Тульский пласт Тл1-в
В кровле терригенной части тульского горизонта выделяется проницаемый пласт Тл1-в, пласт не выдержан по площади. В 58 % пробуренных скважин он замещен плотными породами.
Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 8,3 м и составляет в среднем 5,4 м. Эффективная толщина изменяется от 0,6 м до 1,0 м, составляя в среднем 0,8 м, наибольшее значение в скважине 140 на востоке структуры и представлена, в основном, одним пропластком.
Коэффициент песчанистости равен 0,148, коэффициент расчлененности 1.
Нефтяные залежи выделены на Степановском поднятии, а так же в районе скв.13. Нефтеносность их подтверждена результатами испытания скв.13, в которой получена нефть дебитом 1,4 т/сут. На Степановском поднятии испытания в колоне не проводились.
Водонефтяные контакты для залежи Степановского поднятия и залежи в районе скважины 13 предлагается принять на абсолютных отметках -1257 м и -1264 м соответственно.
Залежь на Степановском поднятии относится к типу пластовой сводовой литологически экранированной, в районе скважины 13 – водоплавающая.
Размеры залежи на Степановском поднятии 3х3 км, этаж нефтеносности 72,9 м, в районе скв.13 – 1,0х0,75 км, этаж нефтеносности 3,8 м.
Нефтенасыщенная толщина пласта Тл1-в на Степановском поднятии, изменяясь от 0,6 м до 1 м, в среднем равна 0,8 м. Нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважиной 13 равна 0,6 м.
Башкирский пласт Бш
Проницаемый пласт Бш, в разрезе которого на большинстве месторождений Пермского Прикамья прослеживается три пласта (сверху вниз: Бш1, Бш2, Бш3) на Степановском месторождении по данным ГИС нефтеносен, в основном в верхней части разреза(пласт Бш1, а в сводовых скважинах частично так же пласт Бш2). Эта часть разреза освещена результатами опробования в скважинах 13, 400, 401, по которым установлено, что они являются единой гидродинамической системой с единым ВНК.
Общая толщина пласта (Бш1+Бш2) с учетом аналогов равна 36,4 – 73,5 м (средняя – 54,5 м), толщина эффективной части 1,8 – 20,4 м (средняя 10,2 м). Наибольшие значения эффективной толщины отмечены в центральной части поднятия (скв.115, 148, 110, 200, 132, 106).
В составе пласта выделяется от 1 до 15 проницаемых прослоев, толщиной от 0,4 до 2,6 м. Отношение эффективной толщины к общей равно 0,18 , коэффициент расчлененности 11,9.
К пласту Бш приурочено две залежи нефти: на Степановском поднятии и на поднятии в районе скважины 13. Промышленная нефтеносность этих залежей подтверждается результатами испытания в колонне скважин 13, 400 и 401, в которых получены притоки нефти 1,6 – 1,7 т/сут, в процессе эксплуатации дебиты нефти после проведения мероприятий в ПЗП доходили до 9 – 13 т/сут.
Водонефтяной контакт на Степановском поднятии по ГИС и результатам опробования принят на абсолютной отметке -901 м. Залежь нефти пластовая водоплавающая. Размеры залежи в пределах ВНК 4,25х4,25 км, этаж нефтеносности составляет 33,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина закономерно уменьшается от свода залежи к периферии и составляет 0,6 – 9 м при среднем значении 4,1м и средневзвешенном значении по объему – 3,5 м.
Водонефтяной контакт залежи в районе скв.13 принят на абсолютной отметке -903. Залежь нефти пластовая, сводовая, водоплавающая. Размеры залежи в пределах принятого ВНК 1,3х0,8 км, этаж нефтеносности 4,5 м. Значения нефтенасыщенной толщины изменяются от 0,8 до 1,6 м, при средневзвешенном по объему значении 0,8 м.