Геолого-техническая характеристика объекта

1	Геолого-техническая характеристика объекта
1.1	Общие сведения о месторождении
Федоровское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 35 км на северо-восток от г. Сургута (Рисунок 1.1.1). Наиболее крупный населенный пункт – г. Сургут – центр нефтедобычи Среднего Приобья, численность населения которого свыше 270 тыс. человек. 
В орогидрографическом отношении район работ представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину, приуроченную к широтному течению р.Оби. Гидрографическая сеть района широко развита и представлена множеством ручьев и рек. Наиболее крупная из них р. Черная – правый приток Оби.
На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Озера являются составной частью болотных массивов. Характеризуются небольшой глубиной до 0,6-1,2 м. Дно озер илистое. Озера и речки покрываются льдом в конце октября – начале ноября. В конце ноября лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается во второй половине мая.
Лесные массивы преимущественно хвойных пород (сосна, кедр, ель), в лиственных преобладает береза, расположены они вдоль рек и на водоразделах участками среди обширных болот.
Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая, снежная, с метелями и заносами. Лето короткое и сравнительно теплое. Средняя температура самого холодного месяца (января) -220° С, в отдельные дни температура понижается до -50-55° С. Глубина промерзания грунта составляет 1,0-1,5 м, на болотах 0,15-0,20 м. Толщина снежного покрова на водоразделах не превышает 1,0 м, в понижениях рельефа 1,5-2,0 м. Самый жаркий месяц – июль. Средняя температура месяца составляет +17° С, максимальное ее значение +(30-35)° С. Среднегодовая температура отрицательная (-3,10° С). Количество атмосферных осадков в год составляет 480-520 мм. Основная часть осадков (390 мм) выпадает в теплый период (май-сентябрь). В холодный период преобладают ветры южного и юго-западного направления, для летнего периода характерны ветры северо-восточного и северо-западного направления.
Согласно геоботаническому районированию Западной месторождение расположено в подзоне средней тайги. В ландшафтной структуре преобладают болотно-озерные комплексы (порядка 70%). На придолинно-дренированных поверхностях распространены сосновые леса с примесью кедра и березы (около 30% площади месторождения). 
На месторождении преобладают болотные типы почв, среди них выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые и торфяные на верховых торфяниках, а также торфянисто-перегнойно-глеевые. На придолинно-дренированных поверхностях развиты иллювиально-железистые и иллювиально-гумусовые подзолы. В поймах рек характерны пойменные торфянисто-перегнойно-глеевые и пойменные слабооподзоленные почвы.
Животный мир составляют представители озерно-болотного, таежного и пойменно-таежного фаунистических комплексов. Охотничье-промысловое значение имеют ондатра, заяц-беляк, белка, водоплавающие: нырковые и речные утки; в ограниченном количестве глухарь, рябчик, лось, соболь, горностай и ряд других видов. 


Рисунок 1.1.1 – Обзорная карта района работ?
1.2	 Геолого-геофизическая изученность района
Геолого-геофизические исследования, проводившиеся в районе работ в период с 1947 по 1957 г., носили региональный характер. Участок покрыт геологической съемкой масштаба 1:1000000, аэромагнитной съемкой масштаба 1:200000, гравиметрической съемкой масштаба 1:1000000. Для изучения геологического строения и оценки перспектив нефтеносности разреза в 1951 г. начато бурение опорных скважин.
В конце 50-х годов начаты планомерные площадные исследования МОВ с целью выявления перспективных на нефть и газ локальных поднятий. За период с 1958 по 1965 гг. на юге и в центральной части Сургутского свода этими работами выявлены структуры ?? порядка: Южно-Балыкское КП, Яросомовский прогиб, Юганская котловина, Федоровское КП и др.
В 1963 году на Северо-Сургутской структуре пробурена скважина 57, в которой при испытании интервала 2045,0-2050,0 м из пласта БС1 получен фонтан нефти дебитом 15 м3/сут. на 8 мм штуцере.
В дальнейшем Северо-Сургутская структура вошла в состав Федоровского месторождения. Собственно Федоровское месторождение открыто в 1971 году скважиной 62, давшей промышленный приток нефти из пластов БС10, БС1-2 и газа с нефтеконденсатной смесью из пластов АС4-9 неокомского возраста.
В состав Федоровского месторождения вошли Федоровская, Моховая, Восточно-Моховая, Северо-Сургутская, Еловая, Оленья, Той-Лорская и Варенская структуры.
В начале 70-х годов детальными работами МОВ масштаба 1:50000 уточнено геологическое строение Федоровской, Моховой, Савуйской, Равенской и Родниковой структур.
Для изучения скоростной характеристики разреза, уточнения стратиграфической привязки ОГ проводились сейсмокаротажные исследования и ВСП в глубоких скважинах. В конце 1973 года широко разворачивается бурение на Федоровском месторождении. Месторождение вводится в опытно-промышленную эксплуатацию. Работы периода 1974-1978 годов были направлены на изучение отложений юрской части разреза, ачимовских отложений и уточнения границ залежей в пластах БС11, БС10, АС5-8, АС4, где установлена промышленная нефтеносность. С этой целью опоисковываются Оленья, Варенская, Той-Лорская структуры. С 1982 года производится разведочное бурение. Основная задача – поиски и разведка залежей в юрских отложениях и ачимовской толще. По мере разведки Федоровского месторождения нефти и газа, в его пределах проводились детальные геофизические работы МОВ ОГТ масштаба 1:50000. 
В настоящее время сейсморазведочными работами полностью перекрыта вся площадь отчётного лицензионного участка. Всего на Федоровском лицензионном участке отработано методам ОГТ около 5161,7 пог.км, при этом плотность сейсмических наблюдений составляет 2,6 пог.км/км2. В южной части участка и на прилегающей к нему площади были проведены трехмерные сейсморазведочные работы. Объем исследований МОВ ОГТ 3D с бином 25*50 м на отчётной площади на настоящий момент равен 9,5 км2. Расположение сейсмического куба таково, что основной его объём приходится на Восточно-Сургутский лицензионный участок. Главной целью было уточнение геологического строения Восточно-Сургутского месторождения. На изученность площадей Фёдоровского месторождения работы  МОВ ОГТ 3D большого влияния не оказали. Краткие сведения о геофизических исследованиях, проведенных на площади работ и сопредельных территориях, после 1991г. приведены на Рисунке 1.2.1.




Рисунок 1.2.1 - Схема изученности сейсморазведкой и поисково-разведочным бурением
?
1.3	Тектоника
Отчётная площадь расположена в центральной, самой приподнятой части Сургутского свода. В тектоническом отношении она приурочена к Федоровской вершине, которая на западе граничит с Быстринским валом, на юго-востоке – с Восточно-Сургутской террасой, а на востоке – с Ярсомовским крупным прогибом, разделяющим положительные структурные элементы ?-го порядка Сургутский и Вартовский своды. На площади работ и прилегающих территориях крупные структурные элементы ?-го порядка осложнены более мелкими такими как Вершинная ложбина – на юге, а Савуйская седловина и Тончинский прогиб – на севере (Рисунок 1.3.1).
В период с 1991 по 2008 гг. на изучаемой площади были проведены дополнительные сейсмические работы, с учетом которых структурные планы по отражающим горизонтам несколько детализировались и уточнились. Повышение точности структурных построений получено главным образом за счет сгущения сети профилей и дополнительной информации по разведочным скважинам.
В результате на Федоровском лицензионном участке, помимо ранее выделенных структур (Федоровская, Моховая, Восточно-Моховая), выявлены Эгутское, Вачингурское, Онтынское, Меудекское и др.поднятия. Некоторые локальные поднятия осложнены более мелкими поднятиями и прогибами различной формы.
По отражающему горизонту Б Федоровский малый вал представляет собой крупную брахиантиклинальную складку ?? порядка северо-восточного простирания с сильно изрезанными в плане очертаниями и осложненную положительными структурами ??? порядка. Размеры вала составляют порядка 75*(14-33) км.
Самое южное из наиболее крупных локальных поднятий – Северо-Сургутское – вытянутое в меридиональном направлении, имеет размеры 15*5км по замыкающей изогипсе -2575 м.
Федоровское локальное поднятие, расположенное в западной части площади, разделяется на три обособленные группы. Южная часть представлена положительной структурой Федоровская I, имеющей изометрическую форму, ограниченной изогипсой -2625 м. Северная часть Федоровского поднятия замыкается изогипсой -2675 м, объединяет две структуры Федоровская II и Федоровская III и в своей западной части осложнена Западно-Федоровским структурным носом. На востоке от северной части на расстоянии около 2 км находится Восточно-Федоровская структура, замкнутая на отметке -2580 м, имеющая приблизительно изометрическую форму с поперечником 2,3 км. Максимальные размеры Федоровского локального поднятия составляют 13,5*12,0 км с общей ограничивающей изолинией абсолютных глубин -2585 м.
В южном направлении от Федоровского поднятия находиться наиболее высокая область современного структурного плана по сейсмическому отражающему горизонту Б в пределах отчетного лицензионного участка. Она объединяет в себе Вершинную и Пыхтайскую структуры, ограниченные с севера, востока и юга общей изогипсой -2565 м, раскрывающейся в западном направлении на Тальянское локальное поднятие находящееся на территории соседнего Дунаевского лицензионного участка. 
К северу от Федоровского локального поднятия расположены Оленье и Варенское поднятия, каждое из которых оконтуривается изогипсой -2590 м. Размеры в плане Варенского поднятия составляют 5,0*2,2 км, Оленьего – 4,3*2,8 км.
К востоку от Варенского поднятия через прогиб выявлена Тойлорская структура с абсолютными отметками до -2690 м, которая имеет размеры 7,3*4,5км по изогипсе -2655 м.
С восточной стороны Федоровское локальное поднятие граничит с Моховым I, отделяясь от него неглубоким прогибом. Поднятие Моховое I по оконтуривающей изогипсе -2585 м имеет размеры 11*10 км. 
К юго-востоку от Мохового поднятия расположено Восточно-Моховое ?, которое по изогипсе -2625 м имеет размеры 11,2*4,6 км. 
С северо-востока к Моховому поднятию примыкает Эгутская структура, имеющая размеры по замыкающей изогипсе -2610 м 6,4*3,3 км.
Поднятия Северо-Савуйское, Федоровское, Оленье, Варенское, Эгутское, Моховое, Восточно-Моховое с юга, севера и востока объединяются общей изогипсой -2625 м и в целом представляют собой крупную антиклинальную складку неправильной формы, вытянутую в меридиональном направлении, с восточным и западным ответвлениями. Изогипса -2625 м раскрывается в западную сторону на Яунлорскую группу поднятий, в юго-западную – на Западно-Сургутскую группу поднятий.

Рисунок 1.3.1 Тектоническая схема района работ



?
1.4	Стратиграфия
В геологическом строении площади Федоровского месторождения принимают участие отложения доюрского комплекса (палеозойский фундамент, промежуточные отложения пермо-триасового комплекса) и отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.
Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Отложения доюрского основания вскрыты в нескольких поисково-разведочных скважинах. По керну доюрская толща представлена базальтами темно-серого и темно-бурого цвета, с зеленоватым оттенком, порфиритами базальтового состава и их туфами. Толщина базальтовой серии не установлена, но одна скважина вскрыла 1200 м базальтов. Сводный литолого-стратиграфический разрез Федоровского месторождения представлен на Рисунке 1.4.1
Доюрские образования со стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы.
Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. 
Нижнеюрские отложения представлены горелой свитой. Литологически свита разделяется на четыре пачки: пласт ЮС1/1 (песчано-алевритовые отложения), тогурская глинистая пачка, пласт ЮС1/0 (переслаивание алеврито-глинисто-песчаных разностей морского происхождения) и радомская пачка, сложенная аргиллитами темно-серыми, иногда углистыми.
Тюменская свита (средняя юра) представлена ритмичным переслаиванием серо-цветных, мелкозернистых, алевритистых, аркозовых песчаников, серых крупнозернистых алевролитов и темно-серых, серых со слабым зеленоватым оттенком аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтеносный пласт ЮС2, представленный переслаиванием песчаников темно-серых плотных, тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта доходит до 20 м. Толщина свиты достигает 250 м.
Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свитами.
Васюганская свита вскрыта на различных участках месторождения. В основании свиты залегают темные тонко-отмученные, местами битуминозные аргиллиты. Верхняя часть представлена чередованием темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный нефтеносный пласт ЮС1. Толщина свиты достигает 103 м.
Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Встречаются единичные прослои глинистого известняка. Толщина свиты от 2 до 7 м.
Баженовская свита представлена темно-серыми, черными с коричневым оттенком битуминозными аргиллитами. Примерно на половине территории Федоровского лицензионного участка (в центральной, западной и восточной его частях) строение баженовской свиты характеризуется как аномальное. Толщина свиты достигает 120 м.
Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел слагается осадками сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской и нижней частью покурской свит; верхний отдел представлен средней и верхней частями покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свитами.
Сортымская свита (берриасский и валанжинский ярусы) объединяет толщи различного состава, генезиса, морфологии. В основании свиты залегают подачимовские морские глины, которые в пределах исследуемой площади имеют толщину 10-20 м. 
В нижней части свиты залегают клиноформные, линзовидные пласты, образующие ачимовскую толщу. Отложения ачимовской пачки представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Ачимовские отложения, распространенные на всей площади Федоровского месторождения, являются продуктивными. Общая толщина ачимовской свиты достигает 211 м.
Верхняя часть сортымской свиты сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями аркозовых песчаников и алевролитов, к которым приурочен нефтеносный пласт БС10. 
Завершается разрез сортымской свиты пачкой аргиллитоподобных глин темно-серых, слабоалевритистых с прослоями алевролитов, которая имеет региональное распространение и в стратиграфической схеме выделена как чеускинская, в толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС10/1. 
В пределах свиты встречена фауна аммонитов и фораминифер берриасского и валанжинского ярусов. Общая толщина сортымской свиты составляет 506-556 м.
Усть-балыкская свита представлена двумя подсвитами: нижней и верхней. В разрез нижней подсвиты входят песчаные пласты БС8, БС9, в верхней выделяются пласты БС1–БС7. Между подсвитами выделяется сармановская пачка (является зональным репером Широтного Приобья), в основном, глинистая, глины аргиллитоподобные от серых до темно-серых, преимущественно однородные. Нефтеносность в отложениях усть-балыкской свиты приурочена к пластам БС1-2.
Усть-балыкская свита представляет толщу переслаивания песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин валанжин-готеривского возраста толщиной до 240 м.
В верхней части усть-балыкской свиты залегает пимская пачка, которая представлена темно-серыми, однородными аргиллитоподобными глинами и является разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами. Толщина пимской пачки изменяется от 23 до 30 м.
Сангопайская свита объединяет песчаные пласты АС4–АС12, шесть из которых являются продуктивными: АС4-6, АС7-8, АС9. Осадки свиты формировались в условиях мелководья или даже в замкнутых континентальных бассейнах. Подтверждением этому служат состав, окраска пород, а также комплекс органических остатков. Глины серые, зеленовато-серые до зеленых, с неясновыраженной слоистостью, нередко с мелкими зеркалами скольжения, тонкослоистые за счет более светлых алевритовых слойков и намывов углистого материала.
Аргиллит темно-серый, плотный, излом неровный, слюдистый, алевритистый, иногда встречается оолитовая текстура.
Песчаники серые, мелко- и среднезернистые, в основном, полимиктовые, косослоистые с включениями и намывами на плоскостях наслоения углистого и растительного детрита, участками глинистого сидерита. Возраст сангопайской свиты – готерив-барремский. Толщина свиты достигает 140 м.
Алымская свита залегает в основании аптского яруса и представлена темно-серыми в средней части почти черными аргиллитами с песчаниками и алевролитами. Толщина алымской свиты достигает 132 м.
Покурская свита представлена неравномерным переслаиванием алеврито-песчанистых и глинистых различной толщины пластов и пачек, плохо выдержанных по площади.
Нижняя часть свиты, относящаяся к апт-альбскому ярусам, представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитоподобных глин и аргиллитов.
В верхней части покурской свиты, относящейся к сеноманскому возрасту, выделяется мощная песчано-алеврито-глинистая толща пород. Пески и песчаники сеноманской толщи имеют серую окраску, мелко- и среднезернистые, слабосцементированные или рыхлые, в различной степени глинистые. Толщина свиты до 843 м.
Кузнецовская свита, представленная темно-серыми глинами, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Толщина достигает 29 м.
Березовская свита (коньякский, кампанский, сантонский ярусы) подразделяется на две подсвиты: нижнюю – опоковидную и верхнюю – глинистую. Толщина свиты до 145 м.
Ганькинская свита (маастрихский и датский ярусы) представлена глинистыми породами темно-серой (нижняя часть разреза) и серой с зеленовато-голубоватым оттенками (верхняя часть разреза) окраской. Толщина свиты достигает 86 м.
Палеогеновая система. Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевролитистыми. Толщина до 120 м.
Люлинворская свита (эоценовый отдел) представлена темно-серыми и серыми глинами с гнездами глауконита. Толщина свиты до 203 м.
Тавдинская свита (верхи эоцена и низы олигоцена) представлена зелеными вязкими глинами с присыпками алевролита и прослоями и линзами глинистого сидерита. Толщина свиты около 170 м.
Атлымская свита (нижняя часть олигоценового отдела) представлена серыми мелкозернистыми песчаниками, преимущественно кварцевыми в нижней части разреза и чередованием глин и песков с прослоями бурых углей в верхней части разреза. Толщина свиты до 100 м.
Новомихайловская свита (средняя часть олигоценового отдела) представлена чередованием глин, песков, алевролитов и бурых углей. Толщина свиты до 80 м.
Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена сильноглинистыми серыми алевролитами. Толщина свиты около 40 м.
Четвертичная система представлена песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина отложений не превышает 40 м.


Рисунок 1.4.1 - Сводный литолого-стратиграфический разрез
1.5	Нефтегазоносность
Федоровское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области. Месторождение многопластовое, в разрезе нефтегазоносность установлена в нижнемеловых отложениях сангопайской свиты баремского возраста (пласты АС4-8, АС61, АС7-8, АС9), усть-балыкской свиты готеривского возраста (пласт БС1-2), сортымской свиты берриасс-валанжинского возраста (пласты БС101, БС10, БС14ф, БС15ф, БС16, БС16ф, БС17, БС17ф, БС17/1ф, БС18, БС18ф, БС19) и средне-верхнеюрских отложениях васюганской (пласты ЮС1/1-2, ЮС1/3) и тюменской свит (пласты ЮС2/1, ЮС2/2). Всего на месторождении в 21 пласте выявлено 128 залежей нефти и газа. 
Пласт АС4-8. Прибрежно-морской генезис неокомских отложений отражается частым переслаиванием песчано-глинистых пород, замещением коллекторов на ряде участков непроницаемыми разностями или глинами по разрезу и площади. Пласт АС4-8 объединяет в себя пласты АС4, АС5-6, АС5-8. Залежь верхнего пласта АС4 самая крупная на Федоровском месторождении, общим контуром нефтеносности объединяет Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. От нижележащих пластов АС4 отделен глинистой перемычкой невыдержанной по толщине и по площади, что обусловило гидродинамическую связь его с пластами АС5-8 в центральной и восточной частях и с пластами АС5-6 в западной части месторождения. Залежи пласта АС5-8 на Моховой и Восточно-Моховой площадях и залежи пласта АС5-6 в пределах Федоровской площади имеют общий уровень отметок ГНК и ВНК. 
В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 2 до 31, в среднем коэффициент расчлененности равен 9.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 40.8 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.064 до 0.945 и в среднем равен 0.559. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 26.4%, проницаемость – 300*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 62.9%, нефтенасыщенность - 55.2 %. В пласте выявлены две залежи. 
Пласт АС6/1 выделен в самостоятельный подсчетный объект. По разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 2. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 14.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.476 до 1 и в среднем равен 0.823. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 25.6%, проницаемость – 146*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 52.9%, нефтенасыщенность – 48.3%. В пласте выделена одна небольшая залежь.
Залежи нефти и газа пласта АС7-8 расположены в пределах Федоровской площади, изолированы от выше- и нижезалегающих пластов надежными глинистыми перемычками и выделены в самостоятельный подсчетный объект. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 12, в среднем коэффициент расчлененности равен 5.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 15.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.047 до 0.929 и в среднем равен 0.479. 
Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 23.1%, проницаемость – 34*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 42%, нефтенасыщенность – 41.8%. В пласте выявлено две залежи.
Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью, как по разрезу, так и по простиранию, имеет сложное строение, часто нижняя часть разреза полностью глинизируется. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.1. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.4 м до 21.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 1 и в среднем равен 0.455. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 26.7%, проницаемость – 346*10-3 мкм2. Средняя газонасыщенность равна 76.2%, нефтенасыщенность – 60.4%. В пределах пласта выявлено 11 залежей на Федоровской (4) и Моховой (7) площадях. 
Нефтенасыщенные коллекторы пласта БС1-2 распространены на Федоровской, Моховой и Северо-Сургутской площадях месторождения. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 10, в среднем коэффициент расчлененности равен 5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 21.7 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.118 до 0.948 и в среднем равен 0.434. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 26%, проницаемость - 433*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 63.3%. В пределах пласта выявлены 3 залежи.
Пласт БС10/1 имеет сложное геологическое строение, отличается значительной литологической неоднородностью и фациальной изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях. 
В пределах Федоровской площади пласт имеет сложное линзовидное строение. В восточной части площади выделяются обширные зоны отсутствия коллекторов. В целом по разрезу пласт характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 2.3. Толщины проницаемых пропластков изменяются от 0.3 м до 7.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.026 до 0871 и в среднем равен 0.312. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 23%, проницаемость – 100*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 61%. На Федоровской площади выявлены 9 залежей нефти.
Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади, нефтеносен на Федоровской, Моховой, Восточно-Моховой площадях. В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 24, в среднем коэффициент расчлененности равен 7.4. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 26.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.029 до 0.906 и в среднем равен 0.469. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 24.6%, проницаемость – 317*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 68%. В пределах пласта выявлены три залежи нефти. 
Залежи нефти пластов БС14-19 распространены на Федоровской и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане, имеют характерное для ачимовской толщи геологическое строение. Всего выявлено 60 залежей.
Пласт БС14ф вскрыт на Федоровской площади. В целом по разрезу пласт характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 10.2 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.105 до 0.954 и в среднем равен 0.3. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 19.1%, проницаемость – 24*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 49.7%. Всего в пласте выявлено 9 залежей нефти
Пласт БС15ф вскрыт на Федоровской площади. В целом по разрезу пласт характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.3 м до 6.1 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.026 до 0.643 и в среднем равен 0.284. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 19.2%, проницаемость – 26*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 47.8 %. Всего в пласте выявлено 7 залежей нефти.
Пласт БС16ф вскрыт на Федоровской площади. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 9, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.4. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 13.8 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.088 до 0.776 и в среднем равен 0.507. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 19.9%, проницаемость – 29*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 49.6% . Всего в пласте выявлено 9 залежей нефти.
Пласт БС16 вскрыт на Восточно-Моховой площади. В целом по разрезу количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 12, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.4. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 18.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.12 до 1 и в среднем равен 0.601. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 20.7%, проницаемость – 28*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 58%. Всего в пласте выявлено пять залежей нефти.
Пласт БС17ф вскрыт на Федоровской площади. В целом по разрезу пласт характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 2 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.8. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 6.7 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.27 до 0.814 и в среднем равен 0.568. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 20%, проницаемость – 28*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 48.9%. Всего в пласте выявлено 7 залежей нефти.
Пласт БС17 вскрыт на Восточно-Моховой площади. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.4. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 15.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.122 до 0.922 и в среднем равен 0.609. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 21%, проницаемость – 32*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 57.4%. Всего в пласте выявлено пять залежей нефти.
Пласт БС17/1ф вскрыт в южной части Федоровской площади. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 2 до 6, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.75. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 7.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.485 до 0.698 и в среднем равен 0.602. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 20%, проницаемость – 34*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 51%. Всего в пласте выявлены четыре залежи нефти.
Пласт БС18ф вскрыт на Федоровской площади. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 3 до 7, в среднем коэффициент расчлененности равен 5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 5.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.129 до 0.753 и в среднем равен 0.401. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 19.9%, проницаемость – 28*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 50.5%. Всего в пласте выявлено 7 залежей нефти.
Пласт БС18 вскрыт на Восточно-Моховой площади. В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 2 до 17, в среднем коэффициент расчлененности равен 6.2. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 14.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.43 до 0.919 и в среднем равен 0.672. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 21%, проницаемость – 31*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 59.4%. Всего в пласте выявлено пять залежей нефти.
Пласт БС19 вскрыт на Восточно-Моховой площади. Количество проницаемых пропластков по данным ГИС в пласте изменяется от 2 до 8, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.6 м до 3.3 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.091 до 0.566 и в среднем равен 0.366. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 19.8%, проницаемость – 22*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 55.5%. Всего в пласте выявлены две залежи нефти.
Горизонт ЮС1 включает в себя продуктивные пласты ЮС1/1-2 и ЮС1/3. Залежи нефти горизонта распространены на Тойлорской, Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой площадях и частично перекрываются в плане. Всего выявлены 23 залежи нефти.
Пласт ЮС1/1-2 по разрезу характеризуется невысокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 1 до 9, в среднем коэффициент расчлененности равен 3.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 10.0 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.065 до 1 и в среднем равен 0.372. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 18%, проницаемость – 30*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 60.3%. В пределах пласта выявлена 21 залежь нефти.
Пласт ЮС1/3 имеет линзовидное строение и распространен только на Федоровской площади, характеризуется низкой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 1 до 4, в среднем коэффициент расчлененности равен 1.5. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.6 м до 3.6 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.079 до 0.482 и в среднем равен 0.243. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 17%, проницаемость – 14*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 60.8%. В пределах пласта выявлены две залежи нефти.
Горизонт ЮС2 приурочен к кровле тюменской свиты и включает в себя продуктивные пласты ЮС2/1 и ЮС2/2. Залежь нефти горизонта распространены по всей площади Федоровского месторождения и перекрываются в плане.
Геологический разрез горизонта ЮС2 представлен на Рисунке 1.5.1.

Рисунок 1.5.1 – Геологический разрез по пластам ЮС1-2
Залежь пласта ЮС2/1 пластовая, литологически экранированная, граница на севере и юге залежи принята условно по границе Федоровского лицензионного участка. На востоке границей залежи является зона глинизации пласта, которая прослеживается и на соседних Савуйском и Родниковом месторождениях. На западе, как и по соседним Яунлорскому и Тончинскому месторождениям, залежь оконтурена изогипсой -2699 м, что соответствует самой низкой абсолютной отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора на западном склоне, определенной по ГИС и результатам испытания в скважине №4299П. Размеры залежи - 57х48 км, высота около 262 м. 
Количество проницаемых пропластков в пласте по скважинам изменяется от 1 до 11, в среднем коэффициент расчлененности равен 4.2. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.4 м до 10.4 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.023 до 0.762 и в среднем равен 0.325. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 17%, проницаемость – 12*10-3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 74.4%. 
Продуктивность пласта ЮС2/1 имеет региональный характер распространения, прослеживаясь без разрыва нефтеносного поля (приконтурные участки водонефтяных зон отсутствуют) на Федоровском, Западно-Сургутском, Восточно-Сургутском, Родниковом и других месторождениях. Средняя по залежи эффективная нефтенасыщенная толщина пласта - 4.1 м.
Пласт ЮС2/2 характеризуется низкой расчлененностью разреза, к.......................