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. м3/сут на диафрагме диаметром 13,2 мм (скв. 212) до 233 тыс. м3/сут на диафрагме 16 мм (скв. 219). Дебит стабильного конденсата в скв. 219, в которой проводились соответствующие исследования, составил 18,2 м3/сут при дебите газа 23,2 тыс. м3/сут при фонтанировании на 6 мм штуцере и диафрагме 8 мм на выходе из сепаратора.
Продуктивный пласт АчБВ14 приурочен к кровле ачимовской толщи, соответствующей средней подсвите куломзинской свиты. Пласт развит лишь в западной части месторождения, к западу от линии скважин 86-235-72-519-82-209, в залегании, переходящем в направлении с востока на запад от ортоклиноформного к фондаформному. Общая толщина пласта в стратиграфических границах, вскрытая скважинами, постепенно увеличивается в направлении с северо-востока на юго-запад от 2,7 м - до 32,0 м.
Коллекторские прослои в разрезе пласта АчБВ14 появляются лишь в крайней западной части месторождения, к западу от скв. 203-208-67.
Пласт АчБВ14 перекрывается глинистыми породами верхней подсвиты куломзинской свиты. От продуктивного пласта БВ13 его отделяет пачка слабопроницаемых пород, толщина которой постепенно увеличивается с северо-востока на юго-запад. В зоне развития коллекторов пласта АчБВ14 она изменяется от 20,0 м-до 31,8 м.
Нефтяная залежь пласта АчБВ14 приурочена к западному крылу западной брахиантиклинальной складки. Протяженность залежи с северо-востока на юго-запад составляет 8,8 км, ширина в северной части составляет 3 км, в южной - 5,5 км. Высота залежи достигает 49 м. По типу залежь является пластовой литологически экранированной.
В пределах залежи пробурено 5 поисково-разведочных скважин. ВНК проводится на абсолютной отметке -2328,7 м, соответствующей а.о подошвы нижнего коллекторского прослоя в скв. 221, нефтенасыщенного по данным ГИС. Нефтенасыщенность коллекторов до подошвы подтверждается получением безводного промышленного притока нефти дебитом 10,8 м3/сут на уровне 1030 м в процессе испытания этой скважины. Скв. 229, расположенная в 0,5 км за пределами внешнего контура, вскрыла кровлю водонасыщенных по данным ГИС коллекторов на а.о -2359,1 м.
Чисто НЗ приурочена к восточной части залежи, ее площадь составляет 68% от общей площади. На долю ВНЗ приходится, соответственно, 32% площади залежи.
Эффективные нефтенасыщенные толщины в пределах нефтяной зоны изменяются по скважинам от 1,4 м до 12,2 м. Среднее значение hэ.н по НЗ составляет 3,7 м, по ВНЗ 4,4 м.
Продуктивный пласт БВ112. Выделена одна залежь. Залежь газонефтяная пластовая сводовая. ГНК принят на а. о -2078 м, ВНК - на а. о -2084 м. Размеры залежи 15х9 км, высота 45 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется в пределах 3,2-8,1 м, составляя в среднем 3,95 м; эффективная газонасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 34 м.
Покрышкой пласта БВ112 является хорошо выдержанная по простиранию глинистая пачка, разделяющая пласты БВ112 и БВ111, толщиной от 5 до 15 м.
В пласте БВ101 выделена газонефтяная залежь, приуроченная к своду структуры. Залежь массивная с газовой шапкой высотой 25 м и нефтяной оторочкой. ГНК принят на а. о. -1985 м. Абсолютные отметки ВНК изменяются от -1990 м до -2000,7 м. Размеры залежи 11х10 км, высота 40 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 13,6 м, в среднем 7,1 м, эффективная газонасыщенная толщина от 0,9 до 21,4 м, в среднем 6,0 м.