Структуры 2 порядка, в свою очередь, также осложняются многочисленными более мелкими локальными поднятиями, но уже третьего порядка. Размеры и форма их весьма разнообразны: от 2х7 км до 5х23 км. С наличием последних и связаны практически все выявленные промышленные скопления нефти в пределах Александровского нефтегазоносного района. В центральной и южной частях Александровского мегавала в пределах его Охтеурского куполовидного поднятия и Криволуцкого вала на Вахском и Чебачьем локальных поднятиях открыты одноименные месторождения нефти в отложениях верхней юры.
В северной части мегавала, на Колик-Еганском валу, в границах Синторского локального поднятия также в юрских отложениях выявлено Хохряковское месторождение нефти. И, наконец, в юго-восточной части Александровского мегавала, на южном продолжении Колик-Еганского вала, на так называемой Лабазной группе локальных поднятий в отложениях васюганской свиты верхней юры было установлено наличие промышленных скоплений нефти на изучаемом Пермяковском месторождении. В дальнейшем по данным глубокого бурения и сейсмики было высказано предположение, что Лабазная группа поднятий, очевидно, тяготеет к юго-восточному продолжению Колик-Еганского вала, так как четкого прогиба между Сикторской и Лабазной группами локальных поднятий не зафиксировано.
Сикторская структура (Хохряковское месторождение) по кровле пласта Ю2 (тюменская свита) оконтуривается изогипсой 2400 м. Амплитуда ее 160 м (наивысшая отметка 2240 м). Структура имеет субмеридиональное простирание. Размер структуры 38,0х12,0 км. Это брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. Углы наклона крыльев составляют 203, . При этом необходимо отметить, что восточное крыло несколько положе западного.
По кровле коллекторов пласта Ю12+3 Сикторская структура оконтуривается изогибсой – 2400 м. Структурные построения четкие. Амплитуда – 100 м. Размеры 62,0х12,0 км. Простирание субмеридиональное. Это типичная брахиантиклинальная складка довольно правильной конфигурации. В сводовой части структуры выделяются две вершины: довольно больших размеров в южной части и несколько меньше – в северной части. Оконтуриваются они изогибсами 2300 и 2320 м. Восточное крыло несколько положе западного.
По кровле пласта Ю11 структурный план повторяет план пласта Ю12, однако, несколько расширяется площадь сводовых частей. Структура оконтуривается изолинией – 2400 м. Простирание субмеридиональное. В целом, рассматриваемые структурные планы по пластам имеют довольно спокойный характер. Структурные планы довольно четко сохраняются, что свидетельствует об унаследованном характере развития.
Залежь пласта ЮВ11.
Залежь пласта ЮВ11 представлена чередованием пористо-проницаемых пород и плотных пород, сложенных песчаниками, алевролитами, глинами. Вскрыт пласт 18 разведочными скважинами, в разрезе которых встречается от 1 до 4 проницаемых пропластков общей толщиной до 16 м. Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность их подтверждена испытанием скважины 12.
По результатам бурения пласт Ю11 характеризуется относительной невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. Так в 6, 7, 8 блоках (северная часть) наблюдается полная глинизация песчаных коллекторов. Та же картина наблюдается во 2 блоке (южная часть).
Пласт Ю11 испытан в 2 скважинах (№4, 12), скважина №4 оказалась за контуром нефтеносности. В скважине 12 пласт Ю11 опробован совместно с пластом Ю12-3. Получен фонтанирующий приток нефти 6,8 м3/сут. (на 3 мм штуцере).
Водо-нефтяной контакт в пределах Ю11 (по промыслово-геофизическим данным) не отбивается.
Во всех скважинах (за исключением скважин, где пласт ЮВ11- водоносный и заглинизирован) песчаники пласта Ю11 нефтенасыщены до подошвы. Самая низкая отметка подошвы коллектора пласта Ю11, до которой отмечено нефтенасыщение – 2364,7 (скважина 12). Самая высокая отметка кровли коллектора, где он водонасыщен – 2412,0 (скважина 3).
Таким образом, по данным опробования и результатам интерпретации БКЗ нефтенасыщение во всех скважинах (исключая скважины 3, 4, 20) отмечено до подошвы коллекторов (самая низкая отметка – 2364,7 м в скважине 12), до этой отметки доказана и промышленная нефтеносность в этой же скважине – получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3мм штуцере).
Самая высокая отметка кровли водонасыщенного коллектора отмечена в скважине 3 – 2412,0 м.
В связи с тем, что пласты Ю11 и Ю12+3 гидродинамически взаимосвязаны и объединены в горизонт Ю1, представляющий резервуар для единой залежи, водо-нефтяной контакт для верхнего подсчетного объекта (пласт Ю11) принят единым с нижележащим подсчетным объектом (пластом Ю12+3) на отметке-2386 м.
По внешнему контуру нефтеносности при отметке ВНК – 2386 м площадь по подсчетному объекту Ю11 Хохряковского месторождения равна 41,5 км2. Высота залежи – 47,3 м.
Залежь Пласта Ю12+3.
Пласт Ю12+3 представлен монолитным песчаником, глинами и является основным объектом разработки Хохряковского месторождения.
Подсчетный объект Ю12+3 на Хохряковском месторождении вскрыт 25 разведочными скважинами на глубинах 2388-2527 м.
По результатам бурения и каротажа пласт Ю12+3 имеет довольно однородное строение в кровле и выдержан по мощности как по разрезу, так и по площади. Однако общая мощность его изменяется от 23,2 до 56 м к сводовой части структуры.
В пределах внутреннего контура нефтеносности пробурено 14 скважин (16, 11, 58п, 14р, 7, 56р, 2, 54, 55, 6, 5, 57п, 9р, 61п). В межконтурной части пробурено 7 скважин (1, 17, 10, 16, 13, 20, 12). За контуром нефтеносности пробурено 4 скважины (3, 15, 8).
Пласт Ю12+3 на Хохряковском месторождении опробован в 14 скважинах (№2, 3, 5, 6, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 20). В скважине №12 он опробован совместно с пластом Ю11.
Промышленная нефтеносность пласта Ю12+3 доказана в 10 скважинах при раздельном опробовании (2, 5, 6, 9, 11, 14, 16, 17, 18, 20) и при совместном опробовании с пластом Ю11 в скважине 12. Дебиты нефти колеблются от 7,0 м3/сут (на 3 мм штуцере) в скважине 14 до 110 м3/сут (на 8мм штуцере) в скважине 16.
Водо-нефтяной контакт в пределах песчаного коллектора не отбивается. В 11 скважинах песчаные пласты нефтенасыщены до подошвы (№2 – 2362,6 м, №5 – 2361,3 м, №6 – 2350,2 м, №7 – 2367,2 м, №9 – 2371,6 м, №11 – 2370,6 м, №14- 2371,7 м, №16 – 2385,9 м, №57п – 2350,4 м, №58п – 2373,2 м, №61п – 2362,4 м). В четырех скважинах водо-нефтяной контакт проходит внутри плотных пропластков: скважина №1 – 2386,3-2388,1 м, №12 – 2386,7-2389,7 м, №13 – 2382,9-2385,1 м и №17 – 2383,2-2384,8 м. В четырех скважинах песчаники водонасыщены с кровли: скв.№3 – 2422,1 м, №4 – 2417, 4 м, №8 – 2392,6 м, №15 – 2402,8 м.
Таким образом, самая низкая отметка подошвы пласта, до которой отмечено нефтенасыщение – 2385,9 м в скважине 16 и самая высокая отметка, с которой кровля песчаников водонасыщена – 2392,6 м в скважине 8. Притоки безводной нефти получены с отметок – 2358,6 м (скв.2),- 2361,9 м (скв.5), - 2346,1 м (скв.6), - 2354,6 м (скв.7), - 2354,8 м (скв.9), - 2352,4 м (скв.11), - 2362,7 м (скв.16).
При совместном опробовании пластов Ю11 и Ю12+3 в скв. 12 с отметок – 2348,7-2379,8 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 6,8 м3/сут (на 3 мм штуцере). В скважине 14 с отметок – 2371 м получен фонтанирующий приток безводной нефти дебитом 7,0 м3/сут (на 3мм штуцере).
В скважине 17 (при ВНК в интервале абс. отметок – 2383,2-2384,8 м) в интервале абс, отметок – 2373,0-2387,0 м получено 1,2 м3/сут нефти и 1,5 м3/сут воды при Ндин – 735 м, что не противоречит принятому ВНК. По химическому составу (минерализация 8018мг/л) это фильтрат бурового раствора и пластовой воды.
В скважине 13 в интервале абс. отметок – 2362,3-2378,3 м получена пластовая вода дебитом 1,2 м3/сут с пленкой нефти (при Ндин –1160 м), подошва пласта – 2401,3 м. Поступление воды возможно из второго ствола, в котором водоносные пласты не изолированы.
В скважине 16 при опробовании пласта Ю12 в интервале абс, отметок – 2376,7-2384,7 м получен фонтанирующий приток нефти дебитом 2,5 м3/сут (на 3 штуцере). На забое отмечено наличие пластовой воды. Пласт Ю12 нефтенасыщен до абс. отметок – 2385,9 по данным геофизики. Поступление воды возможно из нижележащего интервала из-за некачественного цементажа эксплуатационной колонны.
Таким образом, по данным опробования и материалам промысловой геофизики водо-нефтяной контакт по пласту Ю12+3 Хохряковского месторождения принят в интервале абс. отметок – 2384,8-2386,6 м. Среднее значение по залежи – 2386 плюс-минус 8 м. Приток безводной нефти получен с абс. отметки – 2379,7 м (скважина 12).
Площадь нефтеносности подсчетного объекта Ю12+3 при принятой абс. отметке ВНК – 2386 м в пределах внешнего контура равна 140,2 км2. Этаж нефтеносности 67 м.
В целом залежь горизонта Ю1 имеет размеры 10,5х18,6 км. Высота залежи 71 м. Залежь – пластовая сводовая с элементами литологического экранирования по отдельным пропласткам и пласту Ю11.
Залежь пласта Ю2.
Пласт Ю2 развит в сводовой части структуры и вскрыт тремя разведочными скважинами (56р, 58п, 61п). Представлен чередованием песчаников и аргиллитов.
Подсчетный объект Ю2 вскрыт на глубинах 2364,8-2409,6 м. По результатам бурения пласт Ю2 характеризуется невыдержанностью коллекторов как по площади, так и по разрезу. В разрезе встречается от 1 до 5 проницаемых пропластков. Общая мощность пласта колеблется от 12 до 23 м.
Максимальная эффективная толщина отмечена в сводовой части структуры 10,6 м (скважина 56), 21,4 м (скважина 61). Нефтенасыщенные толщины выделены по данным ГИС. Нефтеносность подтверждена испытанием скважин 56, 61.
В пределах внутреннего контура пробурена скважина 56р. Скважины 12, 9, 7, 14 пробурены за контуром нефтеносности. В скважинах №2, 6, 5, 57 пласт Ю2 заглинизирован.