1.2 Нефтегазоносность

Нефтеносность выявлена в средне-, верхнеюрских отложениях (пласты ЮС₂, ЮС₁), а также в отложениях нижнего мела: валанжин (пласты БС₁₂, БС₁₁, БС₁₀), готерив (пласты БС₄, БС_2-3, БС₁₁, БС₁₂) и баррем (пласт АС₉).

Характеристики основных залежей Западно – Сургутского месторождения представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Характеристики основных залежей
Пласт	Тип залежи	Размеры залежи	Толзщина залежи	Фильтрацтионно – емкостные характеристики
Пласт АС9	Залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры.	Размеры залежи – 1.2х0.7 км, высота – 6.0 м., по типу массивная.	Наибольшая нефтенасыщенная толщина – 5.8 м – зафиксирована в скв. №1307, средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.7 м Общая толщина пласта составляет 12.4 м.	Расчленённость коллекторов в нефтенасыщенной части – 1.3, песчанистость – 0.74, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость по ГИС – 322*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.47.
Горизонт БС1	Пласт БС11	Имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК Обе залежи пласта БС11 пластовые, сводовые, имеющие активную связь с законтурными водами.	22.0х9.5 км, высота – 50 м, по типу пластово-сводовая.	толщина колеблется в пределах от 0.4 до 13.2 м, составляя в среднем 4.2 м; 29 % площади залежи занимает водонефтяная зона
	Пласт БС12		Размеры залежи составляют 13.0х6.0 км, высота – 43 м, по типу – структурно-литологическая, средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.6 м.	Общая толщина пласта составляет 15.4 м. Расчленённость коллекторов в нефтенасыщенной части – 2.3, песчанистость – 0.39, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость по ГИС – 618*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.65.
Пласт БС2-3	две залежи нефти: залежь 1 (основная) и залежь 2.	Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, причем водонефтяная зона занимает большую часть площади – 72.9 %	10.5x5.8 км, высота залежи – 39.0 м	Пласт БС2-3 характеризуется выдержанностью и высокими коллекторскими свойствами. Общая толщина пласта изменяется от 7 до 24 м, среднее значение – 16.8 м, нефтенасыщенная толщина в среднем – 8.9 м. Расчленённость в нефтенасыщенной части – 2.2, песчанистость – 0.8, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость – 759*10-3 мкм2, насыщенность – 0.60.
Пласт БС4	Залежь пласта расположена в центральной части структуры, залежь – водоплавающая, по типу – массивная	Размеры залежи пласта БС4 – 2.0х1.8 км, высота – 9 м	Общая толщина пласта в пределах нефтенасыщенной части изменяется от 1 до 9 м, среднее значение – 5.0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина зафиксирована в скв. №9К – 7.4 м, минимальная – 0.4 м в скв. №1189, средняя по залежи – 3.5 м.	Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, слагающих пласт, довольно высокие: пористость – 0.27, проницаемость – 542*10-3 мкм2, песчанистость – 0.78, однако, наличие большой толщи воды (нефтенасыщенная толщина – 3.5 м при эффективной – 8.2 м) обуславливает низкую нефтенасыщенность – 0.51.
Группа пластов БС10 –БС11 –БС12	Пласты БС10-11	две залежи – основная и залежь района разведочной скважины №304.	Высота залежи достигает 105 м, ее размеры – 27.2х12.3 км, по типу пластово-сводовая, структурно-литологическая.	Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.26, коэффициент расчлененности – 4.5, пористости – 0.24, проницаемости – 122*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.55.
	Пласт БС12	Общая толщина пласта в пределах залежей изменяется от 12.2 м до 20 м, средняя – 15.7 м, эффективная мощность пласта изменяется в диапазоне от 1.0 м до 9.5 м нефтенасыщенная – от 1.0 м до 9.2 м, средняя: на участке 1 – 1.5 м, на участке 2 – 5.7 м	Размеры залежей, приуроченных к участкам, – 1.2х0.5 км и 1.0х1.0 км, соответственно. Тип залежей – пластово-сводовый, структурно-литологический.	Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.28, расчлененности – 2, пористости – 0.21, проницаемости – 23*10-3 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности – 0.39.
Пласт ЮС1	Общая толщина пласта в пределах залежей изменяется от 9.1 м до 13.8 м, средняя – 10.8 м.	Залежь по типу – пластово-сводовая. Размеры – 1х1.2 км, высота залежи – 26.0 м.	Эффективная мощность пласта изменяется в диапазоне от 0.6 до 10 м нефтенасыщенная – от 2.5 (скв. №918Р) до 7.2 м (скв. №2012), средняя – 2.7 м	Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.36, расчлененности – 3, пористости – 0.18, проницаемости – 21*10-3 мкм2, насыщенность в пределах категории С1 – 0.44.
Горизонт ЮС2	Локальная залежь в пределах месторождения. Общая толщина пласта изменяется от 5.6 м до 33.7 м, средняя – 13.4 м.			Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.27, расчлененности – 3.2, пористости – 0.15, проницаемости – 12*10-3 мкм2, насыщенности – 0.57

Пласт АС₉

Залежь пласта АС₉ расположена в центральной части структуры. Нефтенасыщенный коллектор вскрыт семью скважинами (№1, 27, 27б, 54, 715, 731, 1307). Залежь массивного типа. ВНК вскрыт в двух скважинах: №27б и 731 на отметке -1872 м.

Размеры залежи – 1.2х0.7 км, высота – 6.0 м., по типу массивная Наибольшая нефтенасыщенная толщина – 5.8 м – зафиксирована в скв. №1307, средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.7 м. Общая толщина пласта составляет 12.4 м. Расчленённость коллекторов в нефтенасыщенной части – 1.3, песчанистость – 0.74, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость по ГИС – 322*10-3 мкм², коэффициент нефтенасыщенности – 0.47.

Пласт АС9 от нижележащих продуктивных пластов группы БС1 – БС2-3 – БС4 отделяется комплексом глинистых пород толщиной 30 – 40 м, именуемым пимской пачкой.

Продуктивные пласты БС11, БС12, БС2-3 и БС4 выделены в разрезе усть-балыкской свиты. В некоторых скважинах отмечено «слияние» пласта БС4 с пластом БС2-3, последний также имеет «окна слияния» с залегающим выше пластом БС12. Это дает основание утверждать, что пласты БС11, БС12, БС2-3 и БС4 представляют собой единую гидродинамическую систему, и заключенные в ней залежи имеют общий уровень ВНК.

По скважинам с субвертикальными стволами, вскрывшим водонефтяную зону, колебание отметок ВНК отмечено в диапазоне от -2001.2 до -2021.0 м. Средняя отметка по основным залежам пластов БС11, БС12, БС2-3 и БС4 составляет -2009.2 м.

Горизонт БС1

Горизонт БС1 разделен на два пласта – БС11 и БС12, что обусловлено большой неоднородностью нижней части горизонта (пласт БС12), где прослои-коллектора часто замещаются плотными породами.

Пласт БС11

Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь простирается практически по всей площади структуры и имеет значительную площадь нефтеносности, размеры ее – 22.0х9.5 км, высота – 50 м, по типу пластово-сводовая.

Водонефтяной контакт прослеживается на отметке -2009.2 м, нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 0.4 до 13.2 м, составляя в среднем 4.2 м; 29% площади залежи занимает водонефтяная зона.

В северо-западной части месторождения находится самостоятельная залежь нефти (район скважины №929Р), имеющая незначительные размеры – 1.6х1.0 км, высота – 8.6 м. Уровень ВНК находится несколько ниже, чем на основной залежи, и отбивается на отметке -2022.1 м. Залежь на 69% площади водоплавающая. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 2.8 м.

Обе залежи пласта БС11 пластовые, сводовые, имеющие активную связь с законтурными водами.

Пласт БС12

Коллектора пласта БС12, содержащие нефть, присутствуют в центральной и восточной частях площади и замещаются на западном крыле структуры. Размеры залежи составляют 13.0х6.0 км, высота – 43 м, по типу – структурно-литологическая, средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1.6 м. Уровень ВНК принят на отметке -2009.2 м.

Залежь нефти по типу – пластово-сводовая.

Залежи пластов БС11 и БС12 разделены между собой глинистым разделом толщиной 0.8 – 8.0 м, невыдержанным по площади и по толщине; имеются зоны слияния пластов, на основании этого пласты выделены в единый объект разработки. Общая толщина пласта составляет 15.4 м. Расчленённость коллекторов в нефтенасыщенной части – 2.3, песчанистость – 0.39, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость по ГИС – 618*10-3 мкм², коэффициент нефтенасыщенности – 0.65.

Пласт БС2-3

Пласт БС2-3 имеет две залежи нефти: залежь 1 (основная) и залежь 2. Основная залежь приурочена к северо-восточной части месторождения и имеет размеры 10.5x5.8 км, высота залежи – 39.0 м Уровень ВНК отбивается на отметке -2009.2 м. Залежь пластовая, сводовая, водоплавающая, причем водонефтяная зона занимает большую часть площади – 72.9% Залежь пласта гидродинамически связана с вышележащей залежью пласта БС1.

Самостоятельная залежь 2 в районе скв. №196Р имеет размеры 2.9x1.4 км, высота залежи – 7.2 м, характеризуется как массивная. Отметка ВНК также – -2009.2 м, средняя нефтенасыщенная толщина – 3.1 м.

Пласт БС2-3 характеризуется выдержанностью и высокими коллекторскими свойствами. Общая толщина пласта изменяется от 7 до 24 м, среднее значение – 16.8 м, нефтенасыщенная толщина в среднем – 8.9 м. Расчленённость в нефтенасыщенной части – 2.2, песчанистость – 0.8, пористость пород-коллекторов – 0.27, проницаемость – 759*10-3 мкм², насыщенность – 0.60.

Пласт БС4

Залежь пласта расположена в центральной части структуры, залежь – водоплавающая, по типу – массивная. ВНК залежи обоснован на отметке -2009.2 м.

Общая толщина пласта в пределах нефтенасыщенной части изменяется от 1 до 9 м, среднее значение – 5.0 м. Максимальная нефтенасыщенная толщина зафиксирована в скв. №9К – 7.4 м, минимальная – 0.4 м в скв. №1189, средняя по залежи – 3.5 м.

Размеры залежи пласта БС4 – 2.0х1.8 км, высота – 9 м. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, слагающих пласт, довольно высокие: пористость – 0.27, проницаемость – 542*10-3 мкм², песчанистость – 0.78, однако, наличие большой толщи воды (нефтенасыщенная толщина – 3.5 м при эффективной – 8.2 м) обуславливает низкую нефтенасыщенность – 0.51. Коллектора пласта БС4 имеют окна слияния с пластом БС2-3 (скв. №175, 249 и др.). Последний, в свою очередь, на нескольких участках (в скв. №58, 59, 110 и др.) имеет окна слияния с вышезалегающим пластом БС12.

Таким образом, пласты БС11, БС12, БС2-3 и БС4 представляют собой единую гидродинамическую систему, и заключенные в ней залежи имеют общий уровень ВНК, средняя отметка которого по всем залежам вышеназванных пластов составляет -2009 ± 2 м.

Группа пластов БС₁₀ – БС₁₁ – БС₁₂

Пласты БС₁₀, БС₁₁ и БС₁₂ представляют собой сложнопостроенные геологические образования, состоящие из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами. Наличие в последних морской фауны позволяет отнести эти отложения к морским фациям, а характер литотипов и текстур определяет их генезис как мелководно-морской. В нижней части разреза объектов отмечается более мелкозернистый состав пород по отношению к вышезалегающим, что позволяет сделать вывод об их формировании в относительно глубоководном бассейне в большей удаленности от береговой линии. Глинистая перемычка между пластами БС₁₀, БС₁₁ и БС₁₂ достигает мощности 6 – 16 м. Встречаются "врезы", где суммарные толщины песчаных пород пластов БС_10-11 достигают 25 – 30 и более метров. Отмечаются участки, где характер распространения песчаных тел приобретает элементы клиноформенного залегания, песчаных баров. Выделить границы зональных интервалов (пластов) здесь можно условно. Все это создало гидродинамическую взаимосвязь между песчаными телами и сформировало единую залежь нефти в южной части месторождения, где встречаются все эти три пласта.

Пласты БС_10-11

Выявлено две залежи – основная и залежь района разведочной скважины №304.

Нефтенасыщенные толщины в пределах основной залежи изменяются от 0.5 (скв. №693) до 29 м (скв. №22). ВНК имеет наклон с севера (от -2280 м) на юг (до -2293 м). На севере и западе залежь контролируется скважинами, вскрывшими водонасыщенный с кровли коллектор. С востока залежь ограничена зоной неколлектора.

Высота залежи достигает 105 м, ее размеры – 27.2х12.3 км, по типу пластово-сводовая, структурно-литологическая.

Часть юго-восточной площади пластов БС_10-11, где поле нефтенасыщенных коллекторов от скв. №289Р распространилось далее на восток, полностью находится в пойменной зоне р.Обь и городской черте г.Сургута и имеет широтное простирание. Коллектора замещаются в северной и восточной частях залежи. В южном направлении поле нефтеносности распространяется на правобережную часть р.Обь и сливается с Южно-Сургутской залежью. Размеры Восточной залежи в пределах лицензионной границы составляют 4.5х11.0 км, тип залежи – структурно-литологический, ВНК обоснован на отметке -2332 м.

Залежь района скв. №304, расположенная в северо-восточной части площади, имеет более высокий уровень ВНК (-2255.6 м) по отношению к его отметкам на основной площади. Нефтенасыщенные толщины в залежи изменяются от 0.5 (скв. №706) до 4.0 м (скв. №682). Высота залежи – 41.0 м, ее размеры – 3.2х3.6 км, по типу – пластово-сводовая, структурно-литологическая. Более высокая отметка ВНК в этом районе может быть объяснена ухудшением коллекторских свойств и развитием зон неколлекторов по контуру залежи.

Несмотря на повсеместность развития пластов БС_10-11, они не отличаются выдержанностью: общая толщина изменяется от 5.6 до 59.2 м, а эффективная – от 0.4 до 34.8 м. Увеличение толщины песчаных тел зональных интервалов происходит с востока на запад с резким увеличением угла наклона поверхностей прослоев и последующим замещением коллекторов плотными разностями пород.

Толщина отдельных проницаемых прослоев изменяется также в широких пределах – от 0.2 до 14.6 м, средняя – 1.8 м. Наиболее высокие фильтрационно-емкостные свойства коллектора имеют в северо-западном районе, где нефтенасыщенные толщины достигают 15 – 18 м, и пласты сложены более мощными пропластками. В этом районе дебиты скважин максимальны. По направлению на юго-восток увеличивается расчлененность пласта, и породы полностью замещаются глинистыми разностями.

Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.26, коэффициент расчлененности – 4.5, пористости – 0.24, проницаемости – 122*10-3 мкм², коэффициент нефтенасыщенности – 0.55.

Пласт БС12

По пласту БС12 в результате структурных построений с использованием сейсмических данных и данных по пробуренным эксплуатационным скважинам уточнились границы зоны неколлектора, и была выявлена новая залежь в районе скважины №458 (участок 1). Залежь в районе скважины №289Р идентифицируется как участок 2. Общая толщина пласта в пределах залежей изменяется от 12.2 м до 20 м, средняя – 15.7 м, эффективная мощность пласта изменяется в диапазоне от 1.0 м (скв. №1579) до 9.5 м (скв. №418), нефтенасыщенная – от 1.0 м (скв. №1579) до 9.2 м (скв. №289Р), средняя: на участке 1 – 1.5 м, на участке 2 – 5.7 м

С запада, севера и востока оба участка ограничены зоной неколлектора. ВНК в пределах участка 1 принят на отметке -2377.8 м (подошва последнего нефтенасыщенного пропластка скв. №458), для участка 2 – на а.о. -2342.2 м (середина расстояния между подошвой нефти в скважине №516 и кровлей воды в скважине №418).

Высота залежи для участка 1 составила 16.8 м, на участке 2 – 15 м. Размеры залежей, приуроченных к участкам, – 1.2х0.5 км и 1.0х1.0 км, соответственно. Тип залежей – пластово-сводовый, структурно-литологический.

Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.28, расчлененности – 2, пористости – 0.21, проницаемости – 23*10-3 мкм², коэффициент нефтенасыщенности – 0.39.

Пласт ЮС1

На месторождении в пределах пласта ЮС1 выявлено две залежи в районе скважин №915Р и №67Р.

В первой залежи нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 4 скважинах (№915Р, 918Р, 2507 и 2014).

Общая толщина пласта в пределах залежей изменяется от 9.1 м до 13.8 м, средняя – 10.8 м. Эффективная мощность пласта изменяется в диапазоне от 0.6 (скв. №924Р) до 10 м (скв. №2053), нефтенасыщенная – от 2.5 (скв. №918Р) до 7.2 м (скв. №2012), средняя – 2.7 м.

ВНК по залежи 1 принят на отметке -2691 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине №915Р). Залежь по типу – пластово-сводовая. Размеры – 1х1.2 км, высота залежи – 26.0 м.

Залежь в районе скважины №67Р, входившая ранее в состав Восточно-Сургутского месторождения, не разбуривалась, представление о модели оставлено в прежнем, утвержденном ГКЗ, варианте.

Нефтенасыщенный коллектор вскрыт до отметки -2704.9 м. Скважина не испытывалась. Нефтенасыщенная толщина, выделенная по ГИС, составляет 4.0 м. ВНК по залежи принят условно на отметке -2704.9 м (подошва нефтенасыщенного коллектора в скважине №67Р).

Залежь по типу пластово-сводовая. Размеры – 2.9х1 км, высота залежи – 13.4 м.

Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.36, расчлененности – 3, пористости – 0.18, проницаемости – 21*10-3 мкм², насыщенность в пределах категории С1 – 0.44.

Горизонт ЮС2

Залежь горизонта ЮС2 имеет региональный характер распространения. В северо-западной части площади коллектора пласта ЮС2 замещены (скв. №928Р). В пяти скважинах (№1298, 700, 1243, 931Р, 929Р), расположенных к западу от литологического барьера, вскрыты водонасыщенные с кровли коллектора. На остальной части Западно-Сургутского месторождения скважины вскрыли нефтенасыщенный до подошвы пласт.

Общая толщина пласта изменяется от 5.6 м до 33.7 м, средняя – 13.4 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется в диапазоне от 0.8 (скв. №563) до 14.2 м (скв. №2552), средняя – 3.6 м.

Наиболее низкая отметка подошвы нефтенасыщенного интервала пласта ЮС2 зафиксирована в южной части – в скважине №4009 (-2828.4 м), а наиболее высокая в сводовой части структуры, район скважины №2554 (-2623.8 м), т.е. высота залежи более 200 м

Залежь литолого-стратиграфическая. Размеры залежи в пределах Западно-Сургутского лицензионного участка составляют 11.8х12.9 км.

Коэффициент песчанистости по разрезу составляет 0.27, расчлененности – 3.2, пористости – 0.15, проницаемости – 12*10-3 мкм², насыщенности – 0.57.

Сургутский нефтегазоносный район, в пределах которого находится Западно-Сургутское месторождение, в гидрогеологическом отношении представляет собой центральную часть Западно-Сибирского артезианского бассейна.

В разрезе рассматриваемого района выделяется пять водоносных комплексов, разделенных между собой регионально выдержанными глинистыми водоупорами: олигоцен-четвертичный (первый), турон-олигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый). Исходя из различий источников питания, характера напоров и величины минерализации гидрогеологические комплексы объединены в два этажа. Региональным водоупором, разделяющим верхний и нижний этажи друг от друга, служит мощная толща глин турон-нижнеолигоценового возраста.

Нижний гидрогеологический этаж представляет основной, с точки зрения нефтегазоносности, интерес и включает в себя три водоносных комплекса: юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский.

Континентальные песчано-глинистые отложения верхнего гидрогеологического этажа широко распространены в пределах Западно-Сибирской равнины. Их мощность увеличивается от горного обрамления, где она не превышает несколько метров, до 250 – 300 м в центральных и северных районах равнины. Особенностью антропогенового комплекса является инфильтрация атмосферных осадков и тесная связь подземных вод с ним, что служит главным фактором в формировании солевого состава и газового режима вод этого комплекса.

В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды, которые дренируются основными реками низменности.

Пятый водоносный комплекс включает трещиноватые породы фундамента, в литологическом отношении комплекс представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Общая мощность пород комплекса до 300 – 350 м. В связи с тем, что отложения юрского комплекса имеют низкие коллекторские свойства (проницаемость 10 – 60*10-3 мкм²), их водообильность небольшая.

Химический состав и свойства пластовых вод юрского комплекса представлены двумя пробами из скважин №122 и №190. Минерализация составляет 18.5 г/л, химический тип вод – гидрокарбонатно-натриевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора. В качестве микрокомпонентов присутствуют бор, бром, йод. Повсеместно воды насыщены растворенным метановым газом и содержание метана до 91%. Пластовое давление данного комплекса превышает гидростатическое в 1.08 – 1.1 раза. Температура воды 73оС.

Четвёртый водоносный комплекс, заключенный в неокомских породах, имеет сложное строение. Наряду с частым чередованием песчаных и глинистых слоёв рассматриваемый комплекс характеризуется фациальной изменчивостью пород по площади бассейна. Объединяет отложения готерив-баррема и самую верхнюю часть валанжина. Толщина комплекса на месторождении составляет около 500 м.

Водоупором для комплекса является мощная пачка непроницаемых аптских глин алымской свиты, толщина которых достигает 80 – 140 м.

В неокомском комплексе коллекторы обладают большой емкостью, но водообильность пород неравномерная. Открытая пористость песчаников и алевролитов варьирует в пределах 15 – 30%, а проницаемость от десятков до сотен 10-3 мкм². Их водообильность изменяется от единицы до сотен м³/сут.

Пластовые воды пласта АС9 экспериментально не изучались. Средние показатели состава и свойств пластовых вод приняты по аналогии с соседними месторождениями.

Пластовые воды пласта БС1 исследовались на образцах проб, отобранных в период испытания скважин. Средние показатели состава и свойств пластовых вод обоснованы результатами анализа признанных качественными 12 проб из 11 скважин. Химический тип вод – хлоридно-кальциевый (по В.А.Сулину). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. В качестве микрокомпонентов присутствует бор, бром, йод, концентрация которых значительно ниже промышленных кондиций и не представляет интереса в качестве источника минерального сырья. Общая минерализация пластовых вод по результатам анализов колеблется в диапазоне от 15 до 19 г/л при среднем значении 17 г/л.

В условиях пласта воды имеют вязкость около 0.5 мПас, насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину). Максимальная газонасыщенность вод на локальных участках вблизи ВНК достигает 2.5 м³/м³. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0.4 – 0.8 м³/м³. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 3 – 4%, однако, вблизи контуров нефтяных залежей оно может достигать 8 – 10%. Концентрация неуглеводородных компонентов (углекислый газ, азот) в сумме не превышает 3 – 8%. Сероводород в составе газов по району в целом не обнаружен.

Средние показатели состава и свойств пластовых вод пласта БС2-3 обоснованы результатами анализа признанных качественными четырех проб из четырех скважин (скважины №151, 185, 209, 241). Как следует из результатов исследований, химический тип вод хлоридно-кальциевый (по В.А.Сулину). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. В качестве микрокомпонентов присутствует бор, бром, йод, концентрация которых значительно ниже промышленных кондиций и не представляет интереса в качестве источника минерального сырья. Общая минерализация пластовых вод по результатам анализов колеблется в диапазоне от 13.6 до 17 г/л при среднем принятом значении – 16.9 г/л.

Химический состав и свойства пластовых вод пласта БС₁₀ изучены на образцах трех проб из скважин №2, 76, 108. Как следует из результатов исследований, химический тип вод – хлоридно-кальциевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. В качестве микрокомпонентов присутствуют бром, йод, концентрация которых значительно ниже промышленных кондиций и не представляет интереса в качестве источника минерального сырья. Минерализация изменяется от 15.2 до 17.5 г/л при среднем значении – 16.6 г/л

В условиях пласта воды имеют вязкость 0.46 мПас, насыщены газом метанового типа. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 3 – 4%. Концентрация неуглеводородных компонентов (углекислый газ, азот) в сумме не превышает 3 – 8%.

Сероводород в составе газов по району в целом не обнаружен. Сульфаты в водах неокомах отсутствуют полностью.

Третий водоносный комплекс, заключенный в отложениях апт-сеноманского возраста, имеющего хорошую гидродинамическую связь между пластами в пределах сравнительно больших площадей, слагается слабосцементированными (до рыхлых) песками, песчаниками, алевролитами и глинами покурской и алымской свит. Общая толщина комплекса составляет 700 – 850 м. Коллекторские свойства песков высокие: пористость – до 32%, проницаемость – до 2000*10-3 мкм².

Благодаря большой мощности и хорошим коллекторским свойствам, отложения апт-сеноманского комплекса характеризуются высокой водообильностью.

Анализы вод, полученные по различным частям разреза водоносного комплекса показывают, что:

– в сеноманской толще заключены хлоридные натриевые воды с минерализацией 15 – 21 г/л. Основными солевыми компонентами являются хлор и натрий, составляющие, соответственно, 264.6 – 360 и 237.2 – 333.8 мг/экв/л. Другие компоненты присутствуют в сравнительно небольших количествах: так количество кальция не превышает 22.8 мг/экв/л. Железо практически отсутствует, сульфаты не обнаружены. Воды верхней части разреза имеют слабощелочную среду.

– в отложениях альбского яруса заключены хлоридные натриевые воды с минерализацией – 18 г/л. Количество хлора и натрия в них равно, соответственно, 287.9 – 304.8 и 262.6 – 274.6 мг/экв/л. Содержание кальция такое же, как и в водах сеноманских отложений. Наблюдается небольшая концентрация железа: двухвалентного – до 0.04 мг/л, трехвалентного – 0.09 мг/л.

– в нижней части разреза, представленного отложениями апта, заключены хлоридные натриевые воды с минерализацией – 17 мг/л. Содержание хлора и натрия равно 287.5 – 266.1 мг/экв/л. Общее содержание железа составляет 5.7 мг/л.

В составе газа, растворенного в водах, преобладает метан, присутствующий в большинстве случаев в количестве 91.4 – 99.6%. Менее 1% приходится на долю тяжелых углеводородов.

Концентрация азота колеблется в пределах 1 – 8%, редко больше. В составе растворенного газа отсутствует сероводород. Содержание углекислого газа обычно не превышает 0.5%, реже – одного процента. Газонасыщенность вод по разрезу равномерная, газовый фактор колеблется от 0.9 до 1.4 м³/м³.

Воды сеноманских отложений характеризуются вязкостью 0.85 – 0.65 мПас, альбских – 0.7 мПас, аптских – 0.6 – 0.5 мПас. Сжимаемость вод составляет 4.25*10-6 м, плотность в пластовых условиях – 0.982 – 0.996 г/см³, в поверхностных – 1.012 – 1.014 г/см³.

Фильтрационные свойства апт-сеноманских вод хорошие, при смешении с пластовой водой осадка не образуется. Коэффициент фильтрации составляет 1.43 – 1.44 м/сут. Поверхностное натяжение вод комплекса – по сравнению с пресной водой – меньше на 5 – 8%.

Второй водоносный комплекс объединяет отложения турон-нижне-олигоценового возраста. Имеет практически повсеместное развитие и представлен глинами, аргиллитами, алевролитами.

В гидродинамическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные породы от влияния поверхностных факторов на большей части площади бассейна.

Первый водоносный комплекс литологически представлен песчано-алевритистыми и глинистыми отложениями олигоцен-четвертичного возраста. Общая толщина водоносного комплекса колеблется от 250 до 200 м. Проницаемые пласты представляют единую гидродинамическую систему. Водообильность пород различная, находится в прямой зависимости от литологического состава осадков. Питание подземных вод этого комплекса происходит как за счет вод палеоценового обрамления, так и, в основном, за счет непосредственной инфильтрации атмосферных осадков.

Подземные воды четвертичного водоносного горизонта заключены в песчаных отложениях пойменной и надпойменной террас и в озёрно-аллювиальных отложениях.

Тип воды комплекса от гидрокарбонатно-кальциевых до хлоридных натриевых с минерализацией от 0.06 до 0.8 г/л. Воды слабонапорные, мягкие (общая жесткость – до 3 мг/экв/л). Вода может быть использована для питьевых и технических целей после предварительного обезжелезивания.

Подземные воды содержат в своем составе газы воздушного происхождения: преимущественно азот и в небольшом количестве углекислый газ и кислород.

Из характеристики гидрогеологических условий Западно-Сургутского месторождения видно, что водонапорная система продуктивных пластов не является замкнутой и обладает довольно большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему району. Одним из основных показателей, характеризующих режим эксплуатации месторождения, является пластовое давление и характер его изменения в зависимости от отбора жидкости.

Промышленная эксплуатация месторождения показала, что пластовой энергии недостаточно для получения запроектированных отборов нефти, поэтому необходима закачка воды для поддержания пластового давления.