Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4 м, составляя в среднем 8,0 м. Подгазовая зона характеризуется наибольшими значениями нефтенасыщенной толщины и контактным залеганием нефти и газа — на 94,6% площади толщина глинистого раздела на уровне ГНК менее 4-х м. Проницаемая часть пласта АС₁₀ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,8% и 387-10-3 мкм² (по керну).

    Пласт АС₁₁ продуктивен в присводовых частях Лянторского, Январского и Востокинского поднятий. Эффективная толщина достигает 30 м и более. Средневзвешенный по площади и разрезу коэффициент песчанистости составляет 0,57 при расчлененности 5,0. Нефть в пласте АС₁₁ подстилается водой по всей площади, глинистые разделы на уровне водонефтяного контакта практически отсутствуют (рис. II.12). Основная доля запасов нефти приходится на газо-водонефтяную и водонефтяную зоны. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 22,5 м при среднем значении 6,3 м. Газонасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 21,1 м, составляя в среднем 5,6 м. Проницаемая часть пласта АС₁₁ представлена мелкозернистыми песчаниками с прослоями крупно-, среднезернистых алевролитов. Разрез пласта является более или менее однородным, отсутствуют как прослои высокопроницаемых песчаников, так и глинистых алевролитов. Среднее значение открытой пористости и проницаемости составляет соответственно 24,7% и 254х10-3 мкм² (по керну). 

Рис. 1. Геологический  разрез пласта АС₁₁: 1,2,3— песчаники соответственно нефте-, газо-, водонасыщенные; 4 — глинистые пропластки

    Нефти пластов АС_9-11 близки по своим свойствам.

    Основные  характеристики пластовых нефтей представлены в табл.  
 

Таблица  Характеристика пластовых нефтей

    Для пласта АС₉ газовый фактор при дифференцированном разгазировании пластовых нефтей изменяется от 69 (нефтяная зона) до 106м³/т (газонефтяная зона). Давление насыщения нефти газом высокое и в подгазовой зоне достигает величины пластового давления (20 МПа). В условиях пласта нефть повышенной плотности (795-812 кг/м³), вязкость достигает 5мПа*с. Для пластов АС₁₀ и АС₁₁ величина газового фактора в нефтяной зоне составляет в среднем 55м³/т, увеличиваясь при переходе в газонефтяную зону до 115м³/т. В соответствии с изменением газонасыщенности давление насыщения нефти газом изменяется от 14,5МПа до пластового давления.

     По  содержанию компонентов нефти пласты АС₉, АС₁₀, АС₁₁ близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны.

     Разгазированные нефти пластов АС₉, АС₁₀, АС₁₁ тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые.

     Нефтяной  газ ярко выраженного метанового типа с молярной концентрацией метана более 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2%. Концентрация гелия незначительная,  не более 0,005-0,009%.

Таблица Свойства и состав нефтяного газа

    Характеристика  газа и конденсата газовых шапок  представлена в табл. Выход сырого конденсата по пласту АС₉ составляет 62 см³/м³, выход стабильного конденсата — 53 см³/м³. Плотность стабильного конденсата в среднем равна 745 кг/м³.

    По  пласту АС₁₀ выход сырого и стабильного конденсата составляет соответственно 63,5 и 53,0 см³/м³ при плотности стабильной жидкости 742-747 кг/м³.

    Пластовые воды насыщены газом метанового состава. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,6-2,9 м³/м³. В составе водорастворенных газов концентрация метана достигает 98,8%, содержание этана колеблется от 0,09 до 3,50%. Общая минерализация невелика и не превышает 17 г/л при средних значениях около 13 г/л. Химический тип вод преимущественно гидрокарбонатриевый, в восточной части месторождения встречаются воды хлормагниевого типа. Основные солеобразующие элементы представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. Сульфаты отсутствуют, либо их концентрация незначительна. В качестве микрокомпонентов присутствуют аммоний, бром, йод, бор (табл.).

Таблица Свойства пластовой воды

    Залежь  пластов АС₉-АС₁₁ является основным объектом разработки на месторождении. В его разрезе выявлены также небольшие нефтяные залежи в пласте БС₈ вартовской свиты и в пластах БС_16-20 ачимовской толщи мегионской свиты нижнего мела, запасы нефти которых не превышают 0,3% запасов месторождения. Эти залежи в разработку не введены.                    

    С глубиной изменение плотности и  пористости довольно неравномерно; наибольшие изменения характерны для глубин 0-3км. Среди терригенных осадочных пород песчаники всегда характеризуются несколько меньшей плотностью по сравнению с глинистыми породами.

    Это прослеживается как для молодых  отложений, так и для более  древних.