Варьеганского месторождения (Тренин Ю.А. и др., 1988)

 

		Ед. измер.	Ач0	Ач1	Ач3	Ач4
	Пористость открытая	%	18,4	15-16	15-19	16-18
	Проницаемость	10-15 м2	7,9	1,3-5,6	0,5- 2,0	0,3-1,9
	Остаточная водона-
	сыщенность	%	47,1	44-57	50-63	62-69
	Карбонатность	%	1,4	4,2	1,6-6,1	1,1-3,9

 

Рис. 92. Сейсмогеологическая модель строения ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны (Западная Сибирь) (по А.М.Брехунцову, В.Н.Бородкину, 2001): Б-сейсмогоризонт в кровле баженовской свиты (верхняя юра).

 

Ач1-2(Ач14) - Ач6(Ач18) - клиноформные песчано-алевритовые пласты ачимовской толщи. БУ16 –БУ21 -шельфовые песчаные пласты мегионской свиты

 

288

 

 

Рис. 93. Полосовидные песчано-алевритовые тела ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны (Западная Сибирь) (по А.М.Брехунцову и В.Н.Бородкину, 2001): 1- скважины и их номера; 2- индексы песчано-алевритовых пластов ачимовской толщи; 3- линзовидно-прерывистые песчано-алевритовые тела барового типа резервуара Ач15

 

 

289

 

Рис. 94. Формационная карта верхневаланжин-нижне-готеривского нефтегазоносного комплекса Западно- Сибирского нефтегазоносного бассейна. (Пласты группы БС11 – БС12 и их возрастные аналоги (по Е.М.Максимову,1988)):

 

Формации: 1- песчаная континентально-морская; 2- глинистая морская; 3- песчано-

глинистая ритмично-слоистая морская; 4- песчано-глинистая линзовидно-слоистая кон-

тинентально-морская; 5- песчано-глинистая пестроцветная лагунно-континентальная.

Залежи: 6- газоконденсатные; 7- нефтяные. Месторождения: 1-Харасавейское; 2-

Северо-Тамбейское;

3-Южно-Тамбейское; 4-Утреннее; 5-Гыданское; 6-Бованенковское;

7-Арктическое; 8-Новопортовское; 9-Ямбургское; 10-Олекуминское;

11-Уренгойское; 12-Заполярное; 13-Губкинское; 14-Лянторская группа;

15-Фёдоровское; 16-Южно-Сургутское; 17-Усть-Балыкское;

18-Салымская группа

 

290

Невысокие фильтрационно-емкостные качества коллекторов ачи-мовской толщи объясняются преобладанием в них алевритовой фракции и карбонатного цемента. Текстура песчаников горизонтально- и косослои-стая, подчеркивается тончайшими прослойками глинистого и углисто-слюдистого материала. По минералогическому составу песчаники и алев-риты относятся к типу аркозовых: содержание кварца 40-45%, полевых шпатов – 40-50%, обломков пород – 12%, слюды – 2-3%. Цемент конформ-но-регенерационный, пленочный – 5-8%, иногда до 12%, кварцево-хлоритовый, кальцит-кварцево- хлоритовый. Размеры пор до 40-50мкм в поперечнике. Песчаные пласты разделены глинистыми слоями мощностью 2-10 и более метров. Глины темносерые, гидрослюдисто-хлоритового и монтмориллонит-гидрослюдистого состава, алевритистые тонко-горизонтально - и волнисто-слоистые. Отмечаются текстуры оползания. Присутствуют обломки раковин, отпечатки пелеципод , аммонитов, чешуя рыб. Содержание рассеянного органического вещества в глинах составляет 0,3-1,0%. Существуют две гипотезы формирования клиноформной форма-ции ачимовской толщи: глубоководно-морская и мелководно-морская. Фондоформные части пластов формировались в глубоководно-морской зоне, ундаформные части – в зоне морского мелководья и вдольбереговых баров. Мощность ачимовской формации достигает 150м, сверху она пере-крыта глинистыми отложениямии низов ахской, сортымской, мегионской и куломзинской свит мощностью до 100м.

 

Ачимовская нефтегазоносная формация имеет широкое распростра-нение в пределах Васюганской, Каймысовской, Среднеобской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областей. Во Фроловской и Надым-Пурской нефтегазоносных областях она заглинизирована. Залежи нефти, выявлен-ные в ачимовской толще, не отличаются большими размерами, относятся к структурному, структурно-литологическому и литологическому типам (рис.82), находятся под аномально высоким пластовым давлением. Деби-ты нефти в скважинах невысокие – до 15-20м³/сут. Нефть плотностью 835-876 кг/м³, малосмолистая, мало- и среднесернистая (0,24-0,65%), ма-лопарафиновая (2-3,6%). Содержание алканов составляет 51-60%, цикла-нов - 20-26%, аренов– 19-23%. Газонасыщенность в среднем составляет 175 м³/м³. Промышленные запасы нефти ачимовской толщи составляют 6% от общих запасов провинции, газа-2,4%. Газоносными являются север-ные области, нефтеносными-центральные и южные области. На Уренгой-ском месторождении из ачимовских коллекторов получены притоки газа от 20 до 319 тыс.м³/сутки, конденсата – от 5 до 119 м³/сутки, нефти – до 14 м³/сутки.

 

* верхнем неокоме, включающем в себя верхневаланжинский подъярус, готеривский и барремский ярусы, нефтегазоносной является песчано-глинистая ритмично-слоистая (ритмитовая) континентально-морская формация мощностью 500-1200м, широко распространенная в

 

 

291

пределах Среднеобской, Надым-Пурской , Пур-Тазовской и Ямало-Гыданской нефтегазоносных областей. Она состоит из ритмичного, мно-гократного переслаивания песчаных пластов-коллекторов и глинистых пластов-покрышек. Количество пластов-коллекторов в ней достигает до

 

М В верхней части формации (до пимской пачки) они индексируются как пласты группы А, внизу – как пласты группы Б. Счет пластов произ-водится сверху вниз: А1, А2, А3 и т.д. В индекс пласта входит также начальная буква названия нефтегазоносного района. Например, в Сур-гутском районе пласты обозначаются АС1, АС2...БС1, БС2 и т.д. (рис.80), в Вартовском – АВ1, АВ2, БВ1, БВ2 и т.д. Для Уренгойского района при-няты буквенные знаки пластов АУ, БУ, для Тазовского – АТ, БТ. Разде-ляющие их некоторые глинистые пласты имеют субрегиональный харак-тер, им присвоены названия пачек: пимская пачка мощностью 30-40м над пластом БС1, сармановская пачка мощностью 30-55м над пластом БС8, чеускинская пачка мощностью 30-40м над пластом БС10, савуйская (покачевская) пачка мощностью 25-30м над пластом БС11. При межпло-щадной корреляции пластов эти пачки используются в качестве репер-ных горизонтов.

 

северных областях, территориально находящихся в центре мега-синклизы, формация насыщена газоконденсатными и нефтегазоконденсат-ными залежами, в Среднем Приобье, находящемся на южном крыле мега-синклизы, формация насыщена нефтью (рис.94). Территориальное разде-ление нефтеносных и газоносных земель объясняется генетическими при-чинами. В Среднеобской области нефтегенерирующая толща в значитель-ном количестве содержит рассеянное органическое вещество сапропелево-го типа. Содержание органического углерода (Сорг) в глинистых отложени-ях валанжина на большей части региона по данным А.Э.Конторовича и И.И.Нестерова составляет 0,3-1% (максимально – 2-3%), готерива-баррема

 

– 0,3-0,5% (максимально – 1-2%). Степень метаморфизма в них достигла длиннопламенной стадии.

 

Надым-Пурской и Пур-Тазовской областях отложения верхнего неокома более опесчаненные, имеют континентальный облик, содержат рассеянное органическое вещество преимущественно гумусового типа. Степень метаморфизма здесь достигла газовой стадии. Лабораторными ме-тодами доказано, что сапропелевая органика содержится в основном в морских отложениях, при метаморфизации она производит в значительном количестве жидкие углеводороды, в то время как из гумусовой органики в основном образуются газообразные углеводороды. Влиянием таких отли-чительных особенностей рассеянного в горных породах органического ве-щества можно объяснить преимущественную газоносность северных тер-риторий Западной Сибири. Другой причиной разделения нефтеносных зе-мель от газоносных является дифференциация нефтяных и газовых углево-дородов на путях первичной региональной миграции от центра мегасине-

 

 

292

клизы в южном направлении. Нефть и газ резко отличаются друг от друга по физическим свойствам, влияющим на скорость их фильтрации через пористые среды в подземных условиях, при различных температурах и давлениях. Газ, имеющий более высокую скорость фильтрации, чем нефть, первым заполняет ловушки, находящиеся на путях миграции. Оставшиеся свободными ловушки заполняются нефтью, но они находятся на некото-ром удалении от центра миграции. Так происходит территориальное раз-деление преимущественно газоносных и преимущественно нефтеносных земель. Преимущественная нефтеносность территории провинции может быть объяснена также потерей газовой фракции за счет фильтрации газа сквозь перекрывающую залежь покрышку. Нефтяная часть залежи при этом сохраняется, т.к. через тончайшие поры породы-покрышки нефть не фильтруется.

 

Песчано-глинистая ритмитовая формация неокома имеет клино-формное строение, что хорошо видно на региональных сейсмопрофи-лях широтного направления ( рис.50): внутренние границы этой форма-ции имеют полого -наклонное залегание по отношению к региональным сейсмогоризонтам Б (верхняя юра) и М (нижний апт). Формирование такой осадочной толщи с первично наклонными пластами объясняется постепенным боковым заполнением морского бассейна терригенными осадками. Пласты наклонены в западном направлении, где находилась глубоководная часть шельфа. В этом же направлении происходит по-степенное наращивание осадочного разреза более молодыми отложени-ями, сопровождавшееся общей регрессией (обмелением) моря. Осадки накапливались на дне мелководного шельфа, полого наклоненного в сторону глубоководного моря. На фоне общей регрессии моря отчетли-во проявилась цикличность седиментогенеза среднего ранга, выразив-шаяся периодическими обмелением и расширением моря на всей шель-фовой платформе. На этапе обмеления моря накапливались преимуще-ственно песчаные пласты-коллекторы, а на этапе расширения и углуб-ления моря - глинистые пласты-покрышки. Так объясняется образова-ние песчано-глинистой ритмитовой формации, состоящей из много-кратного переслаивания песчаных пластов-коллекторов и глинистых пластов -покрышек, весьма благоприятной для формирования многоза-лежных месторождений нефти и газа.

На границе Сургутского свода и Ханты-Мансийской впадины песча-но-глинистая ритмитовая формация заглинизирована, замещена глинистой морской формацией, известной под названием "фроловская свита". Глини-зация песчаных пластов происходит постепенно с востока на запад, снизу вверх: на западных склонах Нижневартовского свода заглинизированы пласты БВ10, БВ8, БВ6, на Сургутском своде - пласты БС10, БС8 и далее все пласты группы БС, на восточном склоне Ханты-Мансийской впадины за-

 

293

глинизированы и пласты группы АС. Линии глинизации пластов проходят в субмеридианальном направлении (рис.95).

 

Рис. 95. Схема прослеживания региональных линий глинизации основных продуктив-ных пластов Среднего Приобья (Западная Сибирь) (по В.А.Корневу, 1979): 1,2,3- границы глинизации пластов; 4- контуры локальных поднятий. Залежи нефти

структурно-литологического типа: 5- выявленные,

6- прогнозируемые, 7- индексы продуктивных пластов

 

294

 

 

Рис. 96. Схема корреляции пластов группы А и Б Усть-Балыкского и Лянторского

 

месторождений нефти и газа (Западная Сибирь) (по А.И.Киму,1970):

1-песчаники водонасыщенные; 2-песчаники нефтенасыщенные

 

295

Некоторые исследователи, основываясь на материалах сейсмораз-ведки, клиноформные пласты верхнего неокома и ачимовской толщи объ-единяют в одну клиноформу, считая их одновозрастными образованиями шельфовой платформы и подножья шельфового склона (рис.81). Фауни-стическими данными такие построения не подтверждаются, поэтому кли-ноформные отложения ачимовской толщи следует рассматривать как са-мостоятельные литолого-стратиграфические образования, генетически не связанные с верхненеокомскими пластами. Об этом же свидетельствуют структурно-текстурные особенности слагающих их пород.

 

Условия формирования и закономерности пространственного раз-мещения пород-коллекторов неокома были изучены Т.И.Гуровой, Е.Г.Сорокиной, Г.В.Масленниковой и др. (1971). Было установлено, что в сводовых частях локальных поднятий песчаники отсортированы лучше, чем на их крыльях. Песчаники серые, светло-серые средне- и мелкозерни-стые, алевритистые. Содержание зерен кварца в них составляет 30-50%, полевых шпатов – 30-50%, обломков пород – 15-20%, слюд –1-4%. Цемент глинистый, каолинитовый, гидрослюдисто-хлоритовый, прослоями карбо-натный, пленочно-поровый, реже базальный или типа соприкосновения.

Количество цементирующего материала составляет 5-20%. В пла-стах БХ – БХI доминируют алевролиты. Проницаемость в них составляет (0,01-80) ·10^-15м², в песчаниках – (0,01-530) ·10^-15м². Структурно-текстурные признаки песчано-алевритовых пород, степень отсортирован-ности минеральных зерен, характер кумулятивных кривых свидетельству-ют о мелководно-шельфовых условиях их образования. Пласты выдержа-ны по простиранию, хорошо коррелируются от скважины к скважине, от площади к площади (рис.96), но иногда значительно отличаются друг от друга по степени однородности, эффективной толщине и фильтрационно-емкостным свойствам.

 

На Нижневартовском своде лучшим коллекторским пластом являет-ся пласт БВ8 мощностью 25-30м. Наиболее однородно он построен в сво-довых частях локальных поднятий, испытывавших конседиментационный рост одновременно с осадконакоплением. Коллекторские пласты I-II клас-сов развиты в пределах Советско-Соснинско-Медведевской группы подня-тий. Здесь в пласте присутствуют прослои крупнозернистых песчаников с малым количеством цемента. Проницаемость их составляет (500-1500) ·10^-15м². В центральной части Нижневартовского свода преобладают коллек-торские породы II-III классов с проницаемостью в среднем (200- 550) ·10^-15м². На остальной части свода развиты коллекторские породы III - IV классов с проницаемостью (50-300)·10^-15м² (рис.97). По мере удаления от сводовых частей локальных поднятий строение пласта усложняется, пес-чаники становятся мелкозернистыми, возрастает роль алевритовой фрак-ции и глинисто-карбонатного материала в цементе.

 

 

296

 

Рис. 97. Гранулометрическая карта (А) и карта проницаемости (Б) коллекторских пород пласта БВ8 Нижневартовского свода (Западная Сибирь) (по Т.И.Гуровой и др.,1971):

 

1- скважины; 2- изогипсы по отражающему горизонту Б (верхняя юра); 3- медианный диаметр зёрен Mд>0,3мм; коэффициент отсортированности зёрен Sо>0,5; 4- Sо <0,5, Mд=0,2-0,3мм; 5- Mд <0,2мм; Sо <0,5. Классы коллекторов по проницаемости: 6 -I-II; 7 - II-III; 8- III-IV;

 

В -IV-V. Локальные поднятия: I-Локосовское; II-Островное; III-Северо-Покурское; IV-

Ватинское; V-Мегионское; VI-Ермаковское;

VII-Самотлорское; VIII-Нижневартовское; IX-Соснинское; X-Советское; XI-Медведское; XII-Малореченское; XIII-Алёнкинское; XIV-Захарютинское; XV-Кедровое; XVI-Матюшкинское

 

 

На Самотлорском месторождении пласт БВ8 залегает на глубинах 2020 -2135м, эффективная нефтенасыщенная толщина его составляет 10-20м. Коллекторские породы представлены мелко -, среднезернистыми пес-чаниками с хорошей отсортированностью зерен. Открытая пористость их составляет 22-27%, проницаемость в среднем – 500 10^-15 м², остаточная во-донасыщенность – 18%. Начальные дебиты нефти в скважинах через 8-мм

 

297

штуцер составляли 100-200 м³/сутки. Выше и нижележащие нефтенасы-щенные пласты БВ10, АВ4-5, АВ2-3, АВ1 характеризуются худшими коллек-торскими качествами. Хорошо заметно, что крупные залежи нефти нахо-дятся под покрышками высокого класса, регионального и субрегионально-го ранга, однородного строения, значительной толщины.

 

Сургутском районе главными нефтенасыщенными пластами-резервуарами являются пласты БС1 и БС10. Такая их значимость объяс-няется тем, что они лежат под покрышками высокого класса-пимской и чеускинской глинистыми пачками, имеющими субрегиональное распро-странение, однородное строение и значительную толщину – 20-40м. На Усть-Балыкском месторождении пласт БС10 лежит под чеускинской гли-нистой пачкой толщиной 20-30м, состоит из мелко- и среднезернистых песчаников с пропластками алевролитов и глин.

 

Общая мощность пласта увеличивается на крыльях антиклинали, достигает 40м. Эффективная толщина в среднем составляет 21м, откры-тая пористость – 18-22%, проницаемость до (100-180) ·10^-15м². Началь-ные дебиты нефти в скважинах на 8 мм штуцере в среднем составляли 48-50м³/сутки. Пласт-резервуар БС1 лежит под пимской глинистой пач-кой мощностью до 35м, состоит из мелко-, среднезернистых песчаников

 

4. линзовидными прослоями глин. Открытая пористость песчаников со-ставляет 20-25%, проницаемость - (300-1000) ·10^-15м². На крыльях под-нятия коллекторские свойства пласта ухудшаются. Начальные дебиты нефти через 8-мм штуцер составляли 90-200м³/сутки. Крупные нефтяные скопления находятся также в кровле неокомского комплекса под субре-гиональной алымской глинистой покрышкой (нижний апт) мощностью до 100м. Это – залежи АВ1-5 Самотлорского месторождения, находяще-гося на вершине Нижневартовского свода, и АС4-7 Федоровского место-рождения, находящегося на вершине Сургутского свода. Коллекторские породы характеризуются значительной неоднородностью, поэтому начальные дебиты нефти из них были невысокими: 10-15м³/сутки из пластов АС4-7 и 60-130 м³/сутки из пласта АВ1-2.

Зона глинизации песчано-глинистой ритмитовой формации прохо-дит широкой полосой по восточному крылу Ханты-Мансийской впади-ны. В этой зоне локализованы десятки нефтяных месторождений, самым крупным, из которых является Приобское месторождение. Клиноформ-ное строение неокомского осадочного комплекса здесь доказано по сей-смическим данным и по результатам бурения скважин (рис.57). Наклоны пластов составляют 1-2 градуса (20-35м/км). Месторождение относится

 

категории гигантских с многочисленными залежами литологического и структурно-литологического типов. Линзовидные песчаные тела нахо-дятся внутри глинистой формации, насыщены нефтью (рис.98).

 

 

298

 

 

Рис. 98. Клиноформные нефтенасыщенные песчаные пласты-резервуары группы АС Приобского месторождения (Западная Сибирь) (по Ю.Н.Карогодину, 1996): 1-нефть; 2-песчаники; 3-алевролиты; 4-глины; 5-границы перерывов;

 

6-индексы пластов

 

Только в единичных скважинах были получены притоки воды. Основными продуктивными пластами являются пласты АС 10, АС11, АС12. Песчаные пласты разделены на пропластки. Песчаники преиму-щественно мелкозернистые, глинистые, с невысокими фильтрационно-емкостными свойствами, образуют полосообразные в плане тела, вытя-нутые в меридианальном направлении на десятки километров, и моза-ично рапространенные линзообразные тела. Запасы нефти были под-

 

считаны по пластам АС7, АС9, АС⁰10, АС¹10 , АС^2-310, АС¹11, АС^2-411, АС12, АС^1-212, АС³12. Лучшим коллекторским пластом является пласт

 

АС11 с пористостью 12-17%, проницаемостью до 250·10^-15м². Макси-мальная его эффективная толщина составляет 41,6м, максимальный де-бит нефти – 118,2 м³/сутки.

 

Размер нефтяной залежи составляет 10- 20км по ширине , 80км по длине. В пласте АС^1-210 пористость в среднем составляет 19%, проница-

 

299

емость-18,5·10^-15м², дебиты нефти редко превышают 20м³/сутки. Не-значительные притоки нефти (4- 12м ³/сутки) были получены также из тюменской и баженовской свит. По представлениям Ю.Н. Карогодина (1996) большинство линзовидных и полосовидных песчано-алевритовых тел неомского разреза Приобского месторождения имеют баровую природу.

 

6. северном направлении мощность песчано-глинистой ритмито-вой формации неокома возрастает до 1000 и более метров. На Уренгой-ском месторождении формация насыщена газом с высоким конденсат-ным фактором (от 70 до 1040см³/м³) часть залежей имеет нефтяные оторочки. Ввиду общего опесчанивания разреза и отсутствия глини-стых отложений алымской свиты верхняя граница формации выражена неотчетливо. Пласты-резервуары толщиной от 10 до 45 метров сложе-ны песчано-алевритовыми породами, фациально и литологически из-менчивыми по простиранию и вертикальному разрезу (рис.99). Песча-ники серые, светлосерые, аркозовые, мелкозернистые, редко-среднезернистые, с прослоями алевролитов и глин. Обломочный мате-риал представлен полевыми шпатами – 40-60%, кварцем – 25-35%, слюдами – до 5%. Цемент глинистый, прослоями известковистый.

 

Текстура массивная, горизонтально-, волнисто-, косослоистая. Отмечаются текстуры взмучивания, конгломератовидные породы, сле-ды ходов илоедов, прослойки угля толщиной от 1 до 8см, обилие угли-стого детрита. Открытая пористость песчаных пород составляет 3,3-18%, эффективная-9%, проницаемость – (1,5-130) ·10^-15 м². Пласты-флюидоупоры сложены темно-серыми глинами толщиной до 30м. В них встречаются остатки фораминифер, криноидей.

 

Покрышкой над пластом БУ8 является пачка "шоколадных" глин. По ее подошве проходит граница перерыва, несогласия. На месторож-дении нефтегазоносными являются пласты АУ6, АУ9, АУ10, БУ1-2, БУ5, БУ⁰8, БУ8, БУ9, БУ⁰10, БУ10, БУ11, БУ12, БУ14. Дебиты газа составляют от 35 до 430 тыс. м³/сутки, конденсата – от 5 до 120м³/сутки, нефти от 2 до 116 м³/сутки. Нефтяные оторочки имеют залежи БУ8, БУ9, БУ10, БУ11, БУ12. Большинство залежей относится к пластово-сводовому типу, дру-гая часть - к пластово-сводово-литологически-экранированному типу. Нефти малосернистые (0,03-0,12%), парафинистые (до 12,7%), ма-лосмолистые (1,72-3,92%). Плотность конденсатов составляет 725-785 кг/м³, нефтей – 804-860 кг/м³.

 

 

300

 

 

Рис. 99. Геологический разрез продуктивной толщи Уренгойского

 

нефтегазоконденсатного месторождения (Западная Сибирь) (по В.Н.Бородкину, 1990): 1-песчаники водоносные; 2-глины; 3-песчано-глинисто-алевритовые пласты; 4-газ; 5-газоконденсат; 6-нефть

 

 

301

 

Рис. 100. Строение песчано-глинистой ритмично-слоистой континентально-морской формации баррем-аптского возраста (танопчинская свита) на Западно-Тамбейском ме-сторождении, Средний Ямал (Западная Сибирь) (по О.А.Новоселовой, 1990): 1-кривые стандартного электрического каротажа; 2- глины; 3-песчаники; 4-индексы пластов-резервуаров

 

 

В Ямало-Гыданской нефтегазоносной области нижнемеловая песча-но-глинистая ритмично-слоистая формация имеет позднеготерив-баррем-аптский возраст, континентальный облик, выделяются под названием "та-нопчинская свита". Песчано-алевритовые пласты между скважинами кор-релируются плохо, индексируются как "ТП", количество их достигает 26 (рис.100). В качестве репера при корреляции пластов принимается нейтин-ская глинистая пачка толщиной 40-80м, хорошо выраженная на каротаж-ных диаграммах над пластом ТП17. Песчаники светлосерые, серые, мелко-среднезернистые, линзовидно- и косослоистые, с глинистым и известкови-стым цементом. Глины темносерые, алевритистые, насыщенные обуглен-

 

 

302

ным растительным детритом. В них отмечаются обломки обугленной дре-весины, пропластки углей толщиной до 10 см, сидеритовые конкреции. Наиболее крупным месторождением на Ямале является Бованенковское месторождение. В неокомском нефтегазоносном комплексе на месторож-дении выявлено 16 залежей, из них 3- газовых, 9- газоконденсатных, 4-нефтегазоконденсатных. Большинство залежей относится к пластово-сводовому типу, другая часть -к пластово-сводово-литологически экрани-рованному типу . Толщина пластов-резервуаров составляет 10-30м, эффек-тивная толщина – 5-18м. Конденсатный фактор возрастает с глубиной. Де-биты газа составляют от 20 до 2460тыс.м³/сутки, конденсата – 0,6-

 

16,5м³/сутки. Нефтяные оторочки имеют залежи ТП18, ТП¹19, ТП19, ТП20. Дебиты нефти составляют 0,5-16 м³/сутки. Кроме неокома на месторожде-

 

нии газоносен апт-альб-сеноманский комплекс – покурская свита, пласты

ПК1-3, ПК8, ПК9 , ПК11, ПК¹12, ПК²12, нефтегазоносен юрский комплекс (пласты Ю2, Ю5, Ю¹7, Ю²7).