Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение находится в пределах Нурминского района Ямальской нефтегазоносной области и приурочено к Бованенковскому локальному поднятию, расположенному в центральной части одноименной структуры второго порядка — Бованенковского вала.

По кровле апта Бованенковский вал представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклинальную складку, которая по оконтуривающей изогипсе —1600 м имеет размеры 80x30 км и амплитуду порядка 200 м. По кровле верхнеюрского отражающего горизонта на изогипсе — 3100 м размеры его составляют 70x26 км, амплитуда более 250 м.

Бованенковское месторождение входит в состав крупнейшего в арктических районах Западной Сибири узла газонакопления в составе Бованенковского и двух супергигантских месторождений — Харасавэйского и Крузенштернского, расположенных соответственно в 75 и 35 км к северо-западу и западу от центра Бованенковского месторождения на побережье Карского моря. По запасам газа оно занимает четвертое место в мире — после месторождений Уренгойского, Ямбургского и Норт-Фиелд.

Месторождение открыто в 1971 году скважиной первооткрывательницей 51, из которой при испытании сеноманской толщи был получен фонтан газа дебитом 650 тыс. м³/сут. В дальнейшем выявлена газоносность всего проницаемого разреза от кровли сеномана до низов юры (Ю₁₀—Ю₁₂), причем структурные ловушки заполнены газом практически до замка. Газовые залежи с минимальным содержанием тяжелого нафтенового конденсата локализованы в горизонтах ПК₁, ПК₉, ПК₁₀ (сеноман), ХМ₁, ХМ₂ (альб), ТП_1-6, ТП_7-8, ТП₉ (апт) в сводовых ловушках, единых для всего месторождения. В нижележащих горизонтах ТП_10-11 (апт), ТП₁₂, ТП_13-14, ТП₁₅, ТП_16-17, ТП₁₈ (баррем), БЯ₁, БЯ_2-4, БЯ₅ (готерив) на двух куполах развиты самостоятельные газоконденсатные залежи, при этом на северном куполе значительная часть неокомских залежей являются пластовыми тектонически экранированными. Крупнейшие по запасам газоконденсатные скопления образовались в горизонтах ТП_16-17, ТП₁₀ и БЯ_2-4 в прибрежно-морской части танопчинской свиты под протяженными покрышками. В интервале горизонтов ТП₁₈—БЯ_2-4 в ряде скважин при опробовании получены признаки нефти — в виде пленок и небольших водонефтяных притоков. Нефтяные оторочки, однако, непромышленного значения.

В юрских отложениях самостоятельные газоконденсатные залежи открыты в горизонтах Ю₂, Ю₃, Ю₆, Ю₇, Ю₁₀, Ю₁₂. Все они имеют собственные газоводяные контакты. Строение юрских залежей весьма сложное — с тектоническими экранами и многочисленными литологическими и эпигенетическими экранами внутри полей газоносности.


На месторождении пробурено 95 поисково-разведочных скважин, которые вскрыли отложения мезо-кайнозойского комплекса до палеозоя включительно на максимальную глубину 3700 м (скв. 201). Открыты залежи УВ в отложениях марресалинской (пласты ПК и ХМ), танопчинской (ТП), ахской (БЯ), малышевской (Ю_2-3). вымской (Ю_6-7) и джангодской (Ю_10-12) свит (табл. 4.6). Среди этих залежей отмечается определенная вертикальная зональность в распределении пластовых флюидов. Залежи в серии пластов ПК₁—ТП₁₁ — газовые, а залежи серии пластов ТП₁₂—Ю₁₂ — газоконденсатные.


Газовая залежь пласта ПК₁ (рис. 4.12) открыта в интервале с а.о. —519... —670 м и вскрыта 91 скважиной. Опробована в восьми скважинах. Дебиты по отдельным скважинам изменяются от 58,71 тыс. м³/сут на 10-мм диафрагме при работающей толщине 30 м до 484,0 тыс. м³/сут на 34,65-мм диафрагме при работающей толщине 39 м. ГВК принят на а.о. —670 м. Пластовое давление 6,73 МПа, температура +16 °С. Залежь массивная, водоплавающая, размеры 51x20,5 км, высота 151 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта 8,8 — 137 м. Коллекторские свойства продуктивных пород: k_п = 33,3 %; кпр до 969·10^-15 м²; k_г = 75,4 %.

Покрышкой служат верхнемеловые глинистые породы мощностью до 700 м.

Газовая залежь пласта ПК₉ открыта в интервале с а.о. —920... —971 м в южной части поднятия и вскрыта семью скважинами. Испытание проведено в одной скв. 100, где получен приток газа дебитом 342,08 тыс. м /сут. Содержание стабильного конденсата 0,16 г/м³. ГВК принят на а.о. —971 м. Пластовое давление 9,7 МПа, температура +27 °С. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 14,6x7,8 км, высота 51 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 22 м. Коэффициент газона-сыщенности — 55,7 %.


Газовая залежь пласта ПК₁₀ открыта в интервале с а.о. —992... —1011 м в южной части поднятия и вскрыта тремя сводовыми скважинами. Пласт опробован в скв. 56, из которой получен приток газа дебитом 599,81 тыс. м /сут на диафрагме 22,1 мм. ГВК принят на а.о. —1011 м. Пластовое давление 10,14 МПа, температура +28 °С.1 Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, размеры 9,4x5,0 км, высота 19 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 8—14,2 м; коллекторские свойства: k_п — 24,6 %; k_г = 55,7 %.

Газовая залежь пласта ХМ₁ открыта в интервале с а.о —1054... —1276 м и вскрыта 62 скважинами. Опробована в восьми скважинах. Дебиты газа изменяются от 356,6 тыс. м³/сут на диафрагме 16 мм до 770,36 тыс. м³/сут на диафрагме 22,1 мм. Содержание стабильного конденсата 0,65 г/м³. ГВК принят на а.о. —1276 м. Пластовое давление 13,3 МПа, температура +35 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 50,2x22,5 км, высота 222 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 1,6—6,2 м. Коэффициент пористости — 24,6 %, коэффициент газонасыщенности — 57,2 %.

Газовая залежь пласта XМ₂ открыта в интервале с а.о —1084... —1346 м и вскрыта 68 скважинами. Опробована в тринадцати скважинах. В двенадцати скважинах получены фонтаны газа, дебиты меняются от 104,34 тыс. м³/сут на диафрагме 22,1 мм. Содержание стабильного конденсата 0,65 г/м³. ГВК принят на а.о. —1346 м. Пластовое давление 13,6 МПа, температура +37 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 57,3x26,8 км, высота 262 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 4,8 до 27,6 м. Коллекторские свойства газонасыщенных пород: к_п = 24,6 %; k_пр до 803·10^-15 м²; k_г = 57,2 %.

Газовая залежь пласта ТП_1-6 (рис. 4.13) открыта в интервале с а.о —1173...—1460 м и вскрыта 70 скважинами. Опробована в 24 скважинах. Дебиты в зависимости от работающих толщин меняются от 217,5 до 964,5 тыс. м³/сут на диафрагмах 18—25 мм. Результаты исследования на газоконденсатность отмечают небольшое содержание конденсата. В скв. 65 дебит конденсата составил 0,83 м³/сут на 16-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 0,65 г/м³. ГВК принят на а.о. —1460 м. Пластовое давление 14,32 МПа, температура +41,5 °С. Залежь массивная, сводовая, размеры 57x27,5 км, высота 287 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 5,8—148,8 м. Коллекторские свойства пород: k_п = 26,5 %; k_пр до 996x10"15 м2; k_г = 72,8 %.


Газовая залежь пласта ТП_7-8 открыта в интервале с а.о —1416... —1489 м в южной части поднятия и вскрыта семью скважинами. Опробована в двух скважинах (53 и 55). Получены фонтаны газа с конденсатом дебитами соответственно 298,7 тыс. м³/сут на диафрагме 17 мм и 740,7 тыс. м³/сут на диафрагме 22 мм. В скв. 55 проведены исследования на газоконденсатность. Дебит конденсата составил 3 м³/сут на 13-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 1,44 г/м³. ГВК принят на а.о. —1489 м. Пластовое давление 14,81 МПа, температура +47 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 16x10 км, высота 73 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 4 до 28 м. Коллекторские свойства пород: k_п = 24,6 %; k_г = 69,1 %.

Газовая залежь пласта ТП₉ открыта в интервале с а.о. — 1471... —1524 м в южной части поднятия и вскрыта пятью скважинами. Опробована в трех скважинах. Дебиты 805,7—810,9 тыс. м³/сут на диафрагмах 22 мм. Исследование на газоконденсатность проведено в скв. 56. Содержание стабильного конденсата не определено. ГВК принят на а.о. —1524 м. Пластовое давление 15,17 МПа, температура +49 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 13x7 км, высота 53 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 15—38,2 м. Коллекторские свойства пород: k_п = 24,6 %; k_пр = 16,2·10^-15 м²; k_г = 77,6 %.

В пластах ТП_10-11 выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газовая залежь пластов ТП_10-11 открыта в интервале с а.о. —1748... —1761 м и вскрыта в одной скв. 78. Дебит газа 105,26 м³/сут на диафрагме 13 мм. ГВК принят на а.о. —1761 м. Пластовое давление 16,75 МПа, температура +59,5 °С. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 10x6,5 км, высота 13 м.

Эффективная газонасыщенная толщина 19,6—31,6 м. Коллекторские свойства пород: k_п = 24,6 %; k_г = 64,7 %.

Южная газовая залежь пласта ТП_10-11 открыта в интервале с а.о. —1534... —1590 м и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в двух скважинах (100 и 56). Дебиты газа составляют соответственно 21,0 тыс. м³/сут на диафрагме 14,1 мм и 476,1 тыс. м³/сут на диафрагме 22,15 мм. Исследования на газоконденсатность проведены в скв. 56. Содержание стабильного конденсата не определялось, выход стабильного конденсата равен 2,4 г/м³. ГВК принят на а.о. —1590 м. Пластовое давление 14,87 МПа, температура +52,5 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 15,5x7,5 км, высота 56 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов от 2 до 36,8 м; k_п продуктивных пород — 24,6 %; k_пр = 26,7·10^-15 м²; k_г = 64,7 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₂ открыта в интервале с а.о. —1576...—1625 м в южной части поднятия и вскрыта двумя скважинами. Опробована в скв. 74, дебит газоконденсатной смеси 320,17 тыс. м³/сут на диафрагме 19 мм. По результатам газоконденсатных исследований содержание стабильного конденсата составляет 18,07 г/м³. ГВК принят на а.о. —1625 м. Пластовое давление 15,81 МПа, температура +54°С. Залежь пластовая, водоплавающая, размеры 12,5x5,5 км, высота 49 м.


Газоконденсатная залежь пласта ТП_13-14 открыта в интервале с а.о. —1628... —1695 м в южной части поднятия и вскрыта в восьми скважинах. Опробована в скв. 55, получен фонтан газа дебитом 127,22 тыс. м³/сут, конденсата 57,9 м³/сут на 19-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 54 г/м³. ГВК принят на а.о. — 1695 м. Пластовое давление 16,43 МПа, температура +57 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 13,5x7,5 км, высота 67 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 12,2 до 31,2 м. Открытая пористость в среднем составляет 24,6 %, газонасыщенность пород - 68,1 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₅ открыта в интервале с а.о. —1684... —1800 м в южной части поднятия и вскрыта в четырнадцати скважинах. Опробована в двух скважинах, дебиты газа изменяются в интервале от 126,2 тыс. м³/сут, на диафрагме 19 мм до 801,8 тыс. м³/сут на диафрагме 25 мм, дебиты конденсата достигают 72,8 м³/сут (скв. 55, штуцер 10 мм). Содержание стабильного конденсата 61,5 г/м³. ГВК принят на а.о. —1800 м. Пластовое давление 16,75 МПа, температура +60 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 18,5x12,0 км, высота 116 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 4,4 до 39,6 м; k_п пород-коллекторов — 24,6 %; k_пр = 20,1·10^-15 м²; k_г = 69,6 %.

В пластах ТП_16-17 выявлено две залежи: северная и южная. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 5,2 до 31,2 м. Коллекторские свойства продуктивных пластов: k_п = 24 %; k_г = 70 %.

Северная газоконденсатная залежь пластов ТП_16-17 открыта в интервале с а.о. —2020... —2050 м и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в скв. 62, дебит газа с конденсатом составил 31,38 тыс. м³/сут на штуцере 10.1 мм. Содержание стабильного конденсата 89,9 г/м³. ГВК принят на а.о.

— 2050 м. Пластовое давление 22,19 МПа, температура +70 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 7,8x7,0 км, высота 30 м.

Южная газоконденсатная залежь пластов ТП_16-17 открыта в интервале с а.о. —1774... —2000 м и вскрыта 34 скважинами. Опробована в семи скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 14,4 до 205.1 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 89,9 г/м³. ГВК принят на а.о. —2000 м. Пластовое давление 20,0 МПа, температура +62 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 27,5x21,7 км, высота 226 м.

Газоконденсатно-нефтяная залежь пласта ТП₁₈ (рис. 4.14) открыта в интервале с а.о. —1851... —2000 м и вскрыта 22 скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты изменяются в интервале от 8,0 до 524,7 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 54,4 г/м³. В скв. 59 при испытании получен приток нефти дебитом 13,4 м³/сут при динамическом уровне 90 м.

В скв. 71 при испытании получен приток воды с нефтью, дебит воды 16,2 м³/сут, нефти 1,8 м³/сут на диафрагме 10 мм. В скв. 82 при испытании получен приток воды с нефтью. Дебит нефти до 4,4 м³/сут при динамическом уровне 960 м. Предполагается наличие нефтяной оторочки толщиной 14 м. ГВК (возможно ГНК) принят на а.о. —2000 м, предполагаемый ВНК — на 2014 м. Пластовое давление 21,0 МПа, температура +70 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 23,5x15,0 км, высота 149 м (163 м с учетом предполагаемой нефтяной оторочки). Эффективная газонасыщенная толщина пласта колеблется от 0,6 до 17,2 м. Коллекторские свойства пласта: k_п = 20 %; k_г = 73 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₁ (рис. 4.15) открыта в интервале с а.о. —1869... —2020 м и вскрыта 28 скважинами. Опробована в восьми скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 42,48 до 487,7 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 56 г/м³. ГВК принят на а.о. —2020 м. Пластовое давление 20,9 МПа, температура +72 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 21,0x16,5 км, высота 151 м.

Коэффициент пористости пластов-коллекторов составляет 20 %: k_г = 73 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₂ открыта в интервале с а.о. —1900... —2060 м в южной части поднятия и вскрыта 21 скважиной. Опробована в трех скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 105,2 до 348,24 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 73.3 г/м³. ГВК принят на а.о. —2060 м. Пластовое давление 20,3 МПа, температура +74 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 17,5x12,5 км, высота 160 м.

Эффективная газонасыщенная толщина составляет от 1,6 до 11,4 м. Коллекторские свойства проницаемых пород: k_п = 20 %; k_г = 73 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₃ открыта в интервале с а.о. —1919... —2000 м и вскрыта восемью скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 103,5 до 251.3 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 56,1 г/м³. ГВК принят на а.о. —2000 м. Пластовое давление 20,6 МПа, температура +74 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 16,0x10,0 км, высота 81м.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₄ открыта в интервале с а.о. —1930... —2000 м в южной части поднятия и вскрыта семью скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа с конденсатом изменяются в интервале от 104,03 до 212,69 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 57,2 г/м³. ГВК принят на а.о. —2000 м. Пластовое давление 20,93 МПа, температура +75 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 14,0x9,5 км, высота 70 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта достигает 11,6 м.

В пласте Ю₂ выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю₂ (рис. 4.16) открыта в интервале с а.о. —2724...—2810 м и вскрыта семью скважинами. Опробована в скв. 127, 133 и 140, дебиты газа изменяются от 67,06 (скв. 140, диафрагма 12 мм) до 161,75 тыс. м³/сут (скв. 133, диафрагма 14 мм), конденсата до 37,2 г/м³ (скв. 127, штуцер 8,1 мм). Содержание стабильного конденсата 213,9 г/м³. ГВК принят на а.о. —2810 м. Пластовое давление 41,7 МПа, температура + 94 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная, размеры 16,0x8,0 км, высота 86 м.

Эффективная газонасыщенная толщина варьирует в пределах от 5 до 10 м. ФЕС пластов-коллекторов следующие: k_п = 15 %; k_пр = 2,9x10"15 м2; k_г = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю₂ (см. рис. 4.16) открыта в интервале с а.о. —2469... —2650 м и вскрыта пятью скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа изменяются от 39,07 (скв. 119, диафрагма 14 мм) до 42,14 тыс. м³/сут (скв. 97, диафрагма 10 мм), конденсата от 6,72 (скв. 119, штуцер 12,3 мм) до 11,58 м³/сут (скв. 97, штуцер 10 мм). Содержание стабильного конденсата 213,9 г/м . В скв. 116 получен приток газа с нефтью, дебит газа 15,8 тыс. м³/сут, нефти 5,2 м³/сут на 17-мм диафрагме. ГВК принят на а.о. —2650 м. Пластовое давление 41,1 МПа, температура +94 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 14,0x4,0 км, высота 181 м.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,2 до 7,5 м. ФЕС пластов-коллекторов следующие: k_п = 15%; k_пр = 2,9·10^-15 м²; k_г = 70%.

В пласте Ю₃ выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю₃ (рис. 4.17) открыта в интервале с а.о. —2759... —2830 м и вскрыта семью скважинами. Опробована в скв. 98, 127, 133, 140. Дебиты газа изменяются от 186,04 (скв. 133, диафрагма 16,5 мм) до 304,1 тыс. м³/сут (скв. 127, диафрагма 10,2 мм), конденсата от 23,21 (скв. 133, штуцер 12 мм) до 64,5 м³/сут (скв. 127, штуцер 10.2 мм). Содержание стабильного конденсата 140,2 г/м . ГВК принят на а.о. —2830 м. Пластовое давление 43,9 МПа, температура —101 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 18,0x12,0 км, высота 71 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 2,5 до 20,5 м; k_п = 15 %; k_пр = 2,9x10"15 м2; k_г = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю₃ (см. рис. 4.17) открыта в интервале с а.о. —2507... —2740 м и вскрыта пятью скважинами. Опробована в скв. 97, 116, 119, 132. Дебиты газа изменяются в интервале от 14,11 (скв. 116, диафрагма 12 мм) до 53,74 тыс. м³/сут (скв. 97, диафрагма 10 мм), конденсата от 5,34 (скв. 97, штуцер 8 мм) до 10,37 м³/сут (скв. 132, штуцер 10,1 мм). В скв. 116 наряду с газом получен приток нефти дебитом 3,4 м³/сут на 12-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата 140.2 г/м³. ГВК принят на а.о. —2740 м. Пластовое давление 43,13 МПа, температура +96 °С. Залежь пластовая, сводовая, размеры 28,0x10,0 км, высота 233 м.

Эффективная газонасыщенная толщина пород-коллекторов 2—2,8 м; k_п = 15 %; k_пр = 2,9·10^-15 м²; k_г = 70 %.

В пласте Ю₆ выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю₆ открыта в интервале с а.о. —2897... —3046 м и вскрыта шестью скважинами. Опробована в пяти скважинах, дебиты газа изменяются от 15,2 до 149,64 тыс. м³/сут, конденсата до 17,63 м³/сут (скв. 133, штуцер 10 мм). Содержание стабильного конденсата 177,1 г/м³. ГВК принят на а.о. —3046 м. Пластовое давление 45.7 МПа, температура +107 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически и тектонически экранированная, размеры 22,0x20,0 км, высота 149 м.

Эффективные газонасыщенные толщины составляют 2—10,5 м; k_п = 15 %; k_пр = 0,5·10^-15 м²; k_г = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю₆ открыта в интервале с а.о. —2642... —2730 м и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в скважинах 114 и 116. Дебиты газа с конденсатом изменяются от 11,3 до 24.7 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 177,1 г/м³. ГВК принят на а.о. —2730 м. Пластовое давление 42,9 МПа, температура +108 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 12,0x10,0 км, высота 88 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 4,2 до 7 м.

Газоконденсатная залежь пласта Ю₇ (рис. 4.18) открыта в интервале с а.о. —2927... —3083 м в пределах северного свода структуры и вскрыта четырьмя скважинами. Опробована в трех скважинах, дебиты газа изменяются в интервале от 52,22 до 149,64 тыс. м³/сут, конденсата — до 43,8 м³/сут. Содержание стабильного конденсата 177,1 г/м³. ГВК принят на а.о. —3083 м. Пластовое давление 47,2 МПа, температура +107 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 20,0x6,0 км, высота 156 м.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов изменяются от 6 до 24 м; k_n = 15 %; k_пр = 0,5x10^-15 м²; k_г = 70 %.

В пласте Ю₁₀ выявлены две залежи: северная и южная.

Северная газоконденсатная залежь пласта Ю₁₀ открыта в интервале с а.о. —3105... —3200 м и вскрыта скв. 144. Дебит газа составил 111,01 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме, конденсата 41 м³/сут на 8-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 255,5 г/м³. ГВК принят на а.о. —3200 м. Пластовое давление 49,2 МПа, температура +115 °С. Залежь пластовая, литологически и тектонически экранированная, размеры 4,0x4,0 км, высота 95 м.

Эффективные газонасыщенные толщины до 12 м; k_п = 15 %; k_пр = 0,5·10^-15 м²; k_г = 70 %.

Южная газоконденсатная залежь пласта Ю₁₀ открыта в интервале с а.о. —2828... —2863 м и вскрыта двумя скважинами. Залежь опробована в одной скважине, дебит газа с конденсатом составил 4,2 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата 255,5 г/м³. ГВК принят на а.о. —2863 м. Пластовое давление не замерено, температура +112 °С. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры 10,0x7,0 км, высота 35 м.

Газоконденсатная залежь пласта Ю₁₂ (рис. 4.19) открыта в интервале с а.о. —3172... —3180 м на северном своде структуры и вскрыта в скв. 135. При опробовании дебит газа составил 76,9 тыс. м³/сут на 12,1-мм диафрагме, конденсата 14,57 м³/сут на 12-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата 121 г/м³. ГВК принят на а.о. —3180 м. Пластовое давление 49,1 МПа, температура +110 °С. Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 8,0x8,0 км, высота 8 м.

Палеозойские отложения на месторождении опробованы в скв. 67, 97, 114, 201 и 203 в пределах южного купола структуры.

В скв. 67 палеозойские отложения вскрыты на а.о. —3350 м. При забое 3423 м (а.о. —3410 м) произошло геологическое осложнение: начался перелив глинистого раствора, затем пластовой воды. При отработки скважины на отвод были определены дебит пластовой воды — 60 м³/сут, температура — +96—100 °С, газовый фактор 2,1 м³/м³, дебит выделяющегося газа визуально около 3 тыс. м³/сут.

В скв. 97 при опробовании интервалов с а.о. —3242...—3263, —3280...—3288, —3422...—3428 м получено слабое выделение газа дебитом около 0,5 тыс. м³/сут на 2-мм диафрагме. Пластовая температура +120 °С.

В скв. 114 из интервала с а.о. —3346,5...—3357,5 м притока пластового флюида не получено. Температура на глубине с а.о. —3345,5 м составила +125 °С.

В скв. 201 из интервала 3425—3443 м получен приток газа с пластовой водой и нефтью. На диафрагме 10,2 мм и штуцере 8 мм дебит газа сепарации составил 16,19 тыс. м³/сут, нефти 1,152 м³/сут, воды 128,45 м³/сут. Температура на глубине 3250 м составила +126 °С. Ожидаемое пластовое давление около 58,8 МПа.

В скв. 203 из интервала 3460—3468 м получен фонтанирующий приток пластовой воды с газом и запахом сероводорода. На штуцере 8 мм и диафрагме 10 мм дебит воды составил 645,13 м /сут, газа сепарации 9,83 тыс. м /сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3400 м, равно 58,4 МПа, температура +134 °С. При опробовании интервала 3396—3405 м получен малодебитный приток нефти с конденсатом дебитом 0,4 м³/сут. Температура на глубине 3400 м +129 °С.

С 1988 г. начата подготовка месторождения к вводу в промышленную разработку. Ведется эксплуатационное бурение на газовые залежи, находящиеся в верхней части разреза. Всего пробурено 37 скважин.