Анализ и прогнозирование временного ряда добычи нефти на ЮЛТ Приобского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт Менеджмента и бизнеса

Кафедра экономики, организации и управления производством

Курсовая работа

по учебной дисциплине «Статистические методы обработки данных»

на тему: «Анализ и прогнозирование временного ряда добычи нефти на

ЮЛТ Приобского месторождения»

Тюмень 2014

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых. Она занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Доля нефти в общем потреблении энергоресурсов в 2010 г. составила 33,6 %, причем потребление нефтепродуктов непрерывно растет.

Россия занимает 1-ое место в мире по добыче и экспорту сырой нефти и природного газа. В 2011 г. в России добыча нефти составила 511,432 млн. тонн, что на 1,23% выше, чем в 2010 г. В 2012 г. добыто 518 млн. тонн нефти. Эти цифры доказывают, что существует рост темпов потребления и добычи невозобновляемого источника энергии.

Крупнейшими нефтегазодобывающими компаниями России по данным за 2011 г. являются: «Роснефть» (добыто 114,5 млн.тонн нефти), «ЛУКойл» (87,7 млн.тонн), ТНК-ВР (72,5 млн.тонн), «Сургутнефтегаз» (60,8 млн.тонн), «Газпром нефть» (29,6 млн.тонн), «Татнефть» (29,7 млн. тонн), «Славнефть» (17,8 млн.тонн), «Русснефть» (13,4 млн.тонн), «Башнефть» (14,5 млн.тонн). Основным районом добычи нефти и природного газа компаний является Западная Сибирь.

ООО «Газпромнефть-Хантос» – молодое, динамично развивающееся нефтяное предприятие, ведет свою деятельность на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры (ХМАО-Югра, Тюменская область) с 2005 года и входит в структуру ОАО «Газпром нефть», как одно из основных добывающих дочерних предприятий.

«Газпромнефть-Хантос» добывает нефть на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа (Южная лицензионная территория Приобского месторождения, Южно-Киняминское, Южное, Пальяновское и Орехово-Ермаковское) и Тюменской области (Зимнее месторождение). Общество осваивает новые нефтяные площади, внедряет на производственных объектах современные технологии по интенсификации нефтедобычи, модернизирует процессы обустройства кустовых площадок, бурения скважин, улучшает социально-бытовые условия своих сотрудников, участвует в общественной жизни региона, занимается благотворительностью.

По состоянию на 01.01.2014 года предприятием добыто 85 млн тонн нефти. Извлекаемые запасы по категории АВС1+50%С2 составляют – 423 млн.т.

«ООО Газпромнефть-Хантос» создан в 2005 году на базе двух региональных нефтедобычных проектов — «Приобский» и «Пальяновский». Основной объём нефтедобычи «Газпромнефть-Хантоса» приходится на Южно-Приобское месторождение (южная лицензионная территория), запасы которого составляют более 1,2 млрд тонн. Из-за плохой проницаемости пластов разработка Южно-Приобского месторождения долгое время считалась нерентабельной. За счёт применения новых технологий, в частности гидроразрыва пласта, компании удалось не только выйти на его разработку, но и повысить объём добычи: с 7428,6 тысяч тонн нефти в 2008 году до 10849 тысяч тонн в 2011 году. Три года подряд, начиная с 2010 года предприятие занимает первое место в номинации «Самая динамично развивающаяся вертикально интегрированная компания» в конкурсе «Чёрное золото Югры». В 2012 году, в связи с интеграцией НК «Магма» в структуру предприятия, к производственным объектам добавились два месторождения в Нижневартовском районе: Ореховское месторождение и Южное месторождение. В январе 2013 года началась разработка Южно-Киняминского месторождения в Сургутском районе.

В 2013 году «Газпромнефть-Хантос» добыл 13, 7 млн тонн нефти, что на 7,5% превышает уровень 2012 года. В 2013 году на предприятии выполнено более 530 геолого-технических мероприятий (ГТМ), что в итоге позволило превысить план по дополнительной добыче на 474 тыс.тонны. Кроме того, за счет эффективной работы с базовым фондом скважин удалось дополнительно добыть 197 тыс.тонн нефти. Компания провела 896 гидроразрывов пласта (ГРП), что почти на 100 операций превышает результаты 2012 года.

На 7 августа 2010 года пробурено 5 миллионов метров проходки горных пород, а это более 1660 скважин.

В данной курсовой работе сделаем экономико-статистический анализ временных рядов, что позволит проанализировать перспективность дальнейшей работы рассматриваемого объекта.

Объектом курсовой работы является добыча нефти на ЮЛТ Приобского месторождения в 2004-2013 годы.

Целью курсовой работы является проведение анализа и прогнозирования временного ряда добычи нефти на ЮЛТ Приобского месторождения.

Задачи курсовой работы:

1. Представить данные об объеме  и изменении добычи нефти на ЮЛТ Приобского месторождения в 2004-2013 годы.

2. Рассчитать и проанализировать  абсолютные, относительные и средние  показатели ряда динамики добычи  нефти на ЮЛТ Приобского месторождения в 2004-2013 годы.

3. Прогнозировать развитие добычи  нефти на ЮЛТ Приобского месторождения в 2004-2013 годы.

Основой для написания курсовой работы послужили учебные пособия, статистические сборники и электронные ресурсы.

1. Геолого-геофизическая  характеристика месторождения

1.1. Краткая физико-географическая  характеристика района

В административном отношении проектируемые объекты расположены в Ханты-Мансийском муниципальном районе Ханты-Мансийского автономного округа - Югра Тюменской области, на территории ЮЛТ Приобского месторождения.

Ближайший населенный пункт г. Ханты-Мансийск, расположенный в с – з направлении. Транспортное сообщение возможно колесным транспортом по существующим автомобильным дорогам, в пойме до объектов можно добраться только по автозимникам. Через месторождение проходит автодорога с бетонным покрытием Ханты-Мансийск-Горноправдинск, которая выходит на автодорогу федерального значения  Нефтеюганск – Ханты-Мансийск. По трассе до Ханты-Мансийска 40км. В 200 км. на северо-востоке находится г. Нефтеюганск.

Животный мир. Фаунистический состав территории достаточно разнообразен. Фауна млекопитающих насчитывает около 63 видов млекопитающих, из которых часть заходит сюда спорадически, часть является синантропными видами, а часть встречается относительно редко. Важнейшее значение в функционировании экосистем имеют лось, северный олень, соболь, куница, мышевидные грызуны.

Состав орнитофауны включает 247 видов птиц, из них регулярно гнездится 170 видов, нерегулярно или эпизодически – 14 видов. Причем ряд представителей связан с интразональными пойменными лесами и водоемами и вне их практически не встречается. С удалением на север беднее становится состав птичьего населения. В составе птичьего населения ведущее место занимают воробьинообразные – 103 видов, далее следуют ржанкообразные – 46, и гусеобразные – 28 видов.

В соответствии с биотопической приуроченностью птиц выделяются 4 эколого-фаунистических комплекса: лесной (около 200 видов), лугово-кустарниковый (около 50 видов), водно-болотный (около 100 видов) и синантропный (18 видов).

Ихтиофауна рек и ручьев рассматриваемой территории представлена туводными рыбами следующих видов: щука, налим, язь, сибирский елец, сибирская плотва, золотой карась, серебряный карась, ерш, окунь, пескарь, лещ, судак.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января –21.4°С. Толщина снежного покрова до 60-75см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Среднегодовая температуры почвы –3.1°С. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное. Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16.8°С, с абсолютным максимумом +34°С. В целом климат района типичен для зоны тайги.

Осадки. Среднегодовая относительная влажность атмосферного воздуха на м.с. Октябрьское составляет 76%, на м.с. Ханты-Мансийск – 76 %.

В гидрографическом отношении район ЮЛТ Приобского месторождения расположено на границе Нижнеобского, Иртышского и Верхнеобского гидрографических округов, в правобережной части поймы р. Иртыш шириной 17 км.

1.2 История  освоения района

Потребность в основных видах ресурсов для технологических нужд обосновано на основании задания на проектирование и на основании данных из «Дополнения к технологической схеме разработки Приобского месторождения (Северная лицензионная территория, Верхне- и Средне-Шапшинское месторождения)», утвержденных протоколом ЦКР № 5354 от 29.декабря 2011 г.

Дополнение к технологической схеме разработки месторождения составлено в связи со значительным превышением фактических уровней добычи нефти над проектными и окончанием срока действия предыдущего проектного документа. Составлено в соответствии с техническим заданием ООО «Газпромнефть-Хантосз» и регламентом на составление проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96).

1.3 Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза

Рассматриваемая территория находится в центральной части Западно-Сибирской плиты, имеющей гетерогенный фундамент. Последний перекрыт в стратиграфической последовательности морскими и континентальными осадочными образованиями юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем, слагающих мощный (2900 3550 м) мезозойско-кайнозойский чехол.

Верхняя часть геологического разреза, представлена осадками четвертичного возраста. Данные образования наиболее подвержены техногенному воздействию вследствие своего пространственного положения. Являются также основаниями для строящихся зданий и сооружений, коллекторами пресных подземных вод Геологическая карта района работ представлена в приложении  10.

Почвенно-растительный слой изменяется от 0,1 до 0,2 м.

Вторая терраса характеризуется сильной заболоченностью. На большей части территории верхнечетвертичные отложения перекрыты современными отложениями болот (lbQIV). Современные отложения болот представлены торфами сфагнового, гипнового и осоково-шейхцериево-пушициевого состава различной степени разложения (от слабо- до сильноразложившегося), от светло- до темно-коричневого цвета. Физические свойства торфа зависят от степени разложения и влажности. Пористость, сжимаемость, водопроницаемость снижается по мере возрастания степени разложения и растет с увеличением влажности.

Отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла в пределах изучаемого района представлены осадочными образованиями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.

Юрская система (J)

В составе юрской системы выделены осадки трех отделов (нижнего, среднего и верхнего).

Тюменская свита (J1-J2)представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники серые, мелкозернистые, алевритистые. Характерна тонкая горизонтальная слоистость, многочисленные растительные остатки и линзочки угля. В кровле свиты залегает продуктивный горизонт ЮС2. Возраст тюменской свиты – нижняя и средняя юра. Толщина свиты – 518 м.

Васюганская свита(J2k-J3o)выделяются две подсвиты: нижняя –глинистая и верхняя – с преобладанием алевролитов и песчаников.

Георгиевская свита(J3km)представлена темно-серыми до черных слабо битуминозными аргиллитами, внизу с зеленоватым оттенком, плотными, крепкими, в разной степени алевритистыми. Встречаются прослои и линзы алевролита и песчаника, отмечаются многочисленные включения пирита и сидерита. Толщина свиты – 2-4 м.

Баженовская свита (J3v) сложена черными, плотными, битуминозными аргиллитами. На большей части площади, в верхней части свиты развит низкоомный прослой глин, аналогичных георгиевским, толщиной 1-1.5 м. Толщина свиты – 27-30 м.

Меловая система (K)

Отложения меловой системы представлены двумя отделами – нижним и верхним. Нижнемеловые отложения являются основным объектом поисков нефти и газа, представлены осадками сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской, нижней и средней частью покурской свиты. Верхнемеловые отложения представлены верхней частью покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.

Сортымская свита (K1b-v) залегает на баженовской свите и представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в крупные пачки или толщи. Толщина свиты составляет 506-556 м.

Отложения Усть-балыкской свиты (K1v-g)залегают на породах сортымской свиты и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Свита делится сармановской пачкой глин на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Сармановская пачка представлена аргиллитоподобными глинами от серых до темно-серых, преимущественно однородными.

Сангопайская свита (K1g-br)разделена на две подсвиты – нижнюю и верхнюю. Свита сложена глинистыми отложениями и песчаниками. Толщина свиты достигает 140 м.

Алымская свита (K1a)разделена на две подсвиты – нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена алевролитами, песчаниками и глинами, верхняя – преимущественно темно-серыми, слабобитуминозными глинами. Возраст свиты – аптский, толщина свиты – 142-159 м.

Покурская свита (K1a-K2s)завершает нижнемеловой разрез. В свите выделяются три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя. Нижняя и средняя подсвиты представлены песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и глинами. Верхняя сеноманская часть представлена также, но с характерной чертой - включения янтаря, слабая уплотненность пород.

Кузнецовская свита (К2t-k) представлена темно-серыми и черными глинами. Толщина свиты изменяется от 11 до 16 м.

Березовская свита (К2k-km)состоит из нижней и верхней подсвит.

Нижняя подсвита сложена преимущественно опоками и глинами. Опоки светлые, голубовато-серые, прослоями до черных, плотные, слабоглинистые. Глины темно-серые, прослоями до черных, плотные, алевритистые.

Верхняя подсвита представлена светлыми зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Толщина свиты – 140 м.

Ганькинская свита (К2m-Pg1d)завершает разрез отложений меловой системы. Свита представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящих в мергели. Встречаются зерна глауконита. Толщина свиты – 80-90 м.

Палеогеновая система (Pg)

Отложения меловой системы перекрываются палеогеновыми отложениями морского генезиса, представленными талицкой, люлинворской и тавдинской свитами.

В свою очередь морские осадки палеоцена и эоцена перекрываются континентальными осадками олигоцена, в состав которого входят атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.

Талицкая свита (Рg1)представлена темно-серыми, почти черными глинами, монтмориллонитовыми в нижней части, плотными, аргиллитоподобными, иногда тонколистоватыми. В верхней части глины обогащены линзовидными включениями алевритового материала.

Люлинворская свита (Рg2)представлена светло-серыми, зеленоватыми,. прослоями почти белыми глинами. В нижней части глины опоковидные, в верхней – диатомовые, переходящие в диатомиты. Возраст свиты – нижний и средний эоцен. Толщина свиты – 190-200 м.

Тавдинская свита (Рg2-Рg3)сложена серыми, зеленовато-серыми, тонкослоистыми до листоватых глинами, прослоями алевритистыми, встречаются также прослои линз алевритов. Толщина свиты – до 140 м.

Атлымская свита (Рg3)сложена кварцевыми, разнозернистыми песками континентального происхождения с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина свиты – до 40 м.

Новомихайловская свита (Рg3)представлена серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, часто комковатыми глинами с включением слабоуплотненных алевритов и бурых углей. Возраст свиты – среднеолигоценовый. Толщина свиты – 60-80 м.

Туртасская свита (Рg3)завершает разрез палеогена. Сложена алевритами, песками и глинами. Пески и алевролиты кварцевые с включениями зерен глауконита. Толщина свиты – 40-70 м.

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения несогласно, в том числе и стратиграфически, перекрывают отложения палеогеновой системы, имеют повсеместное распространение и сложены аллювиальными, озерно-аллювиальными осадками. Литологически осадки представлены: в нижней части – серыми и зеленовато-серыми песками с прослоями глин, а в верхней – песками, глинами, суглинками и торфом. Толщина отложений – 15-30 м.

1.4 Структурно-тектонические  особенности

В тектоническом отношении район Приобского месторождения расположено в области распространения структур промежуточного типа внутренней мегасинеклизы Западно-Сибирской плиты.

Под фундаментом Западно-Сибирской плиты понимается структурный комплекс, подстилающий мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, начинающийся среднетриасовыми отложениями в районах с герцинским фундаментом и нижнеюрскими в районах с более древним фундаментом.

В пределах западной и центральной частей Западно-Сибирской плиты рельеф поверхности фундамента и рельеф поверхности консолидированной коры совпадают.

Западно-Сибирская плита отделена от Сибирской платформы структурообразующим разломом в дорифейском фундаменте.

В пределах Западно-Сибирской провинции выделено девять структурно-геоморфологических областей. Территория изысканий относится Средне-Обской области (крупная впадина) развития аккумулятивных и эрозионно-аккумулятивных речных террас.

Средне-Обская область подразделена на семь довольно обширных по площади структурно-геоморфологических районов. Территория изысканий входит в Юганский район (моноклиналь) развития эрозионно-аккумулятивных речных террас.

Средне-Обская область почти полностью совпадает со Средне-Обской крупной впадиной унаследованного развития. Здесь вполне четко отображается связь рельефа не только со структурой рельефообразующих пород, но и с более древним структурным планом.

По высотным отметкам Средне-Обская область ближе всего стоит к Северной области; абсолютные высоты здесь в большинстве случаев не превышают 50—100 м, лишь местами (район Аганских «гор») они достигают 125—150 м. В зонах развития низких террас Оби и Иртыша высоты снижаются до 20—40 м.

Хотя Средне-Обская область и является наиболее пониженной территорией Западно-Сибирской провинции, за исключением Крайнего Севера, она довольно густо расчленена, гидросетью. Отмечается  в пределах положительных структурных элементов развитие регрессивной эрозии и углубление русел рек, врез которых сравнительно небольшой. Местами отмечается осушение болот и спуск озер в реки. В целом эта область отличается высокой заболоченностью и заозеренностью, плоскими, низкими междуречными пространствами, которые представлены высокими террасами Оби и Иртыша.

В геокриологическом отношении исследуемая территория относится к зоне редкоостровного распространения многолетнемерзлых пород (~1%), Обь-Иртышской области.

1.5 Характеристика  нефтегазоносности месторождения

Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются нижнемеловые отложения валанжинского возраста (сортымская свита) – пласты БС100, БС101, БС113, БС121-3 и юрские отложения: – пласт ЮС1 (васюганская свита) и – пласт ЮС2 (тюменская свита). нефтяное месторождение является многопластовым и сложным по своему геологическому строению.

Согласно балансу запасов РФ ГФ по состоянию на 1.01.2003г на месторождении выделено 7 подсчетных объектов: БС121-3 (основной объект разработки); БС100, БС101, ЮС1, ЮС21, ЮС22, БС113.

Выявленный этаж нефтеносности составляет 726 м: от 2204 м (пласт БС100 нижнемеловые отложения, валанжинский ярус) до 2930 м (пласт ЮС22 среднеюрские отложения, тюменская свита). Залежи продуктивных пластов характеризуются различной степенью изученности.

Пласт БС121-3

В процессе разбуривания месторождения продуктивный пласт БС121-3 вскрыт 1380 скважинами. Пласт БС121-3 вскрыт на глубинах 2416-3037.2 м. Средняя глубина залегания продуктивной части пласта 2480 м. В некоторых скважинах пласт обводнен.

Северная залежь (залежь 1) приурочена к поднятию, залежь 2, состоящая из южной и восточной частей - к Северо-Еловому. Отложения пласта сформировались в шельфовой зоне неокомского морского палеобассейна, береговая линия которого смещалась в северо-западном направлении, в сторону углубления бассейна седиментации. В пределах месторождения отложения пласта БС121-3 представлены песчаными, алевритовыми, карбонатными и глинистыми породами, сформировавшимися в прибрежно-морских и мелководно-морских лито-фациальных условиях. Пласт делится на три пропластка: БС121, БС122, БС123. Пропластки БС122, БС123представлены сложным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород. Они образовывались при снижении активности гидродинамического режима осадконакопления, местами седиментация проходила в довольно спокойных условиях.

Скопление углеводородов в верхней части продуктивного разреза пласта БС121-3 обусловлено наличием выдержанной глинистой покрышки, толщиной 25-30 м. Средняя общая толщина пласта равна 25.6 м, эффективная 11.1 м. Нефтенасыщенная толщина по залежи изменяется от 0.4 до 11.1 м при среднем значении 4.1 м.

Пласт неоднороден по строению и характеризуется литологической изменчивостью: средняя толщина проницаемых прослоев в нефтенасыщенной части пласта 1.6 м, непроницаемых – 1.7 м. Коэффициент песчанистости в нефтенасыщенной части пласта изменяется в широких пределах от 0.041 до 0.851.

Коллекторские свойства пласта по керну: пористость – 0.228, проницаемость – 0.178 мкм2, водоудерживающая способность 37.2% .

Залежь 2приурочена к Северо-Еловому и Еланскому поднятиям. Средняя глубина залегания продуктивной части пласта 2485 м. Залежь пластово-сводовая, литологическиэкранированая, водоплавающая.

Средняя общая толщина пласта равна 28.5 м, эффективная 10.4 м. Пласт неоднороден по строению и характеризуется литологической изменчивостью: средняя толщина проницаемых прослоев в нефтенасыщенной части пласта 1.7 м, непроницаемых – 2.9 м. Коэффициент песчанистости в нефтенасыщенной части пласта изменяется в широких пределах от 0.052 до 0.649.

Горизонт ЮС2

Горизонт ЮС2 в пределах Сургутского свода продуктивен на значительной территории и, по-видимому, является региональной залежью, охватывающей территорию Западно-Сургутского, Сургутского, Восточно-Сургутского, Елового, Федоровского, Савуйского, Русскинского, и ряда других месторождений.

На большинстве месторождений в разрезе горизонта ЮС2 выделено два продуктивных пласта: ЮС21 и ЮС22, граница между которыми является условной. При этом залежь пласта ЮС21 на исследуемой территории прослеживается практически повсеместно, а пласт ЮС22 нефтеносен в пределах локальных участков.

Пласт ЮС22

Проницаемость пласта крайне низкая – 2*10-3 мкм2, пористость, принятая при подсчете запасов составляет 17%, нефтенасыщенность 58%. В целом геологическая изученность пласта ЮС22 на месторождении является крайне низкой. Данный объект является объектом доразведки.

Пласт ЮС21

Пласт ЮС21 на месторождении характеризуется низкой степенью изученности. Абсолютные отметки залегания кровли горизонта изменяются в пределах 2800 - 2915 м. По характеру изменения эффективных толщин залежь пласта ЮС21 отнесена к литологически экранированному типу.

По данным исследования керна горизонт ЮС2 представлен чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин, переслаивающихся в отдельных частях разреза пропластками и прослоями углей и углистых сланцев, толщина которых достигает 1 - 1.5 м.

Пласт ЮС1

Общая толщина пласта варьирует от 8 до 20 м. В отложениях пласта ЮС1 выявлено три залежи нефти.

Залежь 1 приурочена к своду на западном склоне Северо-Елового поднятия и по типу является пластово-сводовой, частично литологически экранированной. ВНК принят условно на отметке -2757.1 м по подошве нижнего нефтенасыщенного прослоя. Коллектора пласта ЮС1 на залежи 1 имеют невысокие фильтрационно-емкостные свойства и относительно высокую нефтенасыщенную толщину.

Залежь 2 приурочена к одному из локальных структурных осложнений на Северо-Еловом поднятии и по типу является пластово-сводовой. Высота залежи 29 м. Средняя нефтенасыщенность по скважинам залежи составляет 53.3%. В плане участки с повышенной нефтенасыщенностью отмечаются в северной центральной части залежи. Краевые части залежи характеризуются пониженными значениями нефтенасыщенности.

Залежь 3 была первоначально выявлена при бурении скважин на восточном погружении структурного носа, образованного Восточно-Моховым и Северо-Еловым поднятиями. Размеры залежи составляют 1х0.8 км, высота – 9 м. ВНК принят условно при отметке -2782.1 м. Средняя толщина проницаемого прослоя 1.6 м, непроницаемого – 0.8 м. Объект ЮС1 в пределах залежи 3 обладает более низкими фильтрационно-емкостными свойствами, чем по залежи 2.

Пласт БС113

На большей части площади месторождения пласт заглинизирован, в отдельных скважинах представлен водоносными линзами. Залежь нефти обнаружена лишь в юго-западной части лицензионного участка на западном склоне Северо-Елового поднятия. Небольшой участок залежи расположен также на Федоровском лицензионном участке.

ВНК залежи принят на отметке -2378 м. Размеры залежи 7х2.5 км, высота около 13 м. Абсолютная проницаемость пласта по ГИС изменяется от 17*10-3 мкм2 до 5*10-3 мкм2 в скважине №205Р. Пористость коллектора также изменяется от 20.9% до 18.6%. Коэффициент пористости, принятый при подсчете запасов составляет 21%, нефтенасыщенности 55%.

Пласт БС101

На месторождении в пласте БС101 выявлено две залежи, приуроченные к Северо-Еловому поднятию. Пласт имеет сложное геологическое строение и характеризуется значительной литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью по площади и разрезу.

Залежь 1 Тип залежи пластово-сводовый, литологически экранированный. Размеры залежи 6.6х3.5 км, высота около 7 м. Отметка ВНК по залежи колеблется от -2252.7 до -2558.0 м

Залежь 2 расположена к востоку от северной части залежи 1. ВНК принят на отметке -2255 м. Эффективная толщина в среднем составляет 3.6 м, изменяясь от 0.6 м до 6.1 м. Песчанистость разреза в среднем составляет 0.59. Расчлененность разреза в среднем составляет 1.8, изменяясь от 1 до 4. Средняянефтенасыщенность по скважинам составляет 0.564. Пористость в среднем по скважинам составляет 22.6%.