Харасавэйское газоконденсатное месторождение

Харасавэйское газоконденсатное месторождение открыто в 1974 г. и расположено в западной части Центрально-Ямальской зоны газонефтена-копления к северо-западу от Бованенковского месторождения. Оно приурочено к брахиантиклинальной структуре северо-западного простирания, осложняющей Нурминский мегавал. Размеры структуры составляют 44х15 км, амплитуда структуры увеличивается с глубиной от 100 м по кровле сеномана до 160 м в кровле апта и более 200 м по верхне-среднеюрским горизонтам (рис. 4.8).

К настоящему времени на месторождении пробурено 64 скважины, в результате чего вскрыт разрез до нижнеюрских отложений включительно на максимальную глубину 4000 м (скв. 103). Установлено, что потенциал нефтегазоносности месторождения очень высокий. По величине запасов УВ оно является сверхгигантом.

В пределах месторождения осадочный чехол сложен глинистокремнистыми породами турон-нижнего олигоцена мощностью до 700 м, нижнемеловой-сеноманской толщей мощностью 2500—2700 м, глинистыми породами верхней юры (до 100 м) и терригенными песчано-глинистыми отложениями нижней-средней юры (предположительно 900—1100 м). До-юрский комплекс не вскрыт, его кровля предполагается на глубинах 4100—4300 м. Особенностью Харасавэйского месторождения является значительно большая мощность осадочного чехла и более высокая глинистость разреза в целом, особенно верхнеюрско-неокомской его части, по сравнению с другими месторождениями Нурминского мегавала (рис. 4.9 и 4.10).

Рис. 4.8. Харасавэйское месторождение

Рис. 4.9. Харасавэйское месторождение

Рис. 4.10. Структурная карта по кровле пласта ТП1-5 Харасавэйского месторождения

На месторождении выявлены 22 газовые и газоконденсатные залежи, залегающие в интервалах глубин 717—3335 м. В сеноманских отложенях (марресалинская свита) газоносен пласт ПК₁; в апт-верхнеготеривских (танопчинская свита) — пласты ТП_1-5, ТП₆, ТП₈, ТП_9-1, ТП_10-0, ТП₁₀, ТП₁₁, ТП₁₂, ТП_13-14, ТП_15-16, ТП_21-23, ТП₂₄, ТП₂₆ (см. рис. 4.8); в нижнеготерив-валанжинских (ахская свита) — БЯ₁—БЯ₈ (рис. 4.9); в среднеюрских (малышевская свита) — Ю₂, Ю₃ (табл. 4.5).



Степень изученности залежей УВ Харасавэйского месторождения крайне неодинакова. Залежи в пластах ПК₁, ТП_1-5, ТП₈, приуроченных к верхней части продуктивной толщи, характеризуются высокой степенью изученности. Их запасы утверждены ГКЗ (1977 г.), при этом доля запасов категории C₁ по последним данным составляет в каждой из них более 80 % от общих запасов. Эти залежи, содержащие основные запасы газа (более 67 % от общих запасов месторождения), подготовлены для промышленного освоения. Залежь горизонтов ТП_1-5 уже разрабатывается для местных хозяйственных нужд.

Залежи в пластах ТП₁₁, ТП_13-14, ТП_15-16 изучены недостаточно и нуждаются в доразведке. В наиболее крупных из них доля запасов газа категории C₁ не превышает 56 % в залежи пласта ТП₁₁ и 68 % в залежи пласта ТП_13-14.

В пластах ТП_9-1, ТП_10-0, ТП₁₀, ТП₁₂, ТП₂₄, ТП₂₆ апт-верхнеготеривских отложений (танопчинская свита) содержатся залежи мелкие и средние по величине запасов газа. Большая часть залежей изучена слабо и нуждается в доразведке.

К пластам БЯ₁, ВЯ₂, ВЯ₅, БЯ₆, ВЯ₇, ВЯ₈ нижнего готерив-валанжина приурочены более крупные по запасам газа залежи. Эти залежи также разведаны недостаточно, доля запасов категории C₁ в них составляет от 22 до 59 % от общих. В ГКЗ запасы УВ по этим залежам не утверждались. Следует отметить, что проницаемые разности пород группы БЯ характеризуются сложным строением, значительной литологической и петрофизической неоднородностью и как следствие — невысокими коллекторскими свойствами. Характер продуктивности пластов в интервале БЯ₁—БЯ₈ по данным ГИС интерпретируется неоднозначно и устанавливается по комплексу данных с привлечением материалов по испытанию объектов.


С уменьшением зернистости материала увеличивается содержание глинистой составляющей, что приводит в итоге к ухудшению коллекторских свойств литологических разностей. Наилучшими ФЕС характеризуются средне- и мелкозернистые песчаники, которые имеют k_п до 33 % и k_пр более 1 мкм² (1 дарси) (преобладают породы с k_п = 15—19 %). Мелкозернистые песчаники и алевролиты имеют ка до 25 % и k_пр от 10·10^-15 м² до 1·10^-12 м² (преобладают породы с k_п = 12—16 %). С увеличением глинистости проницаемость резко снижается. Плотные глинистые алевролиты с незначительной примесью карбонатного материала имеют k_п в пределах 8—10 % и k_пр около 1·10^-15 м². Такие породы относятся к разряду неколлекторов.

Низкой степенью изученности характеризуются также мелкие ГК залежи в пластах Ю₂ и Ю₃. Доля запасов газа категории С₁ в этих залежах не превышает 27—29 % от общих.

Харасавэйское месторождение связано с крупнейшей в Западной Сибири термобарофлюидальной аномалией. Современные геотемпературы в кровле пласта Ю₂ достигают 135—145 °С, в подошве юры предполагаются 175—190 °С, максимальные палеотемпературы в раннеолигоценовое время составляли не менее 200—215 °С. Соответственно уровень катагенеза в кровле юры достигает уровня коксовых-отощенноспекающихся углей (R° = 1,45—1,65 %). Подобные термоглубинные и катагенетические условия крайне неблагоприятны для сохранности первичной пористости и проницаемости в песчаниках и алевролитах, т.е. песчано-алевролитовые разности теряют при этих условиях коллекторские свойства. В связи с этим весь нижнесреднеюрский разрез вмещает газоконденсатные залежи с преимущественно геологическими (но не извлекаемыми) запасами. Только в менее прогретых и относительно менее уплотненных породах горизонтов Ю₂ и Ю₃ сохранились незначительные объемы коллекторов с удовлетворительными ФЕС, которые вскрыла единственная продуктивная юрская скв. 45.

Опоискование месторождения, в целом, следует признать законченным, так как бурение поисковых скважин на юру не приведет к открытию сколько-нибудь значительных скоплений УВ. Перспективы прироста новых запасов газа и конденсата категории C₁ + С₂ сохраняются только в морской части месторождения. Для разведки морской части месторождения необходимо бурение наклонно-горизонтальных скважин до низов неокома.


На всех открытых месторождениях Ямала в юрских отложениях установлена зона аномально высоких пластовых давлений (АВПД) с превышением пластового давления над гидростатическим. Харасавэйское месторождение является исключением из этого общего правила: АВПД установлено здесь значительно выше юрских отложений вплоть до пластов ТП20 танопчинской свиты, а незначительное превышение пластового давления (до 5 %) отмечается даже в пласте ТПю.

Газовая залежь пласта ПК₁ открыта в интервале с а.о. —690... —788 м. Дебиты газа при испытании скважин составляют 162,4—522,5 тыс. м³/сут. ГВК принят на абсолютной отметке —788 м. Залежь пластово-массивная, размеры 44,5x15 км, высота 98 м. Пластовое давление 7,95 МПа, пластовая температура +24 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется по скважинам от 5,2 до 92 м. k_п пород-коллекторов в среднем равен 31,5 %, k_пр = 106·10^-15 м², k_г = 69,5 %.

Залежь экранируется мощной (до 600—700 м) глинистой покрышкой турон-датского возраста.

Газовая залежь пласта ТП_1-5 (см. рис. 10) открыта в интервале с а.о. —1365... —1526 м. Дебиты газа при опробовании изменяются от 227,7 до 1008,1 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 2,5 г/м³. ГВК принят на а.о. —1526 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 42x16,5 км, высота 161 м. Пластовое давление 15,27 МПа, температура +51 °С.

По запасам УВ залежь является самой крупной на месторождении. Эффективная газонасыщенная толщина составляет в среднем 46,1 м; k_п пород-коллекторов 25 %; k_пр = 192·10^-15 м²; k_г = 65 %.

Залежь экранируется глинами нижнехантымансийской подсвиты (альб) мощностью от 170 до 200 м.

Газовая залежь пласта ТП₆ открыта в интервале с а.о. —1496... —1533 м. Пласт не испытан на приток. ГВК принят на а.о. —1533 м. Залежь пластовая, сводовая, с востока и запада частично литологически ограниченная, размеры 12,5x5,5 км, высота 37 м. Пластовое давление 15,73 МПа, температура +53 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта 7 м. Среднее значение k_п составляет 25 %; k_пр = 8·10^-15 м²; k_г = 65 %.


Залежь экранируется по площади глинистым пластом мощностью от 2.6 до 7,9 м.

Газовые залежи пластов ТП₈ и ТП_9-1 открыты в интервалах с а.о. —1561... —1613 и 1608—1613 м соответственно. Глинистые разделы между песчаными пластами имеют небольшую мощность — от 5 до 15 м и по всей видимости не являются надежным экраном. Дебиты газа при опробовании составляют 230,1—1017,0 тыс. м³/сут. ГВК принят на а.о. —1613 м. Залежи массивные, водоплавающие, размеры 17,5x7,5 и 2,5x1,5 км соответственно, высота от 5 до 52 м. Пластовое давление 16,28 МПа, температура +55 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины в среднем по пластам составляют 12,7 и 5 м соответственно. k_п пород-коллекторов = 23 %; k_пр = 173·10^-15 м²; k_г = 69 %.

Газовая залежь пласта ТП_10-0 открыта в интервале с а.о. —1651... —1704 м и приурочена к песчано-алевролитовому пласту, имеющему практически повсеместное распространение по площади месторождения. Дебиты газа изменяются от 135,4 до 457,2 тыс. м /сут. ГВК принят на а.о. —1704 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 15x7,5 км, высота 53 м. Пластовое давление 16,9 МПа, температура +58 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта изменяются от 1 до 9,2 м; k_п пород-коллекторов в среднем 23 %; k_г = 60 %.

Залежь экранируется глинистыми отложениями мощностью 6,8—16 м.

Газовая залежь пласта ТП₁₀ открыта в интервале с а.о. —1658... —1811 м. Дебиты газа при опробовании составляют 7,0—59,8 тыс. м³/сут. ГВК условно принят на а.о. —1811 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 36x14,5 км, высота 153 м, пластовое давлении 17,86 МПа, температура + 62 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта изменяются от 1 до 8.6 м; k_п пород-коллекторов в среднем 21 %; k_г = 63 %.

Залежь экранируется глинистыми породами мощностью от 7,6 до 34 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₁ открыта в интервале с а.о. —1685...—1773 м. Испытание проведено в восьми скважинах. Дебит газа изменяется от следов (скв. 17) до промышленно-продуктивных притоков дебитом 473,0 тыс. м³/сут (скв. 3). Дебит конденсата в скв. 53 составил 7,28 м³/сут на 6-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 41 г/м³. ГВК по данным ГИС в скв. 3 и 13 определено, как среднее между абсолютными отметками —1768,9 и 1777,2 м, т.е. на а.о. —1773 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 19x10 км, высота 88 м. Пластовое давление — 18,3—19,4 МПа, температура +63 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется в широких пределах, достигая 18 м (скв. 72). В среднем по залежи эффективная газонасыщенная толщина составляет 6,5 м. Песчанистость пласта изменяется от 8,6 % (скв. 19) до 82,7 % (скв. 73). Средняя песчанистость по пласту — 24,1 %. ка по данным ГИС (керн из этого пласта не поднят) в среднем составляет 21 %, кт = 63 %. Пласт по площади распространен повсеместно и от вышележащего пласта ТП₁₀ отделяется глинистыми отложениями мощностью 10—15 м.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₁₂ открыта в интервале с а.о. —1758... —1872 м. Вскрыта тринадцатью скважинами. При опробовании в скв. 18 дебит газа составил 167,9 тыс. м³/сут на 16-мм диафрагме, конденсата 5,48 м³/сут на 8-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 41 г/м³. ГВК принят на а.о. —1872 м. Залежь пластовая, литологически экранированная, размеры 24,5x7 км, высота 114 м. Пластовое давление 20 МПа, температура +65 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины пласта изменяются по скважинам от 1,8 до 10,8 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0 (скв. 19, 40, 48 и др.) до 86,1 % (скв. 57). Средняя песчанистость пласта 33,3 %; k_п коллекторов 20 %; k_г = 65 %.

Газоконденсатная залежь пластов ТП_13-14 открыта в интервале с а.о. —1775... —1891 м. Пласты гидродинамически связаны между собой и распространены на площади месторождения повсеместно. Пласты испытаны в 14 скважинах. Притоки изменяются от 0 («сухо») (скв. 14) до 199,5 тыс. м³/сут (скв. 56). Газ с конденсатом получен в скв. 6, 18, 40, 53, 56. Дебиты конденсата изменяются от 5,3 (скв. 56, штуцер 10 мм) до 5,85 м³/сут (скв. 18, штуцер 8 мм). Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 48 г/м³. Максимальная абсолютная отметка получения продукта установлена в скв. 40 (—1893,2 м). В то же время газ с водой получен в скв. 6 и 59 на а.о. —1872... —1877 м и —1887,2... —1894,2 м соответственно. В скв. 62 отмечена максимальная отметка кровли водоносного пласта — а.о. —1883,8 м. Средняя а.о. ГВК принята на —1891 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 22,5x13,3 км, высота 116 м. Пластовое давление изменяется в диапазоне 18,7—21,0 МПа, температура +65—78 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 5,2 до 42,8 м. Коэффициент песчанистости пластов изменяется от 7,7 % (скв. 14) до 87,7 % (скв. 40), составляя в среднем —48,5 %; k_п пород-коллекторов в среднем равен 19 %; k_пр — 60х10-1 м2; k_г = 65 %.

Газоконденсатная залежь пластов ТП_15-16 открыта в интервале с а.о. —1873... —1923 м. Пласты опробованы в скв. 9 и 73. Получены промышленные притоки газа и конденсата дебитами 138,1—154,3 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 39,5 г/м³. Нижняя отметка подошвы газонасыщенного прослоя в скв. 73—1921 м. Кровля водоносных коллекторов наиболее гипсометрически высокой скв. 13 находится на абсолютной отметке —1924,8 м. ГВК условно принят на а.о. —1932 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 15,5x7 км, высота около 50 м. Отличительной особенностью залежи является превышение пластового давления (р_пл = 22,86 МПа) над гидростатическим примерно в 1,3 раза, что может быть связано с полной изолированностью коллекторов в этих пластах. Средняя пластовая температура +65 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина пласта изменяется от 4 до 16,4 м; кп пород-коллекторов в среднем равен 23 %; k_пр = 4,4·10^-15 м²; k_г = 53 %. Коэффициент песчанистости в пластах изменяется от 0 (скв. 34, 59, 64) до 84,1 % (скв. 11).

Газоконденсатная залежь пластов ТП_21-23 открыта в интервале с а.о. —2062... —2112 м. Дебит газа с конденсатом в скв. 9 составил 122,3 тыс. м³/сут. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 79,9 г/м³. Положение ГВК наклонное. На восточном склоне он принят на а.о. —2112 м, на западном —2093 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 15x7,5 км, высота 50 м. Пластовое давление 25,07 МПа, температура + 70 °С. Для залежи характерно АВПД. Пластовое давление выше гидростатического в 1,6 раза.

Эффективная газонасыщенная толщина в среднем составляет 8 м. Коэффициент песчанистости пластов изменяется от 0 (скв. 33) до 36,2 (скв. 3), среднее значение его 24,2 %; k_п пород-коллекторов = 18 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₂₄ открыта в интервале с а.о. —2126... —2148 м. Вскрыта скв. 38 и 56. Опробована в скв. 56, где из интервала с а.о. —2135,2... —2144,3 м получен газ дебитом 70,3 тыс. м³/сут и конденсат дебитом 11,28 м³/сут. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 120 г/м³. ГВК условно принят на а.о. —2148 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,7x4,1 км, высота 22 м. Пластовое давление 38,81 МПа, температура —71 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина 6,8—8,2 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 28,4 (скв. 62) до 100 % (скв. 48), составляя в среднем 61,2 %; k_п коллекторов 19 %; k_г = 65 %.

Газоконденсатная залежь пласта ТП₂₅ открыта в интервале с а.о. —2192... —2285 м. Вскрыта 11 скважинами, опробована в скв. 36, 40, 58, 62. Из них в двух получены притоки газа, в двух других — вода. Максимальный дебит газа с конденсатом зафиксирован в скв. 40 (228,5 тыс. м³/сут) в интервале с а.о. —2265,2... —2285,2 м. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 181,3 г/м³. Нижняя отметка газа со следами воды в скважине 36 —2295,3 м. ГВК принят на западном склоне на а.о. —2280 м, на восточном — на а.о. —2285 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 17,8x10 км, высота 93 м. Пластовое давление 39,46 МПа, температура +80—89 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина 3,2—11,0 м. Коэффициент песчанистости пласта изменяется от 0 (скв. 8, 33, 57, 59) до 54,7 % (скв. 44), составляя в среднем 30,8 %; k_п проницаемых разностей в среднем —23 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₁ открыта в интервале с а.о. —2232... —2385 м. В пределах контура пласт испытан в восьми скважинах. Максимальный дебит газоконденсатной смеси в скв. 42 составил 418,0 тыс. м³/сут на 12-мм диафрагме. При этом дебит газа сепарации на 12-мм диафрагме составил 314 тыс. м³/сут, а конденсата 16,4 м³/сут. Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв. 20—34,56 м³/сут на 14-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 133,7 г/м³. По комплексу данных ГИС и опробования скв. 65 ГВК установлен на а.о. —2385 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 23,3x14 км, высота 153 м. Пластовое давление 40,43 МПа, температура +81 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины варьируют в пределах 0,4—6,8 м; k_п пород в среднем — 20 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₂ (рис. 4.11) открыта в интервале с а.о. —2236... —2436 м. Опробование выполнялось в двадцати скважинах. Из них в четырех скважинах получили притоки воды, в двух — объект испытания оказался сухим. В остальных скважинах получены притоки газа с конденсатом. Максимальный дебит газоконденсатной смеси зафиксирован в скв. 48, где в интервале абсолютных отметок —2301—2311 м получен приток дебитом 318,65 тыс. м³/сут. В этой скважине при дебите газа сепарации 145,8 тыс. м³/сут на 15-мм диафрагме дебит конденсата составил 34,05 м³/сут на 6-мм штуцере. Максимальный дебит конденсата получен в скв. 43 — 45,9 м³/сут на 16-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 180,2 г/м³. В пределах структуры в коллекторах пласта ВЯ2 существует зона, гидродинамически не связанная с коллекторами основной части залежи. Это подтверждается испытанием скв. 3, где выше уровня контакта получен приток пластовой воды. ГВК по основной залежи принят на а.о. —2436 м, соответствующей нижней границе коллектора в скв. 65, из которой получили приток газа. Залежь пластовая, сводовая, размеры 31,2x17 км, высота 200 м. Пластовое давление 41,71 МПа, температура + 86 °С.

Общая мощность пласта изменяется от И до 25 м, эффективная — от 1,2 до 17 м; k_п пород-коллекторов в среднем составляет 19 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₅ открыта в интервале с а.о. —2441... —2600 м. Пласт опробован в десяти скважинах. В скв. 65 из интервала с абсолютными отметками —2618... —2624 м получен приток пластовой воды. В скв. 58 и 68 объекты оказались сухими. В остальных скважинах получены притоки газа с конденсатом. Максимальный дебит газа сепарации получен в скв. 56 и составил 244,6 тыс. м³/сут на 18-мм диафрагме, при этом дебит конденсата составил 26,31 м³/сут на 10-мм штуцере. Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв. 48 — 30,62 м³/сут. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 161,7 г/м³. ГВК принят по данным ГИС на а.о. —2600 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 32x13,5 км, высота 159 м. Пластовое давление составляет 40,11 МПа, температура +94 °С.

Эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 1,4 м (скв. 60) до 9 м (скв. 57); k_п пород-коллекторов в среднем составляет 15 %; k_г = 55 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₆ открыта в интервале с а.о. —2464... —2620 м. Испытания проведены в восьми скважинах, причем в трех из них (скв. 58, 65, 68) притоков не получено. По данным ГИС в этих скважинах коллектор заглинизирован. В остальных скважинах получены притоки газоконденсатной смеси. Максимальный дебит газоконденсатной смеси зафиксирован в скв. 56 — 194,9 тыс. м³/сут на 17-мм диафрагме. Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв. 48 — 31,47 м³/сут на 8-мм штуцере. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 161 г/м³. Коллекторы пласта сильно заглинизированы, и в особенности, на южной периклинали залежи. ГВК условно принят на а.о. — 2620 м, по нижней границе интервала перфорации в скв. 58, где хотя притока газа не получили, но геофизические характеристики аналогичны характеристикам этого пласта в скв 59, где получен приток газа. Залежь пластовая, сводовая, размеры 30,4x13 км, высота 156 м. Пластовое давление 40,41 МПа, температура +100 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 3,2 до 24,2 м; k_п пород-коллекторов 15 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₇ открыта в интервале с а.о. —2514... —2711 м. Испытания объекта проводились в пяти скважинах, в двух из которых (скв. 58 и 65) притоков УВ не получено, а в трех (59, 64, 72) — зафиксированы притоки газа с конденсатом. Максимальный дебит газоконденсатной смеси зафиксирован в скв. 60 — 65,6 тыс. м³/сут на 10,2-мм диафрагме. Дебит конденсата при этом составил 14,41 м³/сут. В остальных скважинах дебиты газа и конденсата незначительны, что объясняется низкими коллекторскими свойствами пласта и его незначительной эффективной мощностью. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 156 г/м³. ГВК условно принят по нижней границе интервала перфорации в скв. 65 на а.о. —2711 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 26,8x15,7 км, высота 197 м. Пластовое давление 50,86 МПа, температура + 98,5 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 12 м; k_п коллекторов в среднем 15 %; k_г = 55 %.

Газоконденсатная залежь пласта БЯ₈ открыта в интервале с а.о. —2556... —2722 м. Испытания проведены в шести скважинах. В двух из них (58 и 68) притоков не получено, в четырех — получены притоки газа с конденсатом дебитами от 2,7 (скв. 64) и 46,9 тыс. м³/сут (скв. 60, диафрагма 10 мм). Максимальный дебит конденсата зафиксирован в скв. 60 и составил 9,09 м³/сут на 10-мм диафрагме. Низкие дебиты — следствие ухудшенных коллекторских свойств пластов. Содержание стабильного конденсата в целом по залежи составляет 203 г/м³. ГВК принят условно на а.о. —2722 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 30x14 км, высота 166 м. Пластовое давление 48,85 МПа, температура +101 °С.

Эффективные газонасыщенные толщины коллекторов варьируют в пределах 2,0—118 м; k_п проницаемых пород 14 %; k_г = 60 %.

Газоконденсатная залежь пласта Ю₂ открыта в интервале с а.о. —3260... —3280 м. Вскрыта тремя скважинами (42, 45, 47), причем скв. 42 вскрыла пласт в заглинизированной зоне, поэтому притока при испытании получено не было. В скв. 45 дебит газоконденсатной смеси составил 107,27 тыс. м³/сут на 6-мм диафрагме. Содержание стабильного конденсата — 70 г/м³. ГВК условно принят на а.о. —3280 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 15x7,7 км, высота 20 м. Пластовое давление 62,91 МПа, температура +120 °С.

Эффективная толщина пород-коллекторов 0,8—2,2 м; k_п = 15 %; k_г = 70 %.

Газоконденсатная залежь пласта Ю₃ открыта в интервале с а.о. —3288... —3312 м. Вскрыта тремя скважинами. Опробована в скв. 45 совместно с залежью пласта Ю₂. Содержание стабильного конденсата 90 г/м³. ГВК условно принят на а.о. —3312 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 17,8x8,7 км, высота 24 м. Пластовое давление 62,91 МПа, температура +120 °С.

Эффективная толщина пород-коллекторов 2,4—3,4 м; k_п пород-коллекторов в среднем составляет 15 %; k_г = 70 %.

Отложения джангодской свиты (пласты Юю-12) опробованы в скв. 103 в интервалах 3932—3938 и 3776—3786 м; притока пластового флюида не получено. Температура на глубине 3900 м составила +148 °С.

В настоящее время на месторождении ведутся подготовительные работы по вводу его в промышленную разработку.