2.5 Вывод по разделу

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.

На Западно-Сургутском месторождении в разработке находятся пласты АС₉, БС₁, БС_2-3, БС₄, БС_10-11, ЮС₁ и ЮС₂. Основной отбор и анализ керна проводился на этапе разведки и проектирования схемы разработки месторождения до 1990 г.

Проведенный анализ литологических особенностей и петрофизических свойств пород позволили выделить в пределах пласта четыре основных литолого-петрофизических типа пород, условно названных «чистые песчаники», «слоистые песчаники и алевролиты», «глинистые алевролиты» и «карбонатные породы». Первые два литолого-петрофизических типа пород представлены коллекторами, два остальных представлены неколлекторами.

Пласт АС₉ представлен дельтовыми прибрежно-морскими отложениями. Песчано-алевритовые тела не выдержаны по площади и участками литологически замещаются глинистыми отложениями. По керну породы-коллектора имеют высокие фильтрационно-емкостные свойства. Породы-коллектора пласта делятся на два литолого-петрофизических типа по типу и составу глинистого цемента. Выделенные литологические типы пород имеют значительные различия в фильтрационных свойствах при одинаковой пористости.

Горизонт БС₁ представлен мелководно-морскими и прибрежно-морскими отложениями. Нижний пласт БС₁² сложен отложениями морских отмелей, имеет линзовидное строение и не выдержан по площади. Верхний пласт БС₁¹ представлен отложениями вдольбереговых баров и более однороден по разрезу и площади. Коллекторские свойства пород высокие (преимущественно I, II и III классы по А.А.Ханину). По своим литологическим и петрофизическим свойствам породы-коллектора пласта делятся на три основных типа, в зависимости от типа, состава и распределения цементирующего материала. Два основных литолого-петрофизических типа пород сильно отличаются по своим фильтрационным свойствам при одинаково высокой пористости.

Отложения горизонта БС_2-3 сформировались в прибрежно-морских условиях и представлены отложениями крупного устьевого бара или барьерного острова. Пласт выдержан по разрезу и площади. Литологически породы-коллектора горизонта представлены песчаниками мелкозернистыми косослоистыми и алевролитами крупнозернистыми песчанистыми. Породы-коллектора горизонта делятся на два литолого-петрофизических типа? различающихся по текстурным характеристикам, гранулометрическому составу, по типу и составу глинистого цемента. Коллекторские свойства пород средние, по классификации А.А.Ханина они относятся преимущественно к III и IV классу коллекторов.

Отложения горизонта БС_10-11 сформировались прибрежно-морских и мелководно-морских условиях. В литологическом отношении горизонт БС_10-11 сложен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Наиболее выдержанные песчано-алевритовые тела связаны с отложениями фаций барового комплекса и развиты, преимущественно, в северной части месторождения. Данные отложения характеризуются наиболее высокими фильтрационно-емкостными свойствами (коллектора III и IV классов) и максимальными дебитами. На юго-востоке месторождения пласт имеет линзовидное строение и не выдержан по площади. В породах-коллекторах выделяются два основных литолого-петрофизических типа пород с практически одинаковой пористостью, но значительно различающихся по фильтрационным свойствам. Различия связаны с изменением типа и содержания глинистого цемента.

Песчано-алевритовые отложения пласта ЮС₁ сформировались в прибрежно-морских условиях, являются отложениями дистальной части вдольбереговых баров и не выдержаны по площади. Породы-коллектора представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами. Коллекторские свойства пород литотипа низкие. Коллектора относятся к V и VI классам.

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 73^оС.

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.

По химическому составу воды комплекса хлоридные кальциевые и гидрокарбонатно-натриевые. Удельный вес колеблется от 1.010 до 1.014 г/см³, рН изменяется от 6.8 до 8.6.

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.

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.

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.

Вариант разработки Западно-Сургутского месторождения сформирован из вариантов разработки эксплуатационных объектов, обеспечивающих достижение коэффициентов нефтеизвлечения, утвержденных ГКЗ Роснедра в 2016 году, а именно: вариант 1 объекта АС₉, вариант 3 объекта БС₁, вариант 3 объекта БС_2-3, вариант 2 объекта БС₄, вариант 3 объекта БС_10-11, вариант 2 объекта БС₁₂, вариант 2 объекта ЮС₁, вариант 2 объекта ЮС₂.

По данному варианту проектный срок разработки составляет 35 лет. Проектный уровень добычи нефти в 2009 году равен 3986 тыс.т, добычи жидкости – 30954 тыс.т, закачки воды – 28569 тыс.м³. За проектный период (до 2043 г.) предполагается добыть 33716 тыс.т нефти Накопленная добыча нефти за весь срок разработки составит 202308 тыс.т. Конечный коэффициент извлечения нефти достигает - 0.454.