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 АС_7-8, 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, 13пл, 82пл, 2019р, 4405п.

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 (13пл и 82пл). 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 4405п. 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, З0р, 2019р 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 БС_20. 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. 208пл).

ВНК в залежи вскрыт в скважине 13пл на отметке - 2485,5м, самая низкая отметка подошвы нефти - 2488,6м (скв.85пл), а самая высокая отметка кровли воды - 2484,7м (скв.18пл). 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. 2019р) до 16,8 м на юге залежи (скв.43пл), 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 - 2415-2436м. С севера границы залежи контролируются зоной неколлектора, вскрытой скважинами 2019р, 3пл, 13пл, 8пл, 10пл, 70р. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 (скв.22пл) до 7,4 м (скв.43пл). ВНК принят по подошве нефтенасыщенного коллектора в скважине 43пл на отметке - 2442м. Залежь структурно - литологическая. Размеры залежи 5 х 2,5 км, высота - 42м. 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 3,3х1,8км, высота 17м.

Залежи пласта БС₁₀°. На Северо-Минчимкинском поднятии в толще чеускинских глин выделяется пласт БС₁₀°, представленный небольшими песчаными линзами, вскрытыми в скважинах 17р, З0р, 267, 298, 323, 907. В скважинах 18р, 46р, 49р, 59р, 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 северо-западному, 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.8пл) до 22,8 м (скв. 208пл). Количество залежей и их местоположение остались без изменения.

Со времени предыдущего подсчета запасов в районе Пильтанского поднятия были пробурены скважины 3пл, 10пл-2, 8пл-3 (вскрыли водонасыщенный с кровли пласт, что подтвердило утвержденный контур нефтеносности) и 18пл-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 х 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 х 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 х 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 х 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 х 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 х 3,1 км, высота мо дели. Залежь пластово-сводовая, расположенная в пределах Яунлорского поднятия распалась на три участка. Размеры залежи 3,5 х 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 х 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 х 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 х 7,2 км, высота 35 м.

Залежь пласта АС_7-8. Крупная газонефтяная залежь пласта АС_7-8 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 АС_7-8 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 - 1873м. Залежь пластово-сводовая. Размеры ее 23,0 х 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 - 1815,7м. 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 х 2,0 км, высота 19 м.

Пласт АС_7-8. Коллекторские свойства пласта АС_7-8 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, 70р, 71р, 75р, 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.51р, 52р 56р).

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 АС_{7-8 (}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^-3мкм^{2 (}скв.239) до 187*10^-3 мкм² и по одной скважине (скв.139р) 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.32р, ранее относящиеся к пласту АС_7-8, 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 АС_7-8.

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.54р, 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 мкм^{2 -} 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.52р). Средние значения К_пр по скважинам изменяются в диапазоне от 7,5*10¹³ мкм² (скв.13ПЛ) до 216*10¹³ мкм^{2 (}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 БС_18-20. Коллекторские свойства пласта БС_18-20 изучены по разрезам 3-х скважин (водоносных), две из них (скв.74 и 4405р) 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.4405р) 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, АС_7-8, 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.

Пятый водоносный комплекс включает трещиноватые породы фундамента, в литологическом отношении комплекс представлен песчаниками, алевролитами аргиллитами. Подземные воды юрского комплекса хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 18,7 г/л.80-95% солевых компонентов приходится на хлор и натрий. Повсеместно воды насыщены растворенным метановым газом и содержание метана 91%.

Четвёртый водоносный комплекс, заключенный в неокомских породах, имеет сложное строение. Наряду с частым чередованием песчаных и глинистых слоёв рассматриваемый комплекс характеризуется фациальной изменчивостью пород по площади бассейна. Толщина комплекса на месторождении достигает 300 м. Коллекторские свойства пород довольно высокие: пористость 15-29%, проницаемость от сотен до тысяч мДарси.

Тип воды преимущественно гидрокарбонатный, натриевый с минерализацией 14,5-16,9 г/л, Cl содержится 8,2 - 9,8 г/л, Na - 5,6 - 6,2 г/л, Са - 200 - 298 мг/л, Мg - 38,3 - 66,1 мг/л, НСОз - 210 - 1317,6 мг/л. Подземные воды насыщены растворённым газом метанового состава с содержанием метана от 79,9 до 95,9%.

Третий водоносный комплекс, заключенный в отложениях апт-сеноманского возраста, имеющих хорошую гидродинамическую связь между планами в пределах сравнительно больших площадей. Общая толщина комплекса 700-850 м. Коллекторские свойства песков высокие: пористость 25-40%, проницаемость от сотен до тысяч мДарси. Воды комплекса гидрокарбонатные, натриевые по составу с минерализацией 18,7 г/л и с высоким содержанием ионов Сl и Na⁺ (11,34-6,6 г/л).

Второй водоносный комплекс объединяет отложения турон-нижне-олигоценового возраста. Толщина пород в центральных частях низменности 650-680 м. В разрезе второго комплекса отмечены маломощные прослои песчано-алевритового материала, водоносность которых в рассматриваемом районе не изучена. В гидродинамическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные породы от влияния поверхностныx факторов на большей части площади бассейна.

Первый водоносный комплекс литологически представлен песчано - алевритистыми и глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного возраста. Формирование отложений происходило в условиях свободного водообмена избыточного увлажнения и тесной связи подземных вод с поверхностными. Характерной особенностью этой части разреза является наличие сезонно - и многолетнемёрзлых пород.