Режим работы залежи упруго-замкнутый. Залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления.
ВНК принят на абс. отметке - 2631 м, которая соответствует нижним дырам самого глубокого интервала перфорации, давшего приток безводной нефти в скв. 1-Пожихарской.
По подсолевому комплексу месторождение разбито тектоническими нарушениями на четыре изолированных блока, три из которых представляют собой отдельные объекты подсчета. Продуктивными являются западный, центральный и восточные блоки. В каждом блоке разведаны воронежская, семилукская и саргаевская залежи.
Воронежские залежи
Продуктивный воронежский горизонт вскрыт на западном блоке скв.13, на центральном - скв.35, на восточном - скважинами 32, 62, 63, 64. Притоки нефти в колонне получены в скв.13 (32,5 м3/сут.), скв.35 ( 160 м3/сут.). В скв. 32 получен приток нефти в открытом стволе (69,6 м3/сут.). В свк..64 при испытании пластоиспытателя получен приток нефти с буровым раствором. Коллекторами нефти воронежских залежей являются доломиты в различной степени известковистые, перекристаллизованные, трещиноватые.
Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.
Залежи пластовые, сводовые, тектонически ограниченные с юга, запада и востока; с севера - контуром нефтеносности. Размеры залежей: западный блок - ширина 0,75 км, длина-2км, высота - 85м; центральный блок 4км х 0 , 75км х 125м. Режимы работы залежей: на западном блоке - режим растворенного газа (что обусловлено ограниченностью блока тектоническими нарушениями со всех сторон); на центральном и на восточном - упругий водонапорный. Нефтенасыщенные толщи, выделенные по ГИС, изменяются от 1,1 м (скв.62) до 15,8 м. (скв.13). Пористость выделенных пластов - коллекторов изменяется от 4,8% до 6,7%, нефтенасыщенность от 68,5% до 78%.
Семилукские залежи
Семилукские продуктивные отложения испытаны в скважинах 13, 32, 33, 62, 63; в эксплуатационной колонне дебиты изменяются от 0,6м3/cут. (скв.33) до 174 м3/cут. (скв.32).
Вмещающими породами являются доломиты перекристаллизованные, кальцитизированные, сульфатизированные и относятся к каверново-порово-трещинному типу коллектора.
Залежи нефти продуктивных западного и восточного блоков пластовые, сводовые, тектонически ограниченные с юга, запада и востока, с севера - контуром нефтеносности.
Размеры залежей: западный блок - ширина 0,38 км, длина 2,1км, высота 40м; восточный блок - 4 км х 0,5 км х 80 м.
Нефтенасыщенные толщины, выделенные по ГИС, изменяются от 19,7 м (скв. 62) до 3,2 м.(скв.33), пористость пластов-коллекторов - от 3,9% до 7,8%, нефтенасыщенность - от 76,4% - 90,3%.
Режим работы залежи восточного блока упруговодонапорный.
Саргаевские залежи
Отложения саргаевского горизонта в границах месторождения после 01.07.77г. испытаны в скв. 51 и 64 - притоков не получено
В скв.63 (восточный блок) совместное испытание в колонне семилукского и саргаевского горизонтов дало приток нефти дебито 60 м3/сут.
Коллекторами нефти являются доломиты. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный. Пласты-коллекторы выделены в скважинах 13-8,8м; 32-7,2м; 63-7,6м; пористость соответственна 4,8%; 3,5%;5,1%; нефтенасыщенность 82,0%;85%; 88,9%. Подсчетными блоками по саргаевскому горизонту являются западный и восточный. Их размеры соответственно: 2,2 км х 0,25км х 30 м и 4км х 0,38 км х 40м.
Саргаевская залежь не разрабатывается
Подсолевые нефтеностные горизонты относятся к единой гидродинамической системе, поэтому водонефтяной контакт для каждого блока у них единый. Значение ВНК в данном отчете сохраняется по западному блоку -3136м прежним, утвержденным ГКЗ.
По восточному и центральному блокам изменился и стал - 3165м.