Пласт АчБВ18 перекрывается пачкой аргиллитов толщиной от 0,4 м – до 7,8 м, отделяющей его от продуктивного пласта АчБВ17.В продуктивном пласте АчБВ18 выявлены две нефтяные залежи пластового сводового типа. Основная залежь приурочена к восточной брахиантиклинали и, соответственно, вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее 11,3 км, ширина – до 5,3 км, высота 36 м. В юго-западной части, в районе скв. 616–619–3098 залежь частично ограничена поверхностью замещения коллекторов. Если в южной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин в скважинах, не превышают 4–5 м, то в северной ее части они достигают 12–14 м даже в водонефтяной зоне. ВНК основной залежи отбивается в коллекторах в скважинах по результатам интерпретации материалов ГИС на абсолютных отметках от –2278,1 м – до –2280,8 м, что позволило принять его поверхность горизонтальной на усредненной абсолютной отметке –2280 м. Принятое положение ВНК заверено результатами испытания скв. 62, 84, 205 и 214, расположенных в различных частях залежи.Пласт АчБВ18 испытан в 15 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 18 объектов), причем раздельные испытания проведены лишь в 7 скважинах. Безводные промышленные притоки нефти при раздельном испытании получены в 3 скважинах в пределах основной залежи. Дебиты нефти составили от 8,2 м3/сут на уровне при депрессии 8,6 МПа в скв. 77 до 15,5 м3/сут на уровне при депрессии 12,3 МПа в скв. 62.Продуктивный пласт АчБВ17 залегает в середине разреза фондаформной части ачимовской клиноформы и распространен на всей площади месторождения, за исключением самой северо-западной его части (район скв. 201–202). Общая толщина пласта постепенно уменьшается с юго-востока на северо-запад от 26,8 м в скв. 1146 (вертикальная толщина) до 0,7 м в скв. 203.Проницаемые прослои в разрезе пласта развиты непрерывно лишь в центральной и южной частях месторождения. К востоку от линии скважин 81–76–77 и к северу от линии скважин 208–235–1035–1042–385–63 расположена зона полного отсутствия коллекторов. На северной периклинали восточной брахиантиклинали проницаемые пропластки развиты в виде отдельных мелких линз. В пределах западной складки коллекторы присутствуют в разрезе пласта лишь в скв. 51.Пласт АчБВ17 перекрывается глинистой пачкой толщиной от 0,7 м – до 25,0 м отделяющей его от пласта АчБВ16.
В продуктивном пласте АчБВ17 выделяется 4 нефтяные залежи, частично или полностью ограниченные поверхностью замещения коллекторов. Основная залежь, наиболее крупная по площади и запасам, приурочена к присводовой и южной периклинальной частям восточного купола. Залежь пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, вытянутая с юго-запада на северо-восток, ее длина составляет 11 км, ширина – до 6,5 км, высота 56 м. Залежь с запада и частично с востока, ограничена внешним контуром нефтеносности, на севере, востоке и юге ее границей является линия полного замещения коллекторов. В северной части залежи значения эффективных нефтенасыщенных толщин не превышают, как правило, 4–6 м, реже 7–9 м, тогда как в центральной, сводовой части они достигают 10–12 м и более.ВНК основной залежи принимается горизонтальным на усредненной а.о –2280 м, совпадающей с а.о ВНК залежи пласта АчБВ18, при колебаниях в скважинах от 0,5 м вверх до 0,7 м вниз. Нефтеносность можно считать заверенной результатами испытания скв. 209, до а.о –2278,7 м.Пласт АчБВ17 испытан в 12 поисково-разведочных скважинах (всего испытано 15 объектов), причем лишь в 5 скважинах испытания проведены раздельно, в остальных интервалы испытания охватывали одновременно 2–3 продуктивных пласта. Безводные промышленные притоки нефти из пласта АчБВ17 при раздельном испытании получены в 4 скважинах. Дебиты нефти составили от 4,8 м3/сут на среднем динамическом уровне 713 м (скв. 214) до 39,7 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 8 мм (скв. 77).Продуктивный пласт АчБВ16 является верхним в группе пластов АчБВ16-19, распространенных в пределах месторождения исключительно в фондаформном залегании. Общая толщина пласта в стратиграфических границах постепенно уменьшается с востока на запад от 25,4 м в скв. 63 и 20,5 м в скв. 244 и 245 до 0,8 м в скв. 11 и 221. Пласт развит по всей площади месторождения.Коллекторы в его разрезе развиты не повсеместно. В крайней западной и юго-западной частях месторождения находится зона полного отсутствия коллекторов.От залегающего выше продуктивного пласта АчБВ152 пласт АчБВ16 отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с востока на запад от 49,7 м – до 0,6 м. В самой восточной части месторождения, к востоку от линии, соединяющей скв. 85–63–212–77–580–634–76, в разрезе этой пачки появляется водоносный по данным ГИС пласт, индексируемый как АчБВ153 толщиной от 9,8 до 34,0 м.
Основная залежь, самая крупная по площади и запасам углеводородов, приурочена к присводовой части восточного купола. Залежь по типу пластовая сводовая, частично литологически ограниченная, она вытянута с юго-запада на северо-восток, длина ее составляет 10,3 км, ширина – до 4,5 км, высота 59 м. Залежь почти полностью разделена на две неравные части субширотным врезом зоны полного отсутствия коллекторов. Значения эффективных нефтенасыщенных толщин в северной, большей по площади части залежи за счет некоторого увеличения общих толщин и опесчанивания разреза пласта, относительно выше, чем в южной половине, где они, как правило, в скважинах не превышают 3–4 м.ВНК залежи в районе скв. 72–235 проводится на а.о –2280,2 м, соответствующей а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного коллектора в скв. 72. Положение ВНК заверено результатами испытания этой скважины.ВНК залежи в районе скв. 71 проведен на а.о –2302,7 м по подошве нижнего коллектора в этой скважине, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании (правда, совместно с пластом АчБВ152).Пласт АчБВ16 испытан в 15 поисково-разведочных скважинах, в 5 из которых получены безводные притоки нефти (в т.ч. в 2 при совместном испытании с соседними пластами), а в 3 – притоки нефти с пластовой водой (в т.ч. в скв. 235 при совместном испытании с нижележащими пластами). Дебиты нефти при раздельном испытании составили от 8,7 м3/сут на уровне 1142 м (скв. 210) до 38,9 м3/сут при фонтанировании через штуцер диаметром 6 мм (скв. 219).Продуктивный пласт АчБВ152 приурочен к нижней половине пачки, включающей также продуктивный пласт АчБВ151, переходящей в направлении с востока на запад от ундаформного к фондаформному залеганию. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад вначале несколько увеличивается от 8,6 м – до 19,6 м, а затем постепенно уменьшается до 2,3 м.Рассматриваемый пласт сильно заглинизирован, от одного до четырех проницаемых прослоев в его разрезе развиты, в основном, лишь на периферии месторождения. В центральной его части присутствует лишь несколько небольших песчаных линз, в присводовой части западной складки коллекторы не вскрыты ни в одной скважине.От вышезалегающего пласта АчБВ151 рассматриваемый пласт отделен маломощным глинистым прослоем толщиной от 0,4 м-до 6,8 м.
В пласте АчБВ152 выявлено 6 небольших литологически ограниченных залежей, в трех из которых установлена промышленная нефтеносность, а три – предположительно нефтяные.ВНК залежи в районе скв. 209, проводится на а.о –2257,8 м, также соответствующей подошве нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 699. До а.о. –2253,5 м нефтеносность подтверждается получением притока чистой нефти в скважине 209.Пласт испытан всего в 8 поисково-разведочных скважинах, в т.ч. раздельно в 6 скважинах, в 2 из которых, а именно в скв. 209 и 244, получены фонтанные притоки нефти дебитом, соответственно, 48 м3/сут и 53,3 м3/сут на штуцере диаметром 6 мм, а в одной – в скв. 86, приток нефти дебитом 4,3 м3/сут на уровне при депрессии 11,2 МПа.Продуктивный пласт АчБВ151 в восточной части месторождения приурочен к кровле ачимовской толщи, а в западной части, в зоне развития пласта АчБВ14 – располагается в разрезе ниже последнего. Общая толщина пласта в стратиграфических границах в направлении с востока на запад, так же, как и в пласте АчБВ151, вначале постепенно увеличивается от 6,5 м – до 21,8 м.Пласт имеет очень сложное строение. В его разрезе преобладают глинистые породы. Один-два, реже три-пять проницаемых прослоев, приурочены, как правило, к верхней части пласта, гораздо реже – к средней его части. Проницаемые прослои развиты лишь в восточной половине месторождения, для них характерно прерывистое распространение, особенно в присводовой части поднятия, где пласты-коллекторы встречаются в виде отдельных сравнительно небольших по площади линз, между которыми расположены зоны полного замещения коллекторов.В восточной половине месторождения, там, где пласт АчБВ151 перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты, от залегающего выше продуктивного пласта БВ13 его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с востока на запад, по мере отхода пласта АчБВ151 от группы шельфовых пластов к ачимовской ундаформе, изменяясь от 0,9 м – до 61,8 м.В западной половине месторождения от вышезалегающего пласта АчБВ14 рассматриваемый пласт отделен глинистой пачкой, толщина которой постепенно уменьшается с юга на север от 44,1 м – до 5,8 м.В пласте АчБВ151 выделяется 17 обособленных литологически экранированных и литологически ограниченных со всех сторон залежей углеводородов, в т.ч. 4 нефтяные, 9 предположительно нефтяных, 2 газоконденсатные и 2 предположительно газоконденсатные.
Водонефтяной контакт залежи в районе скв. 1091 проводится на а.о –2205 м, средней между а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного по данным ГИС коллектора в скв. 1091 (–2197,5 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 60 (–2212,6 м), водонасыщенного по данным ГИС.ВНК залежи в районе скв. 75 проводится на а.о –2210,4 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 205, нефтенасыщенного по данным ГИС.ВНК залежи в районе скв. 1096 проводится на а.о –2184,5 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 1096, нефтенасыщенного по данным ГИС (–2184,4 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 540, водонасыщенного по данным ГИС (–2184,6 м).ВНК залежи в районе скв. 525–566 проводится на а.о –2179,9 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 566, нефтенасыщенного по данным ГИС (–2179,4 м) и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 533, водонасыщенного по данным ГИС (–2180,4 м).ВНК залежи в районе скв. 70–1117 проводится на а.о –2201 м, средней между а.о подошвы нижнего нефтенасыщенного (–2199,9 м) и а.о кровли верхнего водонасыщенного (–2202,0 м) коллекторов в скв. 3088.ВНК залежи в районе скв. 58–233–209 проводится на а.о –2227,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в скв. 209, нефтенасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением безводного притока нефти при испытании.ВНК залежи в районе скв. 1148 проводится на отметке –2191,5 м, соответствующей подошве последнего нефтенасыщенного по ГИС прослоя.ВНК залежи в районе скважины 3164 принимается на отметке –2194,7 м, соответствующей подошве коллектора, интерпретируемого как нефтенасыщенный по ГИС. ВНК локально изменяется в районе скважины 1151, где водонасыщенные коллекторы вскрыты на а.о –2193,5 м.Газоводяной контакт залежи в районе скв. 375 проводится на а.о –2192 м, средней между а.о подошвы нижнего коллектора в скв. 375, газонасыщенного по данным ГИС (–2190,6 м), и а.о кровли верхнего коллектора в скв. 62, водонасыщенного по данным ГИС (–2193,4 м).ГВК залежи в районе скв. 212 проводится на а.о –2182,5 м, соответствующей подошве нижнего коллектора в этой скважине, газонасыщенного по данным ГИС, что подтверждается получением фонтана газа при испытании.Пласт АчБВ151 испытан в семи поисково-разведочных скважинах. Промышленные безводные притоки нефти при раздельном испытании получены в 4 скважинах, промышленные притоки газа – в 2 скважинах. Дебиты нефти при испытании составили от 8,7 м3/сут на среднем динамическом уровне 1050 м (скв. 214) до 45,2 м3/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере (скв. 213). Притоки газа составили от 120 тыс. м