Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.

Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т. д.

Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.

1. Характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

электроцентробежный насос месторождение геологический

В административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)

Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.

В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65−70 м.

Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50?С) — (-55?С). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30?С.

Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500−550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.

Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3−1,7 м.

Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва — от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30−60 м.

В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км². Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла — охотой, рыболовством, оленеводством.

Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.

Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая.

Обзорная карта района с указанием соседних месторождений

1.2 История освоения месторождения

Верхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.

Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.

Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.

Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

Геологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В. И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 — Верхнеколик-Еганское.

Палеозойская группа (РZ)

Представлена только девонской системой.

Девонская система (Д)

Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента — трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.

Мезозойская группа (Мz)

Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.

Триасовая система (Т)

Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.

Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.

Юрская система (J)

Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.

Нижний-средний отделы (J₁₋₂₎

Нерасчлененные нижний — средний отделы юрской системы представлены тоарским (J₁t) — ааленским (J₂а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.

Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ₁₁ и ЮВ₁₀. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.

Средний отдел (J₂₎

Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.

Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:

— ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;

— обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.

Аргиллиты тюменской свиты — средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.

Алевролиты — монолитые, слюдистые.

Песчаники — от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные — от ЮВ₂ (в кровле) до ЮВ₉² (в подошве).

Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360−404 м.

Верхний отдел (J₃₎

Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководнои глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.

Келловей-оксфордский ярусы (J_{3к — J3о)}

Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.

Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.

Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.

Средняя часть — преимущественно песчаная. Песчаники мелкои среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ₁²⁻³.

Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ₁¹, который не выдержан по площади и по толщине.

Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.

Кимериджский ярус (J_{3 km)}

Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.

Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5−20 м.

Волжский ярус (J_3v)

Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.

Баженовская свита (волжский — низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 — 13,4 м.

Меловая система (К)

Отложения меловой системы — нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.

Нижний отдел (К₁₎

Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.

В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.

Куломзинская свита (К₁в-К_v) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.

Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.

Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко — до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ₁₆ — Ач БВ₁₉ в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ₁₄ — АчБВ₁₅², которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ₁₆ в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.

Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ₁₄.

Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.

Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ₁₃. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.

Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.

Тарская свита (К₁V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.

Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелкои среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ₈-БВ₁₂, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.

Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.

Вартовская свита (К₁V₁-К₁а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.

Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ₇-БВ₁), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелкои среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже — глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.

Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.

Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ₇-АВ₂). Песчаные пласты, сложенные в основном мелкои мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.

К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23−54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ₁, который по литологическим признакам разделен на АВ₁¹ и АВ₁².

Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.

Нижний-верхний отделы (К₁₋₂₎

К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.

Покурская свита (К₁а-К₂с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.

По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:

— нижняя часть, объединяющая пласты ПК₁₇-ПК₂₂, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);

— средняя, ~ пласты ПК₇-ПК₁₆, характеризуется низкими значениями КС — чуть более 5 омм (по БКЗ);

— верхняя, объединяющая пласты ПК₁-ПК₆, вновь отличается частым ритмичным строением.

Песчаники от тонкозернистых до среднезернистых, слабосцементированные и уплотненные, на глинисто-известковистом цементе, часто с запахом нефти и нефтенасыщенные. Алевролиты слюдистые, средней крепости, иногда с тонкими нитевидными прослоями аргиллитов. Выше по разрезу значение глинистой составляющей уменьшается, а роль алевролитов увеличивается.

Толщина покурской свиты изменяется от 690 м до 756 м.

Верхний отдел (К₂₎

Отложения верхнего отдела меловой системы представлены всеми ярусами, в объеме которых выделяются снизу вверх: кузнецовская, ипатовская, славгородская и ганькинская свиты.

Кузнецовская свита (К₂t-K₂сn) сложена преимущественно плотными глинами, слабослюдистыми, однородными, изредка известковистыми. Толщина свиты колеблется в пределах 17−40 м.

Ипатовская свита представлена песками, слабосцементированными песчаниками, алевритами с глинистым, известковистым и кремнистым цементом, с прослоями глин. Пески верхней части свиты газонасыщены. Толщина свиты — 62−92 м.

Славгородская свита сложена глинами с прослоями глинистых опок, алевритов. Толщина свиты изменяется от 101 м до 197 м.

Ганькинская свита завершает разрез верхнемеловых осадков и представлена плотными глинами с линзами и присыпками алеврита, прослоями кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты колеблется в пределах от 177 м до 214 м. Отложения ганькинской свиты перекрываются комплексом пород кайнозойской группы.

Кайнозойская группа (Кz)

Среди отложений кайнозойской группы в разрезе выделяются палеогеновая и четвертичная системы.

Палеогеновая система (Р)

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков морского генезиса палеоценового, эоценового отделов и континентальными образованиями олигоценового отдела.

Палеоцен (Р₁₎

Палеоценовый отдел представлен в объеме талицкой свиты.

Талицкая свита образована толщей морских глин, плотных, опоковидных, с прослоями опок, а в нижней части — с прослоями кварц-глауконитового песчаника.

Толщина ее не превышает 60 м.

Эоцен (Р₂₎

В разрезе эоценовых отложений выделены две свиты: люлинворская и тавдинская.

Люлинворская свита сложена глинами с присыпками глинистых алевритов, в нижней части свиты присутствуют глины опоковидные. Общая толщина свиты составляет 135 м.

Тавдинская свита завершает разрез морского палеогена, представлена в верхней части глинами с редкими прослоями песков. В нижней части пески с прослоями глин.

Толщина свиты до 140 м.

Олигоцен (Р₃₎

В строении разреза олигоценового отдела принимают участие континентальные образования, среди которых (снизу вверх) выделены атлымская, новомихайловская и журавская свиты.

Атлымская свита представлена континентальными аллювиально-озерными образованиями: песками кварцевыми, разнозернистыми с прослоями песчано-алеври-товых глин. Толщина свиты около 30 м.

Новомихайловская и журавская свиты сложены алевритами, песками глауконитово-кварцевыми, глинами серыми и коричневато-серыми. Толщина свиты около 40 м.

Четвертичная система (Q)

Отложения четвертичного возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях. Они разнообразны по своему генетическому и литологическому составу. В основном, это — аллювиальные, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, а также отложения пойм и террас рек.

Толщина отложений — 50−60 м.

2.2 Тектоника

Рассматриваемый район в тектоническом отношении расположен в пределах восточной части Западно-Сибирской плиты.

Район ВКЕ месторождения расположен в пределах одноименного мегавала, который с запада ограничен Верхнеаганским мегапрогибом, с востока — Сармсабунским мегапрогибом, на юге сочленяется с Александровским мегавалом, на севере — с Харампурско-Часельской зоной поднятий. Мегавал представляет собой вытянутое с юга, юго-запада на север, северо-восток поднятие протяженностью по длинной оси более 130 км, по короткой — 35−50 км.

ВКЕ куполовидное поднятие расположено на восточном борту Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта, формирование которого происходило в триасе и сопровождалось тектоническими подвижками сбросового типа в более позднее время вплоть до верхнего мела.

Структурные построения по продуктивным пластам произведены по данным детальной корреляции разрезов разведочных и эксплуатационных скважин с учетом структурных карт по материалам сейсморазведочных работ 2Д. При этом в качестве сейсмической основы для построения структурных поверхностей использовались структурные карты по отражающим горизонтам Б, М и Г. Для пластов ЮВ₈₋₁₀ использована структурная основа по пласту ЮВ₁₀ по материалам сейсморазведки 3Д (2006 г.)

Горизонт Б в силу хорошей прослеживаемости отражения от кровли баженовской свиты является базисным горизонтом для структурных построений на всей территории Западно-Сибирской плиты. Поэтому структурная карта по отражающему горизонту Б использовалась в качестве сейсмической основы при структурных построениях по залежам пластов группы АВ, группы БВ, ачимовской толщи и основному продуктивному горизонту ЮВ₁. Структурный план горизонта Б носит унаследованный характер от горизонта А.

Верхне-Колик-Еганское локальное поднятие по отражающему горизонту Б представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания.

Для структурных построений по продуктивной части ипатовской свиты в качестве сейсмической основы принята структурная карта по отражающему горизонту Г, соответствующему кровле сеномана; среднеквадратическая ошибка определения глубин по горизонту Г +12,6 м. По отражающему горизонту Г поднятие представляет собой замкнутую положительную структуру, вытянутую в северо-восточном направлении, оконтуривается изолинией — а.о. 880 м, размеры составляют 22×39 км с амплитудой 75 м. При этом следует отметить, что свод поднятия по верхнему горизонту смещен относительно глубоких горизонтов в северо-западном направлении.

Таким образом, ВКЕ поднятие имеет преимущественно пликативное строение, разделено седловиной на западный и восточный купола северо-восточного простирания, которые контролируют в структурном плане распространение залежей нефти и газа.

2.3 Нефтегазоносность

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных пластов, имеющихся в их составе коллекторов и залежей нефти, среди которых выделяются нефтяные, нефтегазовые и газовые залежи.

В разрезе месторождения выделено 62 продуктивных пласта, в пределах которых выявлена и разведана 131 залежь, в том числе: 31 — газовая, 23 — газонефтяных и 77 — нефтяных.

Продуктивный пласт ЮВ₁₀ приурочен к верхней подсвите худосейской свиты и перекрывается залегающими в ее кровле глинистыми породами радомской пачки, толщина которой изменяется от 7.3 м. до 12.2 м. Общая толщина пласта в стратиграфических границах колеблется от 94.3 м до 121.4 м. Большинство скважин подошву пласта не вскрыли.

В пределах залежи пласт ЮВ₁₀ вскрыт 3 поисково-разведочными и 17 эксплуатационными скважинами. ВНК отбивается по данным ГИС на абсолютных отметках -2776.9 м-2789.7 м. Контур залежи проведен как след пересечения поверхности кровли коллекторов и наклонной с востока на запад на величину до 13 м поверхности ВНК. Таким образом, высота залежи достигает 50 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются по скважинам от 6.8 м до 23.6 м. Среднее значение h_э.н по залежи составляет 11.9 м.

Естественный режим залежи упруго-водонапорный.

Пласт ЮВ₁₀ испытан в 8 скважинах, в т. ч. в 3 скважинах — испытателем пластов в процессе бурения и в 5 скважинах — в эксплуатационной колонне. В пределах залежи пласт испытан в 3 скважинах. В каждой из этих скважин получены промышленные безводные притоки нефти дебитом от 4.2 м³/сут на уровне при депрессии 12.8 МПа в скв. 233, до 24.0 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм в скв. 70.

Продуктивный пласт ЮВ₉² залегает в подошве тюменской свиты и вскрыт 29 скважинами. Общая толщина пласта в стратиграфических границах изменяется в центральной части месторождения от 14.5 м до 29,1 м.

От залегающего ниже по разрезу продуктивного пласта ЮВ₁₀ рассматриваемый пласт отделен глинистой радомской пачкой, толщина которой в центральной части месторождения, под залежами пласта ЮВ₉² изменяется от 5.4. м до 11.7 м.

Пласт ЮВ₉² перекрывается пачкой слабопроницаемых пород толщиной от 5.6 м до 14.8 м, отделяющей его от продуктивного пласта ЮВ₉¹.

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 h_э.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 h_э.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 м³/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 ЮВ_{3 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 3,9×2,4 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 h_э.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 3,2×2,2 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 h_э.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.

Пласт АчБВ₁₈ перекрывается пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м — до 7,8 м, отделяющей его от продуктивного пласта АчБВ₁₇.

В продуктивном пласте АчБВ₁₈ выявлены две нефтяные залежи пластового сводового типа. Основная залежь приурочена к восточной брахиантиклинали и, соответственно, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 11,3 км, ширина — до 5,3 км, высота 36 м. В юго-западной части, в районе скв. 616−619−3098 залежь частично ограничена поверхностью замещения коллекторов. Если в южной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин в скважинах, не превышают 4−5 м, то в северной ее части они достигают 12−14 м даже в водонефтяной зоне. ВНК основной залежи отбивается в коллекторах в скважинах по результатам интерпретации материалов ГИС на абсолютных отметках от -2278,1 м — до -2280,8 м, что позволило принять его поверхность горизонтальной на усредненной абсолютной отметке -2280 м. Принятое положение ВНК заверено результатами испытания скв. 62, 84, 205 и 214, расположенных в различных частях залежи.

Пласт АчБВ₁₈ испытан в 15 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 18 объектов), причем раздельные испытания проведены лишь в 7 скважинах. Безводные промышленные притоки нефти при раздельном испытании получены в 3 скважинах в пределах основной залежи. Дебиты нефти составили от 8,2 м³/сут на уровне при депрессии 8,6 МПа в скв. 77 до 15,5 м³/сут на уровне при депрессии 12,3 МПа в скв. 62.

Продуктивный пласт АчБВ₁₇ залегает в середине разреза фондаформной части ачимовской клиноформы и распространен на всей площади месторождения, за исключением самой северо-западной его части (район скв. 201−202). Общая толщина пласта постепенно уменьшается с юго-востока на северо-запад от 26,8 м в скв. 1146 (вертикальная толщина) до 0,7 м в скв. 203.

Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты непрерывно лишь в центральной и южной частях месторождения. К востоку от линии скважин 81−76−77 и к северу от линии скважин 208−235−1035−1042−385−63 расположена зона полного отсутствия коллекторов. На северной периклинали восточной брахиантиклинали проницаемые пропластки развиты в виде отдельных мелких линз. В пределах западной складки коллекторы присутствуют в разрезе пласта лишь в скв. 51.

Пласт АчБВ₁₇ перекрывается глинистой пачкой толщиной от 0,7 м — до 25,0 м отделяющей его от пласта АчБВ₁₆.

В продуктивном пласте АчБВ₁₇ выделяется 4 нефтяные залежи, частично или полностью ограниченные поверхностью замещения коллекторов. Основная залежь, наиболее крупная по площади и запасам, приурочена к присводовой и южной периклинальной частям восточного купола. Залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, вытянутая с юго-запада на северо-восток, ее длина составляет 11 км, ширина — до 6,5 км, высота 56 м. Залежь с запада и частично с востока, ограничена внешним контуром нефтеносности, на севере, востоке и юге ее границей является линия полного замещения коллекторов. В северной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин не превышают, как правило, 4−6 м, реже 7−9 м, тогда как в центральной, сводовой части они достигают 10−12 м и более.

ВНК основной залежи принимается горизонтальным на усредненной а. о -2280 м, совпадающей с а. о ВНК залежи пласта АчБВ₁₈, при колебаниях в скважинах от 0,5 м вверх до 0,7 м вниз. Нефтеносность можно считать заверенной результатами испытания скв. 209, до а. о -2278,7 м.

Пласт АчБВ₁₇ испытан в 12 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 15 объектов), причем лишь в 5 скважинах испытания проведены раздельно, в остальных интервалы испытания охватывали одновременно 2−3 продуктивных пласта. Безводные промышленные притоки нефти из пласта АчБВ₁₇ при раздельном испытании получены в 4 скважинах. Дебиты нефти составили от 4,8 м³/сут на среднем динамическом уровне 713 м (скв. 214) до 39,7 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 8 мм (скв. 77).

Продуктивный пласт АчБВ₁₆ является верхним в группе пластов АчБВ₁₆₋₁₉, распространенных в пределах месторождения исключительно в фондаформном залегании. Общая толщина пласта в стратиграфических границах постепенно уменьшается с востока на запад от 25,4 м в скв. 63 и 20,5 м в скв. 244 и 245 до 0,8 м в скв. 11 и 221. Пласт развит по всей площади месторождения.

Коллекторы в его разрезе развиты не повсеместно. В крайней западной и юго-западной частях месторождения находится зона полного отсутствия коллекторов.

От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ₁₅² пласт АчБВ₁₆ отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с востока на запад от 49,7 м — до 0,6 м. В самой восточной части месторождения, к востоку от линии, соединяющей скв. 85−63−212−77−580−634−76, в разрезе этой пачки появляется водоносный по данным ГИС пласт, индексируемый как АчБВ₁₅³ толщиной от 9,8 до 34,0 м.

Основная залежь, самая крупная по площади и запасам углеводородов, приурочена к присводовой части восточного купола. Залежь по типу пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, она вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее составляет 10,3 км, ширина — до 4,5 км, высота 59 м. Залежь почти полностью разделена на две неравные части субширотным врезом зоны полного отсутствия коллекторов. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в северной, большей по площади части залежи за счет некоторого увеличения общих толщин и опесчанивания разреза пласта, относительно выше, чем в южной половине, где они, как правило, в скважинах не превышают 3−4 м.

ВНК залежи в районе скв. 72−235 проводится на а. о -2280,2 м, соответствующей а. о подошвы нижнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 72. Положение ВНК заверено результатами испытания этой скважины.

ВНК залежи в районе скв. 71 проведен на а. о -2302,7 м по подошве нижнего коллектора в этой скважине, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании (правда, совместно с пластом АчБВ₁₅²).

Пласт АчБВ₁₆ испытан в 15 поисково-разведочных скважинах, в 5 из которых получены безводные притоки нефти (в т.ч. в 2 при совместном испытании с соседними пластами), а в 3 — притоки нефти с пластовой водой (в т.ч. в скв. 235 при совместном испытании с нижележащими пластами). Дебиты нефти при раздельном испытании составили от 8,7 м³/сут на уровне 1142 м (скв. 210) до 38,9 м³/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм (скв. 219).

Продуктивный пласт АчБВ₁₅² приурочен к нижней половине пачки, включающей также продуктивный пласт АчБВ₁₅¹, переходящей в направлении с востока на запад от ундаформного к фондаформному залеганию. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад вначале несколько увеличивается от 8,6 м — до 19,6 м, а затем постепенно уменьшается до 2,3 м.

Рассматриваемый пласт сильно заглинизирован, от одного до четырех проницаемых прослоев в его разрезе развиты, в основном, лишь на периферии месторождения. В центральной его части присутствует лишь несколько небольших песчаных линз, в присводовой части западной складки коллекторы не вскрыты ни в одной скважине.

От вышезалегающего пласта АчБВ₁₅¹ рассматриваемый пласт отделен маломощным глинистым прослоем толщиной от 0,4 м-до 6,8 м.

В пласте АчБВ₁₅² выявлено 6 небольших литологически ограниченных залежей, в трех из которых установлена промышленная нефтеносность, а три — предположительно нефтяные.

ВНК залежи в районе скв. 209, проводится на а. о -2257,8 м, также соответствующей подошве нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 699. До а.о. -2253,5 м нефтеносность подтверждается получением притока чистой нефти в скважине 209.

Пласт испытан всего в 8 поисково-разведочных скважинах, в т. ч. раздельно в 6 скважинах, в 2 из которых, а именно в скв. 209 и 244, получены фонтанные притоки нефти дебитом, соответственно, 48 м³/сут и 53,3 м³/сут на штуцере диаметром 6 мм, а в одной — в скв. 86, приток нефти дебитом 4,3 м³/сут на уровне при депрессии 11,2 МПа.

Продуктивный пласт АчБВ₁₅¹ в восточной части месторождения приурочен к кровле ачимовской толщи, а в западной части, в зоне развития пласта АчБВ₁₄ — располагается в разрезе ниже последнего. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад, так же, как и в пласте АчБВ₁₅¹, вначале постепенно увеличивается от 6,5 м — до 21,8 м.

Пласт имеет очень сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два, реже три-пять проницаемых прослоев, приурочены, как правило, к верхней части пласта, гораздо реже — к средней его части. Проницаемые прослои развиты лишь в восточной половине месторождения, для них характерно прерывистое распространение, особенно в присводовой части поднятия, где пласты-коллекторы встречаются в виде отдельных сравнительно небольших по площади линз, между которыми расположены зоны полного замещения коллекторов.

В восточной половине месторождения, там, где пласт АчБВ₁₅¹ перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты, от залегающего выше продуктивного пласта БВ₁₃ его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с востока на запад, по мере отхода пласта АчБВ₁₅¹ от группы шельфовых пластов к ачимовской ундаформе, изменяясь от 0,9 м — до 61,8 м.

В западной половине месторождения от вышезалегающего пласта АчБВ₁₄ рассматриваемый пласт отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с юга на север от 44,1 м — до 5,8 м.

В пласте АчБВ₁₅¹ выделяется 17 обособленных литологически экранированных и литологически ограниченных со всех сторон залежей углеводородов, в т. ч. 4 нефтяные, 9 предположительно нефтяных, 2 газоконденсатные и 2 предположительно газоконденсатные.

Водонефтяной контакт залежи в районе скв. 1091 проводится на а. о -2205 м, средней между а. о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 1091 (-2197,5 м) и а. о кровли верхнего коллектора в скв. 60 (-2212,6 м), водонасыщенного по данным ГИС.

ВНК залежи в районе скв. 75 проводится на а. о -2210,4 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 205, нефтенасыщенного по данным ГИС.

ВНК залежи в районе скв. 1096 проводится на а. о -2184,5 м, средней между а. о подошвы нижнего коллектора в скв. 1096, нефтенасыщенного по данным ГИС (-2184,4 м) и а. о кровли верхнего коллектора в скв. 540, водонасыщенного по данным ГИС (-2184,6 м).

ВНК залежи в районе скв. 525−566 проводится на а. о -2179,9 м, средней между а. о подошвы нижнего коллектора в скв. 566, нефтенасыщенного по данным ГИС (-2179,4 м) и а. о кровли верхнего коллектора в скв. 533, водонасыщенного по данным ГИС (-2180,4 м).

ВНК залежи в районе скв. 70−1117 проводится на а. о -2201 м, средней между а. о подошвы нижнего нефтенасыщенного (-2199,9 м) и а. о кровли верхнего водонасыщенного (-2202,0 м) коллекторов в скв. 3088.