gn="justify"> щільним розділом товщиною 5-9м.
У південно-західній частині і частково в центрі родовища пласт заміщений щільними породами (30%), в інших свердловинах складається, в основному, з одного пропластками товщиною від 0,6 до 2,4 м, частіше 1 - 1,2 м. Загальна товщина пласта, змінюючись від 7,1 до 12,8 м, в середньому дорівнює 9,8 м. Ефективна товщина змінюється від 0,6 до 3,8 м, в середньому її значення дорівнює 1, 3 м. Найбільше її значення спостерігається на північному заході структури.
Коефіцієнт песчанистости дорівнює 0,13, коефіцієнт розчленованості 1,1.
нафтоносні пласти встановлена ​​результатами випробуваний ия в свердловині 141, в якій отримана нафту дебітом 3,7 т/добу і при спільному випробуванні з пластами Бб 2 і Тл 2-б в свердловині 126.
Водонефтяной контакт прийнятий по ГІС десяти свердловин з урахуванням результатів випробування і знаходиться на абсолютній відмітці -1290 м.
Тип поклади - пластова сводовая литологически екранована. Розміри поклади 4,5 х4, 5 км, поверх нафтоносності 77,8 м.
нефтенасищенних товщина в межах нафтової зони Степанівської підняття змінюється від 0,6 до 3,8 м, при середньозваженому за обсягом значенні 1,2 м.
Тульський горизонт, пласт Тл 2-б
Пласт залягає в нижній частині теригенних відкладень тульського горизонту. Від вишележащего пласта Тл 2-а відділяється щільним розділом товщиною 4-8 м. У західній, північно-західній і південно-східній частинах підняття, а також у районі свердловин 103, 171 в центрі підняття (20% свердловин) пласт повністю заміщений щільними породами. В інших свердловинах пласт складається з 1-3, частіше з 1 пропластков товщиною від 0,8 до 5,2 м.
Загальна товщина пласта становить 6,8 - 12,1 м, в середньому дорівнює 8,9 м. Ефективна товщина, при її змінах від 0,8 м до 5,2 м, в середньому дорівнює 2 , 2 м. Найбільше її значення спостерігається в південно-східній частині структури.
Пласт складається з 1 - 2 пропластков, товщиною 0,4 - 1,2 м. Коефіцієнт песчанистости дорівнює 0,247, коефіцієнт розчленованості - 1,2.
Пласт Тл 2-б промислово нефтеносен на Степанівське підніманні. Нафтоносність пласта підтверджується результатами випробування свердловин 2, 126, 163, 300, в яких отримана нафта дебітом 4,2 т/добу - 33,3 т/добу.
Водонефтяной контакт прийнятий на абсолютній відмітці -1260 м, за результатами ГІС в 10 приконтурних свердловинах з урахуванням результатів випробування.
