По пласту Ю2 выделено три залежи с разными уровнями ВНК (Табл. 2.13): Основная, залежь в районе скважины 104 и залежь в районе скважины 48 (Рис. 2.11). Основная залежь в юго-западной части месторождения ограничена разломом, являющимся гидродинамическим экраном, а так же отделена от залежи в районе скважины 104 тектоническим нарушением.
Основная залежь вскрыта 20 разведочными и 84 эксплуатационными скважинами. ВНК Основной залежи принят на а.о. -2400,0 м по разведочной скважине 43, по результатам интерпретации материалов ГИС и результатам испытания.
Залежь испытана в 26 разведочных и 56 эксплуатационных скважинах. Получены притоки нефти 0,8 (скв. 47) - 573,3 (скв. 2470_G) м3/сут (Прил. 5, 6). Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 15,9 м.
Залежь условно может быть поделена на две части: собственно Усть-Тегусскую в пределах одноименного лицензионного участка на восточном куполе, вовлечённую в разработку, и слабоизученную западную часть в пределах Усть-Тегусского и Урненского ЛУ. Размеры разрабатываемой части залежи 18×6 км, западной части - 16×10 км.
Залежь пластово-сводовая литологически и тектонически экранированная, высота залежи достигает 60 м, общие размеры: длинна 18 км, ширина 16 км.
Залежь в районе скважины 104 вскрыта одной скважиной. Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи составляет 40 м, размеры залежи составляют: длина 2,5 ширина 1,0 км. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. - 2410,2 м. В результате испытания пласта Ю2 в данной скважине в интервале глубин 2641,0 - 2647,0 м (а.о. -2403,5-2409,5 м) получен приток нефти с небольшим количеством воды, дебит нефти составил 3,8 м3/сут, воды 0,6 м3/сут. при депрессии 1,7 МПа. Вскрытые эффективные толщины в скважине 104 составляют 7,4 м, нефтенасыщенные толщины - 5,9 м
Залежь в районе скважины 48 расположена на Урненском лицензионном участке, в 11 км на северо-запад от контура нефтеносности Основной залежи пласта Ю2 (Рис. 2.8). В скважине 48 при испытании пласта Ю2 в двух интервалах: -2474,5-2476,5 м и -2479,0-2481,0 м (а.о. -2361,0-2363,0 м и а.о. -2366,0-2367,5 м) был получен безводный приток нефти дебитом 1,12 м3/сут при депрессии 10,1 МПа. ВНК в залежи принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 48 на а.о. -2367,0 м.
Залежь пластово-сводовая стратиграфически и литологически экранированная, ВНК принят на а.о. -2367,0 м, размер залежи 6×3 км.
Пласт Ю3 разделен на шесть залежей (Рис. 2.12). В Западной части выявлена одна залежи: в районе скважин 103 и 53. В Восточной части выделяются 5 блоков, разделенных тектоническими нарушениями (Табл. 2.14). Западная часть вскрыта лишь восемью разведочными скважинами. Восточная часть вовлечена в разработку, вскрыта 11 разведочными и 72 эксплуатационными скважинами.
В залежи Западной части ВНК принят на а.о. - 2413,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 6ut и по результатам испытания. При испытании были получены дебиты нефти от 1,12 м3/сут (скв. 6ut) до 18,92 м3/сут (скв. 53). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв. 34) до 7,3 м (скв. 53).
Залежь пластово-сводовая литологически стратиграфически экранированная.
Восточная часть пласта тектоническими нарушениями разделена на 5 блоков: блок в районе скважины 2108, блок в районе скважины 2134, блок в районе скважины 105, блок в районе скважины 110 и блок в районе скважины 104,
Блок района скважины 2108 вскрыт одной эксплуатационной скважиной, с востока ограничен разломом. Для данного блока характерна небольшая площадь нефтеносности. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108_PL на а.о. -2408,5 м. Скважина не испытана, по данным интерпретации данных ГИС пласт Ю3 в данной скважине характеризуется как нефтенасыщенный.
Блок района скважины 2134 в контуре нефтеносности вскрыт 12 эксплуатационными скважинами, в водоносной части двумя разведочными скважинами 102, 116, скважина 2109 вскрыла зону литологического замещения пласта. С севера, с запада и с юга блок ограничен разломами. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2134 на а.о. -2429,4 м. При испытании скважин были получены притоки нефти от 2,3 м3/сут (скв. 2134 совм. с Ю4) до 123,4 м3/сут (скв. 2231). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,7 м (скв. 2165_PL) до 6,4 м (ск. 2231).
Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0×4,4 км.
Блок района скважин 105 вскрыт 4 разведочными и 33 эксплуатационными скважинами. В пределах блока выявлено три зоны литологического замещения пласта, которые подтвердили скважины 2288, 2318, 2319, 2292, 2293, 2323, 2382, 2411, ВНК в блоке района скважины 105 принят на а.о. -2415,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 105, В результате испытаний скважин были получены притоки нефти от 2,77 м3/сут (скв. 105) до 116,6 м3/сут (скв. 2352). Нефтенасыщенные толщины варьируются от 0,7 м (скв. 2257) до 9,6 м (скв. 105).
Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,5×3,9 км.
Блок района скважины 110 в контуре нефтеносности вскрыт двумя разведочными и 20 эксплуатационной скважиной, водонасыщенную часть пласта вскрыли 8 эксплуатационных скважин. Скважины 2564 вскрыла зоны фациального замещения пласта. Разведочные скважины вскрыли чисто нефтеносную часть пласта, расположенную в купольной части залежи. ВНК в блоке принят по скважине 2443b по кровле водонасыщенного пропластка на а.о. -2405 м, а также по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2562 на а.о. -2405,0 м. При испытании пласта Ю3 были получены притоки нефти дебитом от 2,9 м3/сут (скв. 110) до 20,4 м3/сут (скв. 113). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 м (скв. 2691_PL) до 11,5 м (скв. 2441).
Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 5,0 км и 1,2-3,3 км.
Блок района скважины 104 вскрыт одной скважиной. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. -2419,0 м. При испытании был получен приток нефти и воды дебитами 1,5 м3/сут и 4,26 м3/сут соответственно.
Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная. Размеры залежи 2,4×0,6 км.
По пласту Ю4 выявлено 7 залежей с различными уровнями ВНК (Табл. 2.15), разделённых тектоническими нарушениями и прогибами, закартированными по сейсмическим данным и данным бурения скважин.
Так же как и вышележащие пласты, пласт Ю4 можно разделить на западную и восточную части. Западная часть изучена только разведочным бурением, а восточная часть, вовлеченная в разработку, вскрыта 11 разведочными скважинами и 88 эксплуатационными. Из них четыре разведочные 102, 116, 104, 104 бис и 24 эксплуатационные скважины вскрыли только водонасыщенную часть пласта, остальные скважины расположены в контуре нефтеносности.
Западная залежь изучена 11 поисково-разведочными скважинами, из которых скважина 47 вскрыла зону фациального замещения пласта, а скважина 16 вскрыла зону отсутствия пласта (зона выступа фундамента). В пределах западной части выделяется два блока с различными уровнями ВНК: р-н скв. 103 и р-н скв. 117, Расстояние между разведочными скважинами изменяется в пределах 2,0-4,2 км, изученность бурением в районах примыкающих к линии выклинивания пласта низкая, западнее 43 и 16 скважин на протяжении 9 км не пробурено ни одной скважины, данная часть залежи требует доразведки.
Блок в р-не скв. 103 вскрыт одной скважиной на а.о. -2414,3 м, эффективная толщина вскрытая в скважине 103 составляет 24,2 м, ВНК в блоке вскрыт на а.о. -2443 м. Блок представлен горстом ограниченным двумя разломами, являющимися гидродинамическими экранами. При испытании был получен приток безводной нефти дебитом 13 м3/сут на 6 мм штуцере. Вскрытая эффективная толщина составляет 24,2 м, нефтенасыщенная 20,4 м.
Блок в р-не скв. 117 с востока примыкает к блоку в р-не скв. 103. Разделением между блоками является тектоническое нарушение, а в районе скв. 117 вскрытая эффективная толщина в блоке изменяется от 4,6 м. В скважине 107, до 23,4 м в скважине 117, вскрытая нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,7 м в скважине 43, до 20,7 м в скважине 6ut. Полученные при испытании пласта Ю4 в скважинах притоки нефти составляют от 0,1 м3/сут (скв. 43) до 82,0 м3/сут (скв. 6ut). Залежь пластово-сводовая тектонически стратиграфически экранированная, высота залежи составляет 56 м, размеры: длина 17 км, ширина 3,5×10,0 км.
Восточная часть залежи пласта Ю4 разделена на 5 залежей: залежь в районе скв. 2108, залежь в районе скв. 2197, залежь в районе скважины 100, залежь в районе скв. 110, 112 и залежь в районе скв. 115,
Залежь района скважины 2108 вскрыта одной скважиной на а.о. -2424,2 м. Блок ограничен с запада тектоническим нарушением. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108, выделенного по результатам интерпретации проведённых ГИС и принят на а.о. -2435 м. Вскрытая эффективная толщина в блоке составляет 18 м, нефтенасыщенная 10,3 м. Залежь не испытана. Залежь массивная тектонически экранированная, высота 15 м, размеры 1,0×0,5 км.
В контуре нефтеносносности залежи в районе скважины 2197 расположены 2 эксплуатационные скважины 2197 и 2198, вскрытые эффективные толщины составляют 9,2 м и 28,8 м соответственно. Удлинение в скважинах на пласт Ю4 составляет 60 и 52 м соответственно, скважины считаются субвертикальными. Залежь отделена от залежи района скважины 110, 112 тектоническими нарушениями (Рис. 2.13). ВНК в блоке принят на а.о. -2429,4 м по кровле водоносного коллектора в скважине 2197, При испытании полученные притоки нефти составляют от 1,1 м3/сут (скв. 2197) до 5,6 м3/сут (скв. 2198). Вскрытые нефтенасыщенные толщины составляют 1,5 м (скв. 2198) и 12,0 м (скв. 2197).
Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи 13 м, размеры залежи 1,2×1,2 км.
Залежь района скважины 100 вскрыта тремя скважинами. Кроме разведочной скважины 100 в контуре нефтеносности данной залежи находятся две эксплуатационные скважины 2170 и 2201, Залежь ограничена с южной стороны тектоническим нарушением. ВНК в блоке подсечен всеми скважинами и принят на а.о. -2443,0 м. Залежь испытана в скважине 100, при испытании которой на КИИ совместно всех пластов Ю2, Ю3, Ю4 был получен безводный приток нефти дебитом 120,96 м3/сут. В эксплуатационных скважинах испытания не проводились. Вскрытые эффективные толщины варьируют от 18,0 м (скв. 2201) до 20,6 м (скв. 2170), нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,5 м (скв. 2201) до 7,5 м (скв. 2170).
Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи около 10 м, размеры залежи 2,2×0,7 км.
Залежь в районе скважины 110, 112 является основной в восточной части пласта Ю4 Усть-Тегусского месторождения. Залежь вскрыта 7 поисково-разведочными и 69 эксплуатационными скважинами на а.о. - 2393,9 м (скв. 110) - 2449,4 м (скв. 2293). Большая часть залежи расположена в водонефтяной зоне. Эффективная толщина изменяется от 4,9 м (скв. 2470_PL) до 40,1 м (скв. 2623_PL). Вскрытая максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 34,6 м в скважине 2564, С севера, запада и юга залежь ограничена тектоническими нарушениями. ВНК в блоке принят на а.о. -2436 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в разведочной скважине 112,
В центральной части залежь осложняется разломом, который прослежен по сейсмическим данным и является на вышележащем пласте Ю3 гидродинамическим экраном. В описываемой части пласт Ю3 маломощный (около 1 м), смещение разлома перекрывает продуктивные пропластки. По пласту Ю4 эффективные толщины в районе разлома развиваются до 6 м, в результате чего смещение разлома полностью не перекрывает продуктивную часть пласта и разлом не является гидродинамическим экраном. Данные вскрытия контакта в скважинах данного блока показывают, что ВНК определяется на одном уровне.
По результатам испытания пласта Ю4 получены притоки нефти от 0,21 м3/сут (скв. 114) до 201,1 м3/сут (скв. 2258).
Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 46 м, размеры залежи: длина 10 км, ширина 1÷4 км.
Залежь в районе скважины 115 вскрыта 2 скважинами на а.о. -2414,8 м (скв. 115) - 2428,0 м (скв. 2290). Залежь отделена от других залежей разломами с запада и севера. Эффективные нефтенасыщенные толщины от 16,7 м (скв. 2290) до 21,3 м (скв. 115, ВНК в блоке принят на а.о. -2446,0 м, по результатам интерпретации ГИС. При испытании были получены притоки нефти от 28,0 м3/сут (скв. 115) до 81,4 м3/сут (скв. 2290). Залежь характеризуется небольшой площадью распространения.
Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 36 м, размеры залежи 2,0×0,7 км.
