В геологической модели, представленной в 1992 году и уточнявшейся до 2002 года с учетом нового разведочного и эксплуатационного бурения, принципиальных изменений по сравнению с 1986 годом выявлено не было. Единственно было уточнено распределение коллекторов пласта по площади и подтверждено наличие литологического барьера между нефтенасыщенными песчаниками зоны и водонасыщенными в восточной части месторождения.
В настоящее время изученность пласта значительно возросла, прежде всего, за счет скважин эксплуатационного фонда, которыми осуществляется разработка залежей, и сети углубленных скважин с верхних объектов для оценки геологического строения отложений юрского возраста. По материалам интерпретации ГИС, результатам испытания и эксплуатации в пласте ЮС21 на территории Тевлинско-Русскинского месторождения выделены 3 залежи нефти.
Залежи нефти в отложениях васюганской и баженовской свит
Горизонт ЮС1
По результатам геологоразведочных работ было установлено, что нефтеносность отложений васюганской свиты связана с верхними в ее составе пластами ЮС11 и ЮС12, которые в подсчете 1986 года были представлены как отдельные объекты. В настоящее время горизонт ЮС1 вскрыт 361 скважиной, в том числе 90 из них разведочные. По результатам их рассмотрения принципиально не изменилась модель строения горизонта, нефтесодержащими представлены те же объекты, что и в подсчете 1986 года.
Пласт ЮС12
В подсчете запасов 1986 года, в пределах рассматриваемой площади, в пласте ЮС12 было выделено три залежи нефти: в районе скважин 12Р-СИ, 8Р-С и 28Р-ЗС. При этом залежь на западном погружении Сорымской структуры при рассмотрении в ГКЗ была исключена из подсчета.
В настоящее работе по пласту представляются 7 объектов. В их числе залежи в своде Сорымской структуры (район скважины 12Р-СИ) и на северном куполе Иминского поднятия (район скважины 8Р-С), представленные в подсчете 1986 года. По району скважины 28Р-ЗС ранее выделявшиеся нефтенасыщенные песчаники пласта включены по уточненной корреляции в состав пласта ЮС11. А также 3 залежи, выявленные после подсчета запасов, расположенные в районе скважин 80Р-ЗТ Северо-Когалымского лицензионного участка,115Р-ЗТ и 153Р-КГ Тевлинско-Русскинского лицензионного участка.
Пласт ЮС11
Согласно геологической модели по подсчету запасов 1986 года на территории Тевлинско-Русскинского месторождения выделено 7 залежей нефти: Основная залежь, залежь в районе скважины 20Р-ЗТ, залежь в районе скважины 28Р-ЗС, залежь в районе скважины 226Р-Р, Восточно-Русскинская залежь в районе скважин 214Р-И и 215Р-Р, залежи на Икилорской площади в районе скважины 305Р-И и в районе скважины 308Р-И.
После подсчета запасов доразведка месторождения продолжалась. В результате, в севернойчасти месторождения, в пределах Тевлинской и Западно-Тевлинской площадей, открыты новые залежи нефти и уточнено представление о существующей геологической модели пласта ЮС11 в южной части месторождения. Наиболее существенные изменения произошли по Основной и Восточно-Русскинской залежам.
По результатам выполненного анализа геолого-геофизических материалов разведочных и эксплуатационных скважин, сейсморазведочных работ 2Д и 3Д, разработана по состоянию на 1.01.2005 года уточненная модель геологического строения залежей пласта ЮС11, которая включает в себя 21 залежь.
Горизонт ЮС0
Нефтеносность битуминозных глин баженовской свиты установлена при испытании скважин 9Р-С и 10Р-СИ, пробуренных на Сорымском поднятии. В скважине 9Р-С из интервала -2655,7-2668,7 м получен приток нефти дебитом 4,6 м3/сут на уровне 1052 м. В скважине 10Р-СИ получен фонтанный приток нефти дебит 26,9 м3/сут на 6-мм штуцере.
В подсчете запасов 1986 года баженовская свита не представлялась как объект подсчета.
Горизонт ЮС0-Ач
В результате бурения разведочных скважин 118Р-ЗТ и 100Р-Т установлены участки нефтеносности в северной части месторождения, приуроченные к аномальному разрезу (АР) баженовской свиты.
Зона АР развита в виде полосы меридионального простирания шириной от 5 до 32 км. В разрезе наряду с характерными битуминозными глинистыми породами присутствуют пласты песчано-алевролитных пород, количество которых меняется от 1 до 3-4. Мощность составляет 8-23,2 м, песчаники по площади и по разрезу не выдержаны.
В скважине 100Р-Т горизонт залегает в интервале 2718,2-2837,9 м (-2625,1-2744,8 м) и имеет общую толщину 119,7 м. Нефтенасыщенные песчаники установлены в средней части горизонта в интервале 2765,2-2772,6 м (-2671,2-2679,5 м) с общей толщиной 6 м. Выше по разрезу коллекторы характеризуются как неясного насыщения. Ниже с глубины 2789,6 м (-2696,5 м) песчаники водонасыщенные. В результате испытания нефтенасыщенной по ГИС части горизонта в интервале глубин 2765-2778 м (-2672.4-2685,4 м) получен приток нефти дебитом 2,76 м3/сут при уровне 917,5м.
В скважине 118Р-ЗТ нефтенасыщенные коллекторы с общей толщиной 8,6 м выделены в верхней части горизонта в интервале 2805,2-2824,1 м (-2707,1-2726). Пласт опробован по всей толщине, получено 0,4 м3/сут фильтрат с пленкой нефти. После гидроразрыва пласта получили фонтанный приток нефти дебитом 36,5 м3/сут на уровне 1103 м.
При сопоставлении разрезов скважин нефтеносные песчаники установлены на разных уровнях, в связи с этим можно предполагать, что они имеют линзовидное строение. Границы распространения этих песчаных линз не установлены, в связи с чем, участки нефтеносности определены условно в зоне двойного радиуса дренажа вокруг скважин.
Залежи нефти в отложениях ачимовской толщи
Пласт БС21-22
В предыдущем подсчете запасов 1986 г пласты БС21-22 рассматривались, как единый объект. На территории Тевлинско-Русскинского месторождения по нему выделялись две залежи нефти: в районе 12Р-СИ и в районе 305Р-И.
По результатам проведенной корреляции были выделены отдельные пласты БС22 и БС21, а в связи с новыми материалами бурения представлены новые залежи нефти. Нефтеносность этой части разреза установлена по пласту БС22 в районе скважины 305Р-И, по пласту БС21 в районе скважин 12Р-СИ, 257Р-Р и 302Р-И.
Пласт БС18-19
В подсчете запасов 1986 года по пласту БС18-19 было выделено три залежи: залежь в районе разведочной скважины 5Р-СИ, залежь в районе разведочной скважины 16Р-СИ и залежь в районе разведочной скважины 9Р-СИ.
На настоящее время в результате уточнения геологического строения пласта БС18-19, в пределах Тевлинско-Русскинского и Северо-Когалымского участков авторами выделено пятнадцать залежей нефти. Например, залежь в районе 9Р-С (подсчет запасов 1986 г) разделилась на три залежи: залежь в районе 8Р-С, залежь в районе 9Р-С и залежь в районе 11Р-СИ, так как при разбуривании данного участка в результате интерпретации новых скважин были выделены водонасыщенные коллектора в скважинах 487, 2676, 2700, 3579 и др. Залежь в районе 8Р-С была отделена согласно новых структурных построений, в результате переобработки сейсмических даны (сейсмика МОВ ОГТ 2D – 2000-2001 гг и сейсморазведочные работы 3D – 1989-1990 г. г). Залежь в районе скважины 16Р-СИ (подсчет запасов 1986 г.) так же разделилась на две залежи в результате переинтерпретации данных сейсмики (МОВ ОГТ 2D 2000-2001 г.г.) – залежь в районе 16Р-СИ и залежь в районе 17Р-ЗС. За счет уточнения структурных построений, при интерпретации данных сейсморазведки МОВ ОГТ 2D 14/00-01 площадь залежи в районе 5 Р-СИ значительно сократилась.
Пласт БС18-19 распространен в песчаных фациях по всей площади Тевлинско-Русскинского месторождения и приурочен к отложениям сортымской свиты. Стратиграфическая кровля пласта вскрыта на глубинах 2583,7 м (скв.153Р-КГ) – 2844,7 м (скв. 27Р-СИ), на абсолютных отметках, соответственно, 2496.9 – 2767,2 м, от пласта БС17 отделен мощными глинами, средняя толщина которых варьирует от 15,0 до 35,0 м.
Коллекторы пласта вскрыты на абсолютных глубинах 2493,1 м – 2767,2 м.
В пределах пласта БС18-19 выделяется две крупные зоны глинизации коллекторов. Зона глинизации, оконтуривающая коллекторы пласта БС18-19 по всей западной границе Тевлинско-Русскинского лицензионного участка, подтверждена скважинами 104Р-Т, 68Р-ЗТ, 246Р-Р, 262Р-Р, 244Р-Р, 243Р-Р, 27Р-СИ, 25Р-С, 28Р-ЗС, 2202 и ограничивается половиной расстояния между скважинами. В северной части коллекторы пласта БС18-19 так же ограничены зоной глинизации, которая вскрыта разведочными (106Р-ТР, 61Р-Т, 100Р-Т, 83Р-ЗТ) и эксплуатационными скважинами (7014, 6127, 7115, 7179, 7210, 7300, 7244).
Максимальная эффективная толщина пласта вскрыта в скважине 6520 и составляет 46,3 м, минимальная эффективная толщина составляет 1,1 м (скв.256Р-СИ).
Нефтенасыщенная толщина в пределах пласта БС18-19 изменяется в пределах от 0,8 м (скв.6850) до 17,5 м (скв. 7622).
Пласт БС18-19 испытан в пятнадцати скважинах 3Р-Т, 5Р-СИ, 8Р-С, 9Р-С, 10Р-СИ, 11Р-СИ, 11Р-ЗТ, 12Р-СИ, 16Р-СИ, 20Р-ЗТ, 33Р-СИ, 40Р-Т, 53Р-К, 113Р-Т, 116Р-ТР (18 объектов). В результате получено два фонтана нефти (скв. 3Р-Т, 8Р-С) дебиты нефти составляют 6,8 м3/сут и 4,0 м3/сут, при диаметрах штуцера от 2 до 4мм, соответственно. При испытании шести скважин - 5Р-СИ, 9Р-С (2 объекта), 16Р-СИ, 20Р-ЗТ, 40Р-Т (3 объекта), 116Р-ТР получены непереливающие притоки нефти, дебитами от 0,9 м3/сут (скв. 40Р-Т) до 11,9 м3/сут (скв. 116Р-ТР), при Нср.дин.=1115 м - 965 м. В двух скважинах получены непереливающие притоки нефти с водой (скв. 10Р-СИ, 11Р-СИ) дебиты нефти изменяются от 1,6 м3/сут до 4,3 м3/сут , дебиты воды, соответственно, от 2,9 м3/сут до 5,4 м3/сут, при Нср.дин=530 – 1184 м. При опробовании скважины 11Р-ЗТ получен приток воды с пленкой нефти (дебит нефти 0,2м3/сут). В скважинах 12Р-СИ, 33р-СИ и 113Р-Т получены притоки воды. При испытании скважины 53Р-К притока не получено.