины 1346 и совместно обобщены данные по керну Пильтанской площади (скв. 13ПЛ, 41 р, 70 р, 71 р, 75 р, 82ПЛ).

Скважины по площади месторождения расположены неравномерно: не охарактеризована керном центральная и юго-восточная части месторождения, юго-западная часть охарактеризована только по водоносным скважинам (скв. 51 р, 52 р 56 р).

Общая изученная эффективная толщина составляет 134,4 м, на 1 метр которой приходится 2,7 определений К_п и 1,8 и 2 определения К_пр и К_вс, т. е. плотность анализов в пределах оптимальной.

Пористость пласта изменяется от 18,1% до 30,3% и в среднем по 367 определениям составляет 23,8%. По сравнению с подсчетом запасов (1994 г.) среднее значение несколько снизилось (было 24,1%), видимо за счет Пильтанских скважин, среднее значение пористости по которым составляет 23,3%. Большая часть пород пласта АС₇₋₈ (частость 79%) имеет пористость 22−28%, породы с пористостью более 28% встречаются в единичных случаях (частость 1,6%).

Пористость газонасыщенной части пласта в среднем равна 22,4% (возможно занижена, т.к. охарактеризована только по 25 образцам). По нефтенасыщенной и водонасыщенной частям средние значения К_п выше: 23,7% и 24,5% соответственно.

Фильтрационные свойства пласта варьируют в основном от 1,9*10^-3 мкм² до 154*10^-3 мкм² и лишь по 8 образцам (частость 3,6%) породы имеют проницаемость выше (до 978*10^-3 мкм²). В среднем по пласту проницаемость составляет 53*10^-3 мкм². В большинстве случаев породы пласта относятся к IV (К_пр 10−100*10^-3 мкм²) и V (К_пр 1−10*10^-3 мкм²) классам проницаемости (здесь и далее — классификация А.А.Ханина), их в пласте 53,6% и 35,7% соответственно.

Иногда встречаются и более проницаемые разности пород с К_пр выше 100*10^-3 мкм² — их 10,7%, в т. ч. по разрезам двух скважин 139р и 307, встречены коллекторы с К_пр более 300*10^-3 мкм² (частость 2,6%).

По газонасыщенной и нефтенасыщенной частям разреза проницаемость в среднем равна 30*10^-3 мкм² и 59*10^-3 мкм² соответственно, по водоносной части 33*10^-3 мкм².

Средние значения К_п по скважинам варьируют довольно широко: от 21,2% (скв. 71р на Пильтанской площади) до 29% (скв. 395 на юго-востоке Яунлорского месторождения), но в большинстве случаев они составляют 24−26%. Средние значения К_пр по скважинам изменяются от 3*10^-3мкм² (скв. 239) до 187*10^-3 мкм² и по одной скважине (скв. 139 р) проницаемость аномальна 568*10^-3 мкм². В большинстве случаев средние значения К_пр составляют 30−60*10^-3 мкм², по 5 скважинам они ниже 10*10^-3 мкм². Водоудерживающая способность пород изменяется в диапазоне от 18% до 70% и в среднем составляет 43%, наиболее часто (61%) К_вс составляет 25−45.

Пласт АС₉. Коллекторские свойства пласта АС₉ изучены по разрезам 10 скважин, в т. ч. 8 охарактеризована продуктивная часть разреза. Новых скважин на пласт АС₉ не пробурено, но дополнительно изучен и обобщен керн по 11 образцам из разреза скв. 395 и, в связи с изменением корреляции, данные по скв. 32 р, ранее относящиеся к пласту АС₇₋₈, обобщены в пласте АС₉.

Общая изученная эффективная толщина составляет 40,8 м, на 1 метр которой приходится 2,9 определений К_п и 1,8 и 2 определения К_пр и К_вс, т. е. плотность анализов в пределах оптимальной. ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства) пласта АС₉ существенно выше, чем по пласту АС₇₋₈.

Пористость изменяется от 20,8% до 29,6% и в среднем по 120 определениям составляет 26,5%. Большая часть пород (частость 72%) имеет пористость 24−28%, значительная доля пород с К_п более 28% - частость их 19%. Пористость нефтенасыщенной части пласта в среднем равна 26,3%, по водонасыщенной среднее значение получилось выше — 27,4% (вероятно завышено).

Фильтрационные свойства пласта изменяются в диапазоне от 7,5 до 324* 10^-3 мкм², в среднем по пласту проницаемость по 47 определениям составляет 105*10^-3 мкм². В большинстве случаев породы пласта относятся к III (К_пр 100−500*10^-3 мкм²) и IV (К_пр 10−100*10^-3 мкм²) классам проницаемости, их в пласте, соответственно, 32 и 64%. По продуктивной части разреза, средняя проницаемость, как и пористость, получилась ниже, чем по водонасыщенной части — 78*10¹³ мкм² и 177*10¹³ мкм² соответственно. Но возможно средние значения ФЕС водонасыщенной части разреза получились завышенными из-за слабой изученностии 8 образцов, а также оказались не изучены породы с К_пр менее 43*10^-3 мкм иК_п менее 26,4%, а такие породы, судя по продуктивной части разреза, должны быть и здесь.

Средние значения К_п по скважинам варьируют в небольшом диапазоне: от 26% до 28%, средние значения К_пр изменяются от 42*10^-3 мкм² (скв. 219) до 194*10^-3 мкм² (скв. 54 р, законтурная). Какой-либо закономерности в изменении фильтрационно-емкостных свойств по площади не наблюдается. Водоудерживающая способность пород изменяется в диапазоне от 21 до 1% и в среднем составляет 36%. Пласт БС₂. Коллекторские свойства пласта БС₂ охарактеризованы по разрезу скважины 139р пятью образцами.

Пористость изменяется от 23,5% до 26,9% и в среднем составляет 25%. Проницаемость при вариации от 99*10¹³ мкм² до 819*10¹³ мкм² в среднем равна 382*10¹³ мкм² — вероятно завышена (изучены образцы только в диапазоне высоких качений). Водоудерживающая способность пород изменяется в диапазоне от 36 до 45% и в среднем составляет 40%.

Пласт БС₁₀⁰. Коллекторские свойства пласта БС₁₀⁰ охарактеризованы по разрезу скважины 323р двумя образцами.

Пористость в среднем равна 21,1%, проницаемость — 73*10¹³ мкм². Водоудерживающая способность изучена одним образцом и составляет 26%. Пористость в среднем равна 21,1%, проницаемость — 73*10¹³ мкм². Водоудерживающая способность изучена одним образцом и составляет 26%.

Пласт БС₁₀. Коллекторские свойства пласта БС₁₀ изучены по разрезам 8 скважин, в т. ч. по всем охарактеризована продуктивная часть разреза. Дополнительно изучен и обобщен керн по скв. 41ПЛ и совместно обобщены данные по керну Пильтанской площади (скв. 13 ПЛ, 41р, 82ПЛ).

Общая изученная эффективная толщина составляет 20,2 м, на 1 метр которой приходится 4,2 определения К_п и 2,4 и 2,8 определений К_пр и К_вс, т. е. плотность анализов в пределах оптимальной.

Пористость изменяется от 22,4% до 26,8% и в среднем по 85 определениям составляет 24,5% (такая же пористость была получена при обработке данных к п.з. 1994 г.). Большая часть пород (частость 88%) имеет пористость 22−26%, значительная доля пород с К_п более 26% - частость их 12%. Среднее значение пористости нефтенасыщенной части пласта ниже, чем по водонасыщенной части; соответственно 24 и 25,7%. Фильтрационные свойства пласта изменяются в диапазоне от 7,5 до 324*10¹¹ мкм². Среднее значение проницаемости по пласту составляет 106*10¹³ мкм² (по 47 определениям). В большинстве случаев породы пласта относятся к III и IV классам проницаемости, их в пласте соответственно 32 и 64%. По продуктивной части разреза, средняя проницаемость получилась ниже, чем по водонасыщенной части — 79*10¹³ мкм² и 188*10¹³ мкм² соответственно. Но вероятно среднее значение проницаемости водонасыщенной части разреза получилось завышенным (изучено всего 8 образцов).

Средние значения К_п по скважинам варьируют в небольшом диапазоне: от 23% (скв. 82ПЛ) до 26% (скв. 52 р). Средние значения К_пр по скважинам изменяются в диапазоне от 7,5*10¹³ мкм² (скв. 13ПЛ) до 216*10¹³ мкм² (скв. 638). В изменчивости ФЕС по площади отмечается некоторая закономерность: невысокие значения ФЕС на Пильтанской площади (К_п по скважинам 23−24%), К_П по скважинам 7−41*10¹³ мкм² и существенно выше ФЕС по залежам южной части месторождения (К_п по скважинам 24−26%, К_пр-103−216*10¹³ мкм². Водоудерживающая способность пород изменяется в диапазоне от 21 до 61% и в среднем составляет 36%.

Пласт БС₁₈₋₂₀. Коллекторские свойства пласта БС₁₈₋₂₀ изучены по разрезам 3-х скважин (водоносных), две из них (скв. 74 и 4405 р) расположены далеко от залежи пласта, одна (скв. 2019) расположена недалеко за контуром залежи. Общая изученная эффективная толщина составляет 17,4 м, на 1 метр которой приходится более 20 определений К_п и около 6 определений К_пр и К_вс, т. е. изученность отобранного керна выше оптимальной.

Пористость изменяется от 19,6% до 24,2% и в среднем по 220 определениям составляет 22,3%. Средние значения пористости эффективных прослоев составляют 22−23%, средние по скважинам равны 22% (скв. 2019 и 4405р) и 23% (скв. 74), т. е. довольно высокие. Как видно из графиков распределения, в большинстве случаев, пористость пород составляет 20−24% (частость 97%). Фильтрационные свойства пласта варьируют от 1 до 58*10¹³ мкм². Средняя по пласту проницаемость по 109 определениям составляет 16,2*10¹³ мкм². Породы относятся к IV и V классам проницаемости, их в пласте, соответственно, 54 и 46%. Средние значения К_пр по прослоям изменяются в диапазоне от 8*10¹³ мкм² до 17,8*10³ мкм¹³ и лишь по одному прослою (изученному одним образцом, скв. 74), проницаемость составляет 44*10¹³ мкм².

Средние значения К_пр по двум скважинам близкие и составляют 11*10¹³ мкм² (скв. 4405 р) и 14*10¹³ мкм² (скв. 2019), а по одной (скв. 74) проницаемость выше — 44*10¹³ мкм², породы с такой и более проницаемостью встречены и в разрезе скважины 2019 (частость их 7,3%).

По группе месторождений (Дунаевское, Яунлорское и Тончинское) средние параметры ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства) пород ачимовской толщи в среднем такие же: К_п — 21,5%, К_пр — 16*10¹³ мкм². На соседнем Быстринском, более крупном месторождении, фильтрационные свойства одноименного пласта (изученные по разрезам 16 скважин) несколько выше: К_пр — 20,8*10¹³ мкм², емкостные несколько ниже: К_п — 20,4%. Водоудерживающая способность пород пласта изменяется в диапазоне от 33 до 66% и имеет довольно высокое среднее значение по пласту — 45%.

Пласт ЮС₂. Коллекторские свойства пласта ЮС₂ изучены по разрезам 3-х скважин по пяти нефтенасыщенным прослоям. Общая изученная эффективная толщина составляет 3,8 м.

Пористость изменяется от 14,6% до 21,9% и в среднем по 8 определениям составляет 17,6%. Средние значения пористости по скважинам равны 17,2−18,1%.

Проницаемость варьирует от 0,4 до 13,9*10¹³ мкм². Средняя по пласту проницаемость по 7 определениям составляет 4,7*10¹³ мкм².

Водоудерживающая способность изученных пород изменяется от 52 до 55%, в среднем равна 53%.

Наиболее продуктивны пласты АС₄, АС₇₋₈, АС₉ и АС_10, они обладают оптимальными коллекторскими свойствами (средняя пористость 25−28%; фильтрационные свойства 1,9−154*10¹³ мкм²), а также благоприятными геологическими условиями для дальнейшего применения методов повышения нефтеотдачи и максимальных конечных дебитов.

Таблица 2. Общая характеристика всех залежей

Таблица 3. Проектные и фактические показатели разработки.