Анализ методов интенсификации добычи нефти на Приобском месторождении

Содержание :

Введение

1. Геологическая характеристика  Приобского  месторождения

 

1. Общие сведения о месторождении
2. Литостратиграфический  разрез
3. Тектоническое  строение
4. Нефтеносность
5. Характеристика  продуктивных  пластов
6. Характеристика  водоносных  комплексов
7. Физико-химические  свойства  пластовых  флюидов
8. Оценка  запасов  нефти
1. Запасы  нефти

 

 

 

2. Основные  технико  – экономические  показатели  разработки   Приобского  месторождения

 

         2.1   Динамика  основных   показателей  разработки                                  

                 Приобского  месторождения                             

         2.2   Анализ  основных  технко  – экономических  показателей              

                 разработки

         2.3   Особенности  разработки ,   влияющие  на  эксплуатацию            

                 скважин

4. Выбор  метода  воздействия  на нефтяную  залежь
5. Геолого – физические  критерии  применимости  различных  методов  воздействия  на  Приобском  месторождении
1.    Заводнение  пластов
2.    Методы  воздействия на  призабойную  зону         

                                  скважины для интенсификации  добычи  нефти

                                  2.5.2.а    Кислотные обработки

                                  2.5.2.б    Гидроразрыв  пласта

                                  2.5.2. в   Повышение эффективности перфорации

 

 

 

3.Анализ  методов  интенсификаци  добычи нефти  на Приобском  месторождении

 

         3.1  Анализ  эффективности  мероприятий  по дострелу и   

                приобщению продуктивных  коллекторов

         3.2  Применение  гидроразрыва  на  Приобском      месторождении

               

1. Оценка  дополнительной добычи от проведения ГРП на  Приобском месторождении в зависимости от  различных   факторов
1. Анализ  эффективности  проведения  ГРП  в  зависимости от компаний , проводивших гидроразрыв  на Приобском  месторождении
2. Анализ  эффективности  проведения  ГРП  в зависимости от основы  закачиваемого в пласт геля

        3.3  Сравнение методов интенсификации , применяемых на  

               Приобском месторождении ( приобщения , дострел и ГРП )

               3.3.1. Сравнение дополнительной добычи  нефти на                         

                         1 скв./операцию

2. Сравнение дополнительной добычи от методов перфорации  и

метода гидроразрыва пласта

 

Вывод

 

 

4. Технология  проведения ГРП

 

1.  Методика проведения процесса ГРП
2. Применяемые жидкости
3. Подготовка скважины к гидроразрыву
4. Выбор жидкости разрыва , качества песка , жидкости – песконосителя   и продавочной жидкости
5. Технологический процесс ГРП и план его проведения
6. Определение расчетных показателей процесса ГРП
1. Расчет основных характеристик процесса гидроразрыва пласта
7. Заключительные работы по ГРП и освоение
8. Исслежования скважины после гидроразрыва
9. Режим работы скважин прсле ГРП

 

 

 

5. Экономическая часть

 

Введение

    5.1  Краткая характеристика  ОАО «Юганскнефтегаз»

1. Организационно-правовой статус

   5.2  Производственные   функции   Дирекции  по  обустройству           

                месторождений нефти и газа ( ДОМНГ )

    5.3 Динамика технико–экономических показателей производства

   5.4  Расчет экономического эффекта от проведения гидроразрыва пласта .

 

6. Безопасность и экологичность проекта

 

 Введение

      6.1 Основные производственные  опасности и вредные факторы  на         проектируемом объекте

1. Метеоусловия на рабочих местах

           6.1.2  Производственное освещение

6.1.3  Шум и вибрация, их источники и уровень действия

4. Опасность  поражения электрическим током
5. Поражение щелочами и кислотами
6. Пожаробезопасность
7. Мероприятия по снижению опасных и вредных  факторов
8. Токсичные вещества
9. Средства индивидуальной защиты
2. Охрана труда на предприятии
3. Охрана окружающей среды
1. Воздействие на атмосферу
2. Воздействие на почвенно растительный слой
3. Воздействие на поверхностные воды

     6.4      Методы очистки газов от оксида углерода

  

 

Заключение .

Список  используемой  литературы.

 

 

 

      

 

 

 

 

 

Введение

         Тема  моего  дипломного  проекта  : « Анализ методов  интенсификации  добычи нефти  на Приобском   месторождении» .

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих  экономики  России,  непосредственно влияющей  на формирование бюджета страны и её экспорт.

        Состояние  ресурсной  базы  нефтегазового  комплекса   является  .наиболее  острой  проблемой   на  сегодняшний день . Ресурсы  нефти  постепенно  истощаются , большое  число  месторождений  находится в конечной  стадии  разработки и  имеют  большой  процент  обводненности ,  поэтому , наиболее  актуальной  и  первостепенной  задачей  является  поиск  и введение  в эксплуатацию  молодых   и перспективных месторождений ,  одним из  которых является  Приобское месторождение (  по  запасам   - оно одно   из  крупнейших  месторождений России ) .

    Балансовые  запасы нефти, утвержденные ГКЗ,  по категории С₁ составляют 1827,8 млн.т., извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.

  Балансовые запасы  нефти категории С₂ составляют 524073 тыс. т., извлекаемые – 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093.

  Приобское месторождение  имеет ряд характерных особенностей:

• крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;
• труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;
• по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.

      Месторождение   характеризуется сложным  строением   продуктивных  горизонтов . Промышленный  интерес  представляют  пласты АС10 , АС11 , АС12 . Коллектора  горизонтов  АС10 и АС11  относятся к средне  и низкопродуктивным , а АС12  к аномально низкопродуктивным .                Эксплуатацию  пласта  АС12  следует выделить  в отдельную проблему  разработки , т.к. ,  пласт АС12  к тому  же  является  самым   значительным  по  запасам   из  всех  пластов . Эта  характеристика  указывает  на  невозможность  освоения  месторождения  без  активного  воздействия  на его  продуктивные  пласты .

        Одним  из  направлений  решения  этой  проблемы  является  осуществление  мероприятий  по  интенсификации  добычи  нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Геологическая  характеристика  Приобского  месторождения

1.1 Общие сведения  о месторождении

 

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска,на 100 км   к западу от города Нефтеюганска .В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе , что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

 Наиболее крупные  разрабатываемые близлежащие месторождения  : Салымское , расположенное в 20 км  на восток, Приразломное , расположенное в  непосредственной близости  , Правдинское - в 57 км  на юго-восток.

  К юго-востоку от  месторождения проходят трассы  газопровода Уренгой - Челябинск  - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск .

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой   мощности. Абсолютные отметки рельефа  составляют 30-55 м . Южная часть площади  тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции . Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

 Гидрографическая  сеть представлена протокой Малый  Салым, которая протекает в  субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым . Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области . На территории района имеется большое количество озёр , наиболее крупные из которых озеро Олевашкина , озеро Карасье , озеро Окунёвое . Болота непроходимые , замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта .

Климат района резко  континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом . Зима морозная и снежная . Самый холодный месяц года - январь ( среднемесячная температура -19,5 градусов С ). Абсолютный минимум -52 градуса С . Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура  +17 градусов С ), абсолютный максимум  +33 градуса С . Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год , причём 75% приходится на тёплое время года . Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня .Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые  почвы на сравнительно возвышенных  участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в  зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

На сопредельных территориях ( на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены ) ММП залегают на глубинах от 140-180 м ( Лянторское месторождение ). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие. 

 

1.2 Литостратиграфический   разрез

 

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним  и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываюся верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерыми до черногоцвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K)

Отложения меловой системы  развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего  отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка  тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты  изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты  АС7,АС9,АС10,АС11,АС12.

Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые  до черных глины алымской свиты (K1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит.

Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.  

Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты.  Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.

Палеогеновая система  (P2)

Палеогеновая система  включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные -  континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система (Q)

Присутствует повсеместно  и представлена в нижней части  чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными  и озерными фациями - илами,  суглинками  и  супесями.  Общая  толщина  составляет     70-100 м.

 

1.3 Тектоническое   строение

  

Приобская структура  располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными  поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту  «Дб», приуроченному к кровле быстринской  пачки прослеживаются  Приобское  куполовидное поднятие, Западно-Приобское  малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие. 

 

1.4 Нефтеносность

 

На Приобском месторождении  этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность  установлена в неокомских пластах  группы АС, где сосредоточено 90% разведанных  запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и  быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность  которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС₇, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений  выделено 9 подсчетных объектов: АС₁₂³, АС₁₂², АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₀⁰, АС₉, АС₇.

Залежи пластов АС₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

Геологический профиль  представлен  на  рис.1.1

 

1.5 Характеристика  продуктивных  пластов

 

Основные запасы нефти  на Приобском месторождении сосредоточены  в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.

По мере продвижения  с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской  свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.

Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ  по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания  пимской пачки, возраст этих отложений  оказался готеривским. Все пласты, что  находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на  Приобском  месторождении  пласты БС_1-5 были переиндексированы на АС_7-12 .

При подсчёте запасов  в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов : АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0,АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.

Пачка продуктивных пластов  АС₁₂ залегает в основании мегакомплекса и является наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС_12/3, АС_12/1-2, АС_12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.  

Залежи пласта АС_12/3 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически экранированной со всех сторон . По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины  изменяются от 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м³/сут, Нд=1239м до 7,5 м³/сут при Нд=1327м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5км на 7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м³/сут. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76м. Тип литологически экранированный.

Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м , при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи  45 км на 25 км, высота 176 м.

В пласте АС_12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологически экранированного типа.

Пласт АС_12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС_12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м³/сут при динамических уровнях до 48 м³/сут.

Покрышка горизонта АС₁₂ образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС₁₁, в состав которой входят АС_11/0, АС_11/1, АС_11/2,  АС_11/3,  АС_11/4. Три последних соединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводным участкам, наблюдаются наиболее значительные тлщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток  (до 78,6 м). На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом АС_11/2, в центральной части - пластом АС_11/3, на севере - пластом АС_11/2-4.

Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводной части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трёх сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м³/сут при динамическом уровне 1195 м до 11,8 м³/сут.

Пласт АС_11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге . Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км. Обе залежи литологически экранированного типа. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м³/сут при динамическом уровне. Горизонт АС₁₀ вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС_10/2-3, АС_10/1, АС_10/0.

Основная залежь АС_10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологически экранированный, размеры 31 на 11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м . Размеры  залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная  граница проводится условно . Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 м³/сут при динамическом уровне 1064 м до 6,4м³/сут .

Завершает разрез пачки  пластов АС₁₀ продуктивный пласт АС_10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС₉ имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.