Составил В.Г. Каналин 11 страница. Толщина пласта от 1,6 до 7,6 м, наибольшая толщина вскрыта в скв

Толщина пласта от 1,6 до 7,6 м, наибольшая толщина вскрыта в скв. 66, 516, 508. От нижележащего пласта БС_5-6 отделен гли­нистой перемычкой, толщина которой равна 1,5 м—10 м. Оста­точная водонасыщенность по 21 анализу колеблется от 23 до 45%, составляя в среднем 30,5%. Площадь в пределах контура газонос­ности (совпадающего с нижележащим пластом АВ₅) является максимальной.

Пласт АС_5-6 представлен песчаниками, алевролитами, для ко­торых характерны значительная фациальная изменчивость как по площади, так и по разрезу. Например, в разрезе скв. 95, 67, 66, 93 отмечается глинизация кровельной части пласта, а в скв. 91, 508, 470 — подршвенной. Толщина пласта колеблется от 20 до 31 м, наибольшая толщина (29—31 м) зафиксирована в пределах Моховой площади (скв. 93, 66). В разрезе пласта выявлено 5—7 глинистых пропластков, толщиной от 0,3 до 2 м. Проницаемость рассчитывалась по 66 анализам, значения ее колеблются от 0,034 до 1,395 мкм², средняя величина, принятая для газодинамических расчетов, равна 0,400 мкм². Среднее значение остаточной водонасыщенности по 65 определениям составило 28,2%. При опробова­нии обоих газовых пластов дебиты газа колеблются от 83 тыс. до 333 тыс. м³/сут. Содержание метана составляет 96—97%, этана 0,4%, пропана 0,35—0,4%. Дебиты нефти из оторочки небольшие — 1—3 м³/сут, плотность ее в пластовых условиях равна 0,801 г/см³ (см. табл. 49).

Пласт БС₁, сложенный песчаниками и алевролитами, имеет обычно небольшую общую толщину (2,4—3,8 м), однако в преде­лах Моховой площади зафиксировано ее увеличение до 12 м. Сок­ращение толщины связано с глинизацией коллектора как в кро­вельной, так и в подошвенной частях пласта. В разрезе пласта фиксируется от одного до трех глинистых пропластков (скв. 94, 470, 516). При опробовании пласта через 8-мм штуцер дебит неф­ти составил 73 т/сут. Нефть тяжелая, вязкая, причем вязкость ее больше вязкости нефти пласта БС₁₀ в пластовых условиях в 3,6 ра­за, а в поверхностных — в 5—8 раз, что весьма важно при выборе объектов эксплуатации. Нефть из описываемого пласта более сернистая, смолистая.

Пласт БС₁₀ также сложен песчаниками, реже алевролитами. В некоторых скважинах наблюдается глинизация подошвенной части пласта (скв. 95, 62, 516, 470, 91, 93). Кроме того, по ряду скважин отмечено наличие двух-пяти глинистых пропластков. В целом в разрезе пласта можно выделить четыре пачки: БС₁₀¹, БС₁₀², БС₁₀³, БС₁₀⁴. Эффективная толщина пласта колеблется от 12 до 37 м. В процессе его опробования дебиты нефти при 8-мм штуцере составили 101 —166 т/сут, коэффициент продуктивности изменяется от 20 до 95 т/(сут*МПа), гидропроводность от 65 до 290 мкм²*см/(МПа*с), проницаемость (по промысловым данным) —от 0,080 до 0,310 мкм². Для гидродинамических расчетов принята величина проницаемости, равная 0,200 мкм². Нефть по своим товарным свойствам в значительной степени лучше нефти из пласта БС₁.

На основании анализа геолого-промысловых особенностей про­дуктивных пластов и насыщающих их флюидов были предложены следующие варианты выделения эксплуатационных объектов в разрезе Федоровского многопластового месторождения:

I вариант — три объекта: 1) залежь пластов АС₄+АС_5-6; 2) залежь пласта БС₁; 3) залежь пласта БС₁₀;

II вариант —два эксплуатационных объекта, один из них — возвратный: 1) залежь пластов АС₄+АС_5-6; 2) залежь пласта БС₁₀. Залежь пласта BC₁ предложено разрабатывать как объект возврата после окончания эксплуатации скважин на пласт БС₁₀;

III вариант —два объекта: 1) залежь пластов АС₄+АС_5-6; 2) залежь пластов BC₁+БС₁₀.

С целью решения вопроса об оптимальном, с геологической точки зрения, варианте выделения объектов эксплуатации был проведен расчет значений ранговых потенциалов, которые равны: для пласта АС₄—2,6; АС_5-6—2,8; БС₁—2,66; БС₁₀—3,66. Данные ранговые потенциалы свидетельствуют, вероятно, о необходимости объединения залежей пластов АС₄ и AC_5-6, а также о раздельной эксплуатации залежей пластов BC₁ и БС₁₀. Гидродинамические и технико-экономические расчеты позволи­ли рекомендовать для внедрения II и IV варианты.

Таким образом, комплексная интерпретация полученных геолого-промысловых материалов позволила оценить оптимальные вари­анты разработки в целом всего месторождения, составить техно­логическую схему разработки и произвести соответствующие расчеты.

25.2. Интерпретация геолого-промысловых материалов в процессе разработки

25.2.1. Усть-Балыкское нефтяное месторождение

Усть-Балыкское нефтяное месторождение — одно из ин­тереснейших в Западной Сибири, его структура осложняет Пимский вал, находящийся в пределах южной части Сургутского свода. Здесь выделяются Усть-Балыкское и Солкинское поднятия (и со­ответственно Усть-Балыкская и Солкинская площади).

Разрез месторождения условно можно разделить на две части: нижнюю, включающую пласт БС₁₀, и верхнюю, включающую пласты БС₁, БС₂₊₃, БС₄, БС₅. Верхняя часть разреза характеризу­ется наличием четко выделяемых пластов песчаников и глин, ко­торые являются устойчивыми реперами при корреляции. Пласты становятся более глинистыми с глубиной и по направлению на се­вер месторождения (к скв. 66). При сопоставлении разрезов сква­жин в пласте БС_2-3 выделяется зональный интервал БС¹_2-3 (скв. 514, 843, 844, 870).

В пласте БС₁₀ пять зональных интервалов БС¹₁₀, БС²₁₀, БС³₁₀, БС⁴₁₀, БC⁵₁₀, разделенных глинистыми пропластками, мощность ко­торых колеблется от 2 до 7 м. На север и северо-запад наблюда­ется постепенное неравномерное замещение песчаников пласта БС₁₀ глинами и полное выклинивание пропластков БС²₁₀ и БС³₁₀.

Таким образом, продуктивные пласты Усть-Балыкского место­рождения неоднородны, они характеризуются наличием прослоев аргиллитов и известковистых пород. Лучшим строением и выдер­жанностью по площади обладает пласт ВС₁, который хорошо фик­сируется кривыми КС и СП. Вниз по разрезу плотные прослои в пластах встречаются чаще. Залежи пластов БС₁, БС₂₊₃, БС₄, БС₅—пластовые сводовые, имеющие одинаковую отметку ВНК, —2076 м; залежь пласта БС₁₀ — литологически ограниченная (рис. 66).

Таблица 50

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Усть-Балыкского месторождения

Параметры	БС1	БС2-3	БС4
Высота залежи, м
Общая толщина, м	6,6 – 13,8	6,2 – 22	1,8 – 10,6
Эффективная толщина, м	5,8 – 10,4	5,2 – 18,6	3,9
Начальная отметка ВНК, м	-2076	-2079	-2073
Пористость по керну, %	22 – 25	20 – 25
Проницаемость по керну, мкм2	0,30 – 1,0	1,0	0,2 – 1,2
Коэффициент песчанистости	0,88	0,86	0,84
Коэффициент продуктивности, м3(сут*МПа)
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,875	0,881	0,884
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,806	0,821	0,823
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	3,19	3,81	4,15
Начальное пластовое давление, МПа	21,4 – 21,7	20,7 – 21,7	21,0 – 21,6
Давление насыщения, МПа	9,12	8,92	8,80
Газовый фактор, м3/т	46,62	40,1 – 50,3	45,61
Дебит нефти, м3/сут	90 – 200	120 – 200	65 – 200
Содержание серы, %	1,3	1,39	1,63
Температура пласта, 0С	65 - 68	65 – 68	63 – 66

 

Продуктивные пласты БС₁—БС₁₀ находятся в регрессивной ча­сти трансгрессивного цикла, что доказывается улучшением отсортированности обломочного материала снизу вверх по разрезу (от 2,5 в пласте БС₁₀ до 1,8 —в BC₁) с одновременным увеличен; медианного размера зерен (от 0,08 до 0,18 мм) и уменьшением гли­нистого цемента, что связано с постепенным увеличением скорости роста структур.

Анализируя все сказанное, можно сделать вывод, что лучшей литолого-петрографической характеристикой обладает пласт БС₁ с преобладанием песчаной фракции до 83%. Песчаники хорошо отсортированы; содержание пелитовой фракции небольшое (до 21,8%). С глубиной вниз по разрезу литологическая характеристика пластов меняется. Так пласт БС₁₀ характеризуется сложным литологическим строением, худшей отсортированностью песчаников и большим содержанием глин (6 – 31%).

Изучение коллекторских свойств описываемых пластов прово­дилось путем изучения образцов керна, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Геолого-промысловая характе­ристика продуктивных пластов БС₁, БС_2-3, БС₄ приведена в табл. 50.

Пласт БС₅ включает песчаные и алевролитовые прослои, кото­рые чередуются с плотными, сильно известковистыми песчаника­ми. Пористость от 22 до 27%, проницаемость — от 0,100 до 0,420 мкм². Пласт БС₁₀ характеризуется значительным ухудшени­ем коллекторских свойств, например, проницаемость здесь изменя­ется от 0,005 до 0,250 мкм², среднее значение пористости 20,5%. Интересно отметить, что кривые распределения пористости и про­ницаемости имеют две вершины. При решении вопроса о гранич­ной величине «коллектор — неколлектор» принято значение α_сп=0,4. В целом, коллекторские свойства продуктивных пластов улучшаются вверх по разрезу, но даже в пределах верхнего неф­тегазоносного комплекса наблюдается различие коллекторских характеристик пластов.

Опробование скважин осуществлялось снизу вверх, так как разведка месторождения проводилась практически одной серией скважин. Залежи пластов БС₁, БС_2-3, БС₄, БС₅— высокодебитные, а пласта БС₁₀ — среднедебитные, что необходимо учитывать при проектировании их разработки. Нефти описываемого место­рождения относятся к метаново-нафтеновому типу, по физико-хи­мическим свойствам они смолистые, сернистые и парафинистые. Нефти всех продуктивных пластов в основном сходны, плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 0,806 до 0,823 г/см³, вязкость — от 3,19 до 5,4 мПа*с, однако наибольшими плотностью и вязкостью обладает нефть из пласта БС₄.

Гидродинамические исследования на месторождении проводи­лись методами установившихся отборов, снятия кривых восстанов­ления давления, гидропрослушивания, снятием профилей приемис­тости и отдачи. Индикаторные линии добывающих скважин имеют прямолинейный вид, а нагнетательных при депрессиях на пласт более 5,5 MПа—искривляются в сторону оси дебитов за счет раскрытия трещин. Коэффициенты продуктивности изменяются от 5 до 270 т/(сут*МПа), причем наибольшей продуктивностью ха­рактеризуются пласты БC₁ и БС_2-3. Кривые восстановления дав­ления сняты более чем по 130 скважинам. Интересно отметить, что гидропроводность увеличивается в зависимости от роста де­прессии на пласт. Это, вероятно, в большей степени связано с уве­личением работающей мощности, что хорошо видно на профилях притока. Результаты гидропрослушивания свидетельствуют о хо­рошей гидродинамической связи отдельных участков пласта.

Кроме отмеченных исследований, проведены работы с помощью глубинных дебитомеров с целью контроля за работающими интер­валами и выделения работающих интервалов. В ряде случаев от­мечается четкая зависимость между депрессией и толщиной рабо­тающих пластов (скв. 80, 516, 518). Результаты дебитометрии по­зволили сделать выводы: а) гистограммы работающих интервалов в основном идентичны распределению проницаемости по разрезу; б) пласты BC₁ и БС₄ вырабатываются по мощности более равно­мерно, чем пласт БС_2-3. Следует добавить, что при совместной эксплуатации пластов BC₁ и БС_2-3 особенно наглядно видно рез­кое отставание выработки пласта БС_2-3. При совместной эксплуа­тации продуктивность скважин занижается на 27%, гидропровод­ность— 47%, дебиты — на 40% против суммарных показателей по отдельным пластам. Это приводит к перетокам жидкости из од­ного пласта в другой [35].

Таким образом, в результате геолого-промыслового анализа вы­яснилось, что наибольшей неоднородностью обладают пласты БС₅ и БС₁₀, улучшение коллекторских свойств фиксируется вверх по разрезу. Площади залежей пластов БС₁—БС₅ в плане перекрыва­ются, исключение в этом отношении представляет пласт БС₁₀. Фи­зико-химические свойства нефти всех пластов в основном идентичны, дебиты нефти, за исключением пласта БС₁₀, также одинаковы.

В 1964 г. институтом ВНИИнефть была составлена технологи­ческая схема разработки, в соответствии с которой пласты БС₁, БС_2-3, БС₄ объединялись в один эксплуатационный объект. Под­держание пластового давления предусматривалось как внутриконтурное (продольное разрезание залежи), так и законтурное. За­качка воды в пласты BC₁ и БС_2-3— совместная. Расположение до­бывающих скважин планировалось параллельно внешнему конту­ру нефтеносности и разрезающему ряду. Кроме того, в 1971г. ин­ститутом Гипротюменнефтегаз была составлена технологическая схема разработки залежи пласта БС₁₀, здесь рекомендовано проводить площадное заводнение. В соответствии с этой схемой за­лежь пласта БС₁₀ в настоящее время только начинает разбуривать­ся добывающими скважинами.

Таким образом, в разрезе месторождения выделены к настоя­щему времени два эксплуатационных объекта: 1) BC₁ +БС_2-3+БС₄; 2) БС₁₀.

Остановимся на состоянии разработки эксплуатационного объ­екта БС₁+БС_2-3+БС₄. Наибольшее количество нефти в общем объеме годовой добычи дает пласт БС₁. Однако в целом наиболь­шая нефтеотдача достигнута по пласту БС₄. Выработка запасов нефти из объекта происходит весьма неравномерно как по площа­ди, так и по разрезу. Проектный темп отбора нефти был превышен только по пласту БС₄. Скорость продвижения закачиваемых вод по пласту БС₁ почти такая же, как и по пласту БС₄. В зоне центрального разрезающего ряда фронт закачиваемой воды по пласту БС₁ на отдельных участках продвинулся на 1000 м и более, чем по пласту БС_2-3.

Проектный уровень добычи нефти по пластам BC₁ и БС_2-3 так и не был достигнут, хотя на каждый из них было пробурено дополнительное число добывающих и нагнетательных скважин. Например, на пласт БС_2-3 были пробурены 173 добывающие скважины, хотя по проекту планировалось лишь 111. Это вызвано, вероятно, совместной эксплуатацией пластов и недостаточной эффективностью системы разработки. По пласту БС₄ проектный уро­вень добычи нефти был уже превышен в первые годы разработки, а максимальная его величина была достигнута в 1969 г. [35].

По всем продуктивным пластам отмечается значительная обвод­ненность добываемой продукции. Основной рост обводненности при этом наблюдается по пласту БС₄ (6,3%). По пласту БC₁ она достигает 2,9%, а по пласту БС_2-3 — 2,5%. По верхним пластам БC₁ и БС_2-3 наблюдается послойное обводнение, причем в первую очередь оно происходит по нижней части пластов. По нижнему пласту обводнение осуществляется по всей его мощности, в ос­новном подтягиваются подошвенные воды. В целом обводнение происходит вследствие большой скорости продвижения закачивае­мых вод.

Исследования скважин глубинными дебитомерами и расходо­мерами показали, что работающая толщина пластов колеблется от 10 до 53%, в среднем 29,3%. В пласте БC₁ воду принимает кро­вельная и средняя его части, в пласте БС_2-3— кровельная и реже —подошвенная части. Замеры пластовых давлений по скважи­нам позволяют сделать вывод о неравномерности их распределе­ния по пластам. По сравнению с первоначальным пластовым дав­лением (21,6 МПа) оно в пласте БC₁ достигло 19,63, по пласту БС_2-3—19,59, пласту БС₄ — 20,07 МПа. Падение пластовых дав­ний наблюдалось в 1972 г., затем отмечен постепенный их рост, однако до первоначального уровня они так и не восстановились [35].

Отмеченное состояние разработки эксплуатационного объекта сохранилось в основных чертах до настоящего времени. Нами бы­ло предложено несколько вариантов объединения рассматривае­мых пластов в эксплуатационные объекты. Ввиду недостаточной изученности геологического строения продуктивных пластов и, осо­бенно состояния их разработки, эти предложения, к сожалению, своевременно не были приняты. Обобщение всех геолого-промысловых материалов при составлении проекта разработки залежей пластов БС₁, БС_2-3, БС₄ привело к необходимости бурения допол­нительных добывающих скважин на каждый продуктивный пласт, т.е. уплотнению сетки скважин, общее число которых по разным вариантам достигает 107—220. Бурение такого числа добывающих скважин равносильно бурению самостоятельной серии скважин на каждый пласт, т.е. выделению самостоятельных эксплуатацион­ных объектов БC₁, БС_2-3, БС₄.

Таким образом, комплексная интерпретация геолого-промысловых материалов, сравнение фактических и проектных показателей разработки этого многопластового эксплуатационного объекта позволяют сделать вывод о значительном несовпадении величин этих показателей. Кроме того наблюдается неравномерная выработка рассматриваемого эксплуатационного объекта как по площади, так и по разрезу, что обусловлено значительной неоднородностью пластов, их различной литолого-физической характеристикой. Следовательно, объединение продуктивных пластов БC₁+БC_2-3+БC₄ в один эксплуатационный объект сделано неверно. Этот вывод подтверждается и предложением института СибНИИНП о бу­рении дополнительного числа эксплуатационных скважин на каждый продуктивный пласт, т.е. о значительном уплотнении сет­ки скважин.

Таким образом, формирование представлений о модели неф­тяной залежи осуществлялось на основе геолого-промысловой ин­формации, получаемой на базе комплекса всех перечисленных вы­ше методов (прямые, геофизические, гидродинамические, геолого-промысловые и др.). Обобщение и интерпретация информации осуществлялась путем качественной и количественной оценок. изучаемых геолого-промысловых признаков, построения карт, геологических разрезов. При этом большое, внимание уделялось оценке неоднородности изучаемых пластов при обосновании систем разработки и конечной нефтеотдачи.

25.2.2. Правдинское нефтяное месторождение

Правдинское месторождение расположено в пределах Сургутского свода и приурочено к Пайкинской структуре, пред­ставляющей собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, которая по вышележащим отложениям посте­пенно выполаживается. Сводовая часть поднятия осложнена се­верным и южным куполами. В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты: Ю₀, БС₂₀, БС₁₉, БС₉, БС₈, БС₆, БС₅, АС_10-11 представленных песчано-алевролитовыми породами. Необходимо отметить, что в некоторых работах пласты БС₉, БС₈, БС₅, АС_10-11 соответственно названы БС₁₁ и БС₁₀; БС₇; БС₄; АС₁₁. Вероятно, такая индексация более правильная, так как соответствует номен­клатуре пластов, принятой совещанием в г. Правдинске. Однако все технологические схемы составлены в соответствии со старой номенклатурой пластов, что и явилось основной причиной ее ис­пользования в данной работе. Все продуктивные пласты относятся к четырем этажам нефтегазоносности. Наиболее изучены из них пласты БС₄, БС₆, БС₈ Нижележащие пласты изучены менее детально, хотя, очевидно, имеют довольно сложное геологическое строение. Геолого-промысловая характеристика продуктивных план­етов приведена в табл. 51. Коротко остановимся на основных осо­бенностях, учет которых необходим при проектировании разра­ботки. При этом использовались прямые, геофизические, гидроди­намические и геолого-промысловые методы учета геолого-промысло­вой информации.

В процессе корреляции разрез месторождения был разделен на пять частей, в основном соответствующих выделенным нефтегазо­носным комплексам. В их пределах границы пластов выделяются довольно четко по комплексу промыслово-геофизических исследо­ваний (электрометрия, БЭЗ, микрозондирование, кавернометрия). Из всех пластов наиболее выдержан пласт БС₆, для пластов БС₄, БС₇, БС₁₀, БС₁₁, БC₁₉ характерно замещение песчаников глинами. Поэтому в разрезе месторождения фиксируются как пластовые сводовые (AC_10-11, БС₆), так и литологически экранированные (БС₇, БС₁₀, БС₁₁) залежи.

Таблица 51

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов Правдинского нефтяного месторождения

Параметры	АС10-11	БС5	БС6	БС8	БС9	БС19	БС20-21	Ю0
Дата открытия
Дата ввода в разработку	-					-	-	-
Тип залежи	Пластовая сводовая	литологически экранированная	Пластовая литологически экранированная	Сводовая водоплавающая	Пластовая литологически экранированная
Глубина залегания пласта, м
Общая толщина, м	19,0	9,0	16,0	8,0	22,8	23,0		15 - 20
Начальная отметка ВНК, м	-2103	-2257	-2312÷ -2328	-2419÷ -2442	-2411÷ -2450	-2625	-2675	-
Проницаемость по керну, мкм2	0,150	0,057	0,090	0,172	-	0,010 - 0,50	-	-
Проницаемость по промысловым исследованиям, мкм2	-	0,028	0,109	0,014	-	-	-	-
Гидропроводность, мкм3*см/(мПа*с)	-			21,8	-	-	-	-
Коэффициент нефтенасыщенности	0,63	0,72	0,74	0,61	0,61	0,60	0,60	10 - 20
Коэффициент песчанистости	0,65	0,73	0,71	0,87	0,33	0,32	-
Коэффициент расчлененности	-	2,4	3,7	2,0	3,4	-	-	0,837
Толщина плотных перемычек, м	8-15	10 – 20	10-15	3-7	15-30	20 - 30	30 - 40	6,64
Расстояние между пластами, м	-							-
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,902	0,855	0,850	0,858	0,865	0,830	-	-
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мм2/с		14,4	12,4		17,8	17,3	-	-
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	-	0,74	0,74	0,74	0,74	-	-	-
Начальное пластовое давление, МПА						-	-	-
Объемный коэффициент	-	1,35	1,35	1,35	1,35	-	-	-
Давление насыщения, МПа	-					-	-	-
Газовый фактор, м3/т								-
Содержание серы, %	1,72	0,99	0,66	0,87	1,22	-	-	0,75
Содержание парафина, %	3,71	4,0	3,8	4,0	4,3	-	-	2,69
Дебиты нефти, т/сут	6,16		64 - 133	50-120	10-77		1,5	5 - 16
Температура пласта, 0С					-

Примечание: Режим залежи – упруго-водонапорный.

В процессе сопоставлении разрезов скважин установлено, что все продуктивные пласты перекрываются довольно выдержанными глинистыми покрышками, мощность которых в среднем составля­ет 10—30 м (см. табл. 51). Исключение составляет пласт БС₇, который перекрывается пачкой глинистых пород мощностью 3—7 м. Таким образом, мощность глинистых плотных покрышек вполне достаточна для изоляции продуктивных пластов.

Продуктивные пласты представлены песчаниками, глинистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники мелко- и среднезернистые, полимиктовые, слюдистые. Лучшей литолого-петрографической характеристикой обладает пласт БС₆, песчаники хорошо отсортированы, содержание пилитовой фракции неболь­шое. Цемент по составу хлоритовый, карбонатный, по типу пленочный, регенерационный. Отмечено замещение пластов БС₅, БС₆, БС₈ глинистыми породами.

Пласт Ю₀ в отличие от вышележащих сложен трещиноватыми битуминозными аргиллитами баженовской свиты. Литология его изучена недостаточно, так как керн на поверхность не поднят. Следовательно, наличие двух различных типов пород-коллекторов в разрезе месторождения следует учитывать при выделении здесь эксплуатационных объектов.

Коллекторские свойства по пластам Ю₀, БС_20-21 не определя­лись, по пласту БС_20-21 она принята равной 0,17. По пласту БС₁₉ пористость изменяется от 10 до 18%, а проницаемость от 0,010 до 0,050 мкм². Коллекторские свойства пластов БС₉ и БС₈ в целом одинаковы. Наибольшее число определений пористости и проницаемости сделано по пласту БС₆, пористость изменяется от 16,7 до 24,7%, проницаемость — от 0,003 до 0,485 мкм² (среднее значение 0,090 мкм²). Средняя величина проницаемости по материалам промыслово-геофизических исследований 0,068 мкм², а гидродина­мических— 0,109 мкм². Пористость песчаников пласта БС₅, варьи­рует от 12 до 23,8%, а пласта АС_10-11 — от 19,4 до 24,2%, про­ницаемость песчаников этого пласта изменяется от 0,120 до 0,308 мкм². Нефтенасыщенность изменяется от 0,60 до 0,74.

Таким образом, в целом по месторождению коллекторские свойства улучшаются вверх по разрезу, в пределах же отдельных нефтегазоносных комплексов они остаются примерно на одном уровне.