Лянторское нефть

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 24

измерения статических и динамических уровней с последующим перерасчетом на давления. Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 55 скважинах. Охват добывающих

ипьезометрических скважин замерами пластовых давлений за 2009 год составил 100%, в т.ч. прямыми замерами – 20,0%. Для оценки добывных возможностей скважин в 2009 году проведены гидродинамические исследования по определению продуктивности методом установившихся отборов в 540 добывающих скважинах, что составляет 16,2 % от действующего фонда скважин. На неустановившихся режимах фильтрации исследованы 450 добывающих

и134 нагнетательных скважин. Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Лянторского месторождения исследована на образцах 9 глубинных проб из 3 скважин и на образцах 51 поверхностной пробы. Определение химического состава попутно добываемых вод выполнено по 919 скважинам.

Всего промыслово-геофизических исследований (ПГИ) по контролю за разработкой за 2009 год проведено 1251 при плане 1770. Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год по добывающим скважинам Лянторского месторождения составил 18,3% и 23,9% по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и газонефтяного контакта. Всего проведены исследования по определению газонасыщенности радиоактивными методами в 101 добывающей скважине, в 62 - нагнетательных и в 40 - наблюдательных скважинах. Для оценки выработки запасов и определения текущей нефтенасыщенности за 2009 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 49 наблюдательных скважинах. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть из 215 скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и наблюдательных скважин. Из данной опорной сети исследовано 166 скважин. Механизированный фонд скважин методами ПГИ исследуется, в основном, в период ремонта. При общем количестве исследований 2716 при КРС выполнены 2262. Сведения по геофизическим исследованиям скважин приведены в таблице 3.14.

Контрольные замеры дебита жидкости и газа, а также замеры дебитов скважин, работающих с повышенным газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за своих технических характеристик, выполняются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течение отчетного года по месторождению проведено этой установкой 2241 замеров в 709 скважинах.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 0бщие сведения в районе месторождения

Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты – Мансийского автономного округа Тюменской области (смотри рисунок 1.1).

Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Наиболее крупные озера Майкетлор, Тктурилор, Вэнтымлор, Секъяунсораклор и другие.

На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми долотами. Лесные массивы расположены вдоль рек, а на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и дерезы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.

Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно ис-пользование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод четвертичных и па-леогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод аптальб-саломанского водоносного комплекса.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти

В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 80км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75км к юго-востоку от месторождения.

С развитием работ по разработке и добычи нефти и газа район получил зна-чительные перспективы для экономического развития всего народного хозяйства.

1.2Стратиграфия и тектоника

Впределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом MOB ОГГ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.

Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями.

Согласно тектонической карты мезазойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантыйской антиклизы в северозападной части Сургутского свода. Здесь выделяют положительные структуры второго порядка Востокинский и Лянторский валы.

Лянторский вал по отражающему горизонту оконтуривается сейсмоизогипсой - 2700м, в пределах которой, его размеры составляют 20x190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 м.

Ксеверу от Лянторского месторождения находится Востокинский вал, имею-щий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20x55 км. Он осложнен поднятиями третьего

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наи-более крупной, оконтуривается по отражающему горизонту изогипсой -2680 ми имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4x16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.

Следует отметить, что объединения в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейс-моразведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Лянторского вала как единой структуры.

С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа мало амплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.

В пределах Лянторского месторождения разведочной скд.27, пробуренной на Сорым- ско-Иминской площади, вскрыта максимальная толщина осадочного чехла, составляющая 3016 м. Пароды палеозойского фундамента разведочными скважинами не вскрыты. Геологический разрез сложен мощной толщей осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста

Юрская система. В составе юрских отложений выделены осадки всех трех отделов. Континентальные осадки нижнего, среднего и нижней части верхнего отде-лов объединяются в тюменскую свиту, а прибрежноморские и более глубоководные морские отложения верхней части верхнего отдела - в васюганскую, георгиевскую и баженовскую свиты.

Тюменская свита, охарактеризована неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты, приурочен нефтенасыщенный пласт 2ЮС1. Вскрытая мощность свиты варьирует от 52 до 131 м.

Васюгаганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части свиты преимущественно глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами, тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками с подчиненными прослоями аргиллитов. В разрезе васюганской свиты выявлен нефтеносный горизонт ЮС1, который представляет собой пачку переслаивающих пропластков мелко- и среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями алевритистых аргиллитов. Доля алевритистых аргиллитов в составе горизонта ЮС1 составляет порядка 25-30%. В песчаниках преобладает кварц. Отсортированность обломочного материала хорошая и средняя. Цемент глинистый и его содержание в песчаниках и алевролитах соответственно составляет 5-10% и 15-20%. Нефтеносный горизонт ЮС1 представлен двумя продуктивными пластами 1ЮС1 и 1ЮС2 (основной). Общая толщина свиты изменяется от 53 до 75 м.

Георгиевская свита в размере месторождения представлена очень маломощной пачкой пород от 1 до 6 м. Оно сложена слабо битуминозными аргиллитами темно-серыми, почти до черных, с прослойками и линзами алевролита и песчаника, с много-численными включениями пирита и сидерита.

Баженовская свита, выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением, выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин.

Меловая система. Представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В сос-таве нижнего отдела выделяются отложения мегионской, вартовской, алымской свит, а также нижней части покурской свиты.

Мегионская свита залегает в основании нижнемелового комплекса и расчленяется на пять пачек. Отложения подошвенной части образуют подачимовскую пачку, сложенную темносерыми аргиллитами, прослоями битуминозных, содержащих фауну аммонитов, пелеципод, фораминифер, характеризующих берриасский ярус. Подачимовская пачка отличается хорошей выдержанностью в пределах всего Широтного Приобья. Толщина пачки 40-50 м. Ачимовская пачка охарактеризована преимущественно глинистыми породами серыми, светло-серыми, известковистыми, в нижней и верхней части пачки с прослоями песчаников различной степени глинистости и алебролитами. Песчано-алевролитовые прослои являются продуктивными и индексируются в нижней части как пласты БС21-22 и БС18-19, а в верхней части - пласты БС17, БС16 и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ОБС16. Для продуктивных пластов верхней части Ачимовской пачки характерно линзовидное залегание. Толщина пачки варьирует am 60 до 167м. Третья пачка мегионовкой свиты - глинистая - глинистая, образована аргиллитоподобными глинами темно-серыми, местами с тонкими прослоями светло-серого песчаного материала. Четвертая пачка сложена чередованием прослоев песчаников и алевролитов с пропластками аргилли-тов и аргиллитоподобных глин. Именно с разрезом этой пачки связаны продуктивные пласты БС12, БС11 и ВСЮ. Коллектора продуктивных пластов БС10-12 в пределах района исследований развиты в виде меридионально вытянутых полос, расширяющихся в се-верном направлении. Отдельные продуктивные пласты, вернее их песчаные разности нередко к западу и востоку выклиниваются и замещаются плохо проницаемыми разностями пород. Местами между песчано-алевролитовыми породами пластов БС12 и БС11, БС11 и БС10 прослои глинистых разделов отсутствуют и они сливаются воедино. В таких случаях границы между этими пластами проводятся условно. Разрез мегионской свиты завершается пачкой темно-серых аргиллитов плотных слабоалевритистых. Эта пачка характеризуется широким распространением по территории региона и известна в стратиграфической схеме разреза осадочной толщи Западной Сибири как чеускинская. Толщина мегионской свиты с 400м запада (скв. 25) возрастает до 506м на востоке (скв. 103).

Вартовская свита представляет собой толщу переслаивающихся песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Отложения свиты расчленяются пачкой темносерых аргиллитоподобных глин, известной как пимская пачка на две части: нижнюю и верхнюю. В составе нижней подсвиты выделяются пласты БС1-9. Возраст нижней подсвиты принимается как валанжинготеривский. В состав нижней подсвиты выделяются пласты БС1-9. Возраст нижней подсвиты принимается как валанжинготеривский. В составе верхней подсвиты выделяются пласты АС4-9. Возраст верхней подсвиты определяется как готеривбарремский.

Алымская свита представлена толщей преимущественно глинистых пород темно-серо- го цвета с линзами и тонкими прослоями алевролита.

Покурская свита венчает разрез нижнего мела и сложена мощной толщей (791-874м) довольно неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород.

В составе верхнемелового отдела выделены отложения Кузнецовской, Березовской и Ганькинской свит.

Кузнецовская свита включает четыре пачки пород, относимых по возрасту к туронскому ярусу. Разрез свиты начинается пачкай темно-серых, почти черных аргиллитоподобных глин. Выше залегает вторая пачка, выраженная серыми и зеленовато-серыми алевритистыми глинами. Третья пачка представлена серовато-зелеными глауконитовыми алевролитами. Разрез свиты завершает пачка серых глин с редкими включениями глуконита. Эта пачка характеризуется выдержанностью по площади и разрезу и является региональным репером в пределах Западной Сибири. Общая толщина кузнецовской свиты изменяется от 15 до 25 м.

Березовская свита расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена преимущественно опоками и глинами. Опоки светлые, прослоями до черных, плотные глинистые. Глины темно-серые, местами почти черные, алевритистые. Возраст подсвиты определяется как коньяк-сантонский. Толщина ее колеблется в пределах 67-82 м. Верхняя подсвита охарактеризована светлыми и зеленовато-серыми глинами с редкими прослоями опок и опоковидных глин. Наблюдается увеличе-ние толщины подсвиты в западном и юго-восточном направлениях - от 46 (скв. 9) до 65 м (скв. 33). Возраст подсвиты датируется как сантонкомпанский.

Ганькинская свита представлена серыми и зеленовато-серыми глинами из-весткови- стыми до известковых, переходящих в мергели. Толщина свиты увеличивается от 67 м на юге до 104 м на севере. Возраст свиты определяется как маастрихтдатский, причем условно.

Палеоген. В его составе выделены галицкая, люлинворская, тавдинская, ал-тымская, новомихаиловская и туртасская свиты.

Галицкая свита залегает в основании палеогена и сложена темно-серыми монтмориллонитовыми глинами плотными, аргиллитопододными, иногда тонколистоватыми. В верхней части свиты глины обогащены линзовидными включениями алевролитового материала. Толщина свиты от 102 м (скв.219) на юго-востоке возрастает до 132 м (скв. 10-т) на северо-западе.

Люлинворская свита - это толща светло-серых зеленоватых, прослоями почти белых глин. В нижней части свиты они опоковидные, а в верхней - диатомовые, переходящие в диато-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

миты. Мощность свиты составляет 200 м.

Тавдинская свита венчает разрез морских осадков палеоцена. Сложена она глинами серыми и зеленовато-серыми, тонкослоистыми до листоватых, прослоями алевритистыми, местами с включениями линз алевритов. Толщина ее достигает 100м.

Алтымская свита охарактеризована кварцевыми песками, разнозернистыми с прослоями песчанистых глин. Толщина свиты до 50м.

Новомихайловская свита выражена толщей серых глин, нередко комковатых, с прослоями слабоуплотненных алевритов и бурых углей с общей толщиной порядка 30-60м.

Туртасская свита сложена кварцевыми песками и алевритами с включениями зерен глауконита. Толщина ее изменяется от 40 до 70м.

Отложения неогена развиты не повсеместно и представлены чередованием песков и алевролитов буровато-серых и желтовато-серых. Толщина осадков неогена достигает местами 80-10Ом.

Четвертичные отложения представлены аллювиальными и озерно-аллювиальными образованьями - песками, супесями, суглинками и глинами общей толщиной порядка 15-3Ом.

В тектоническом отношении Лянторское месторождение приурочено к нескольким локальным поднятием 3-го и 4-го порядка, которые являются составной частью более крупных структур 2-го порядка - Савуйского структурного носа и Лянторского куполовидного поднятия. Последние осложняют северо-восточное погружение Сургутского свода.

В северной части месторождения Тевлинская, Западно-Тевлинская и Когалымская положительные структуры 3-го порядка формируют Тевлинское куполовидное поднятие. В пределах поднятия по отражающим горизонтам «В», «Т», «А» в районе разведочных скв 38, 47 фиксируется дизъюнктивное нарушение с амплитудой до 25-30м. По кровле мегионской свиты в пределах Тевлинского куполовидного поднятия выделяются две вершины в районе скв.2 и скв.37.

К Савуйскому структурному носу приурочены локальные положительные структуры 3-го порядка: Сорымская и Иминская. На структурной карте по отражающему горизонту «Б» Сорымская и Иминская структуры разделяются небольшой седловиной с амплитудой порядка 25м. По отражающему горизонту «Д» амплитуда Сорымского локального поднятия составляет 30м. Иминское локальное поднятие составляет 30м. Иминское локальное поднятие из-за осложнения небольшой седловиной с амплитудой порядка 7-17м образует две приподнятые зоны.

На северо-восточном склоне Сургутского свода достойнее Сорымского локального поднятия фиксируется мало амплитудные Восточно-Русскинское и Икилор-ское поднятия, относящиеся к структурам 3-го порядка. На Икилорской структуре по кровле баженовской свиты или по отражающему горизонту «Б» оконтуриваются две вершины: южная с амплитудой 46м и северная с амплитудой 11м.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела

исредней юры.

Вподсчете запасов были выделены следующие залежи: газонефтяные - в пластах АС- 9, АС-10, АС-11; нефтяные - в пластах БС-81, БС-82, БС-16-17, БС-18, БС-19-20, БС-2.

В ГКЗ РФ запасы нефти были утверждены по пластам АС-9, АС-10, .АС-11, БС-82, БС18.

По соотношению газа и нефтенасыщенных частей продуктивных, основных пластов АС9-11. Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложно построенным. Геологический разрез скважин приведен на рисунке 1.2.

Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим и формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разнообразны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.].

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений от 4 до 50 м. Зоны максимальных толщин пласта, как правило, укладываются в вытянутые полосообразные формы, напоминающие разветвленные русла с тенденцией их приуроченности к присводовым зонам Востокинской, Январской и Лянторской структур. Зоны уменьшенных толщин, напротив, тяготеют к межструктурным нарушениям (сочленения Таняунской и Январской, Январской и Лянтор-ской, Январской и Восто-кинской структур).

Эффективные толщины пласта АС 11 также характеризуются широким диапазоном изменения от 2-4 до 28-30 м. Зоны эффективных максимальных толщин достаточно четко укладываются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными ответвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС 2,4,5,6]. Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиональном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16x4-6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучены по 7 скважинам, в четырех из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6% и среднем по пласту составляет 24,5% (25%), по нефтенасыщенной части 23,9%, по водонасыщенной - 25,8%. Проницаемость изменяется от 2.2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части -258*10-3 мкм2, по водонасыщенной -276*10-3 мкм2. Среднее значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229 *10-3 до 316 *10-3 мкм2.

Коллекторские свойства пласта АС и определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26% при среднем значении 24,8%. Среднее значение проницаемости 536*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 - 1493*10-3 мкм2.

Эффективные толщины пласта АСЮ в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24 м. В них плановом размещении не просматривается четкой геоструктурной привязки.

На Январском поднятии они тяготеют к его юго-западному и западному по-гружени- ям, а на Востокинском - связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных и эффективных минимальных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Таняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крала Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДHC 2,4,1,19. Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Характер изменения песчанности пласта АСЮ очень близок поведению эффективных толщин. Диапазон изменения коэффициента песчанности весьма широк и находится в пределах 0.2-1.0.

Газонефтяные залежи пласта АСЮ являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержит основные запасы нефти (57,4%).

В подсчете запасов залежи пласта АСЮ были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунекой структуре. На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

Размеры залежи в пределах основной площади 57x19 км, высотой нефтяной оторочки 15-17 м, высотой газовой шапки на Лянторской структуре - 44м, Январской - 35м, Востокинской - 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

Залежи пласта АС10 отделяются от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение

Проницаемая часть пласта АСЮ представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупно- и среднезернистых. Коллекторские свойства пласта АСЮ изучены по 88 скважинам.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Открытая пористость изменяется от 14,8 до 29,9% при среднем значении 24,8% (25%). Большая часть пород (66%) имеет пористость 24-28% Проницаемость изменяется от 1,3*10-3 до 2735*10-3 мкм2. По площади месторождения наибольшая часть пород имеет проницаемость от 100 *10-3 до 500*10-3 мкм. Участки с проницаемостью менее 100*10-3 мкм2 тяготеют к погруженным частям структурных осложнений.

Коллекторские свойства пласта АСЮ определялись также по данным ГИС Среднее значение пористости составляет 25% при вариациях от 21 до 26%. Проницаемость изменяется от 1*10-3 до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2

Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, ха-рактеризу- ется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глинистыми аналогами пластов АС7 и АС&, а также типично морскими осадками быстринской пачки глин.

Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Яндарской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

Вгеоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченности эффективных

максимальных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных поднятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, собпадающую в плане с территорией ДНС 10, 13,14.

Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким контуром нефтеносности Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 3044м.

Вподсчете запасай газонефтяные залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Таняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур.

Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72x22 км, высоту нефтяной оторочки 17 м, газовой шапки на Лянторской структуре - 74 м, Январской - 48 м, Востокинской - 43 м.

Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8% при среднем значении 24,3% (24 %).

Наибольшая часть пород (80%) имеет пористость 22-26%, у 13% пород -более 26%. Проницаемость по пласту в среднем составляет 299*10-3 мкм? и изменяется от 1,1*10-3

до 1830* 10-3 мкм2. Большая часть образцов (64%) имеет проницаемость 100* 10-3 и 500* 10-3 мкм2, проницаемость более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16% пород.

По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 100*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках центральной части месторождения и на севере.

Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики незначительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26%, проницаемости- 432*10-3 мкм2.

1.4Характеристика пластовых флюидов

Пластовые флюиды объектов БС8 и ачимовской толщи по имеющейся информации несколько отличаются от вышележащих пластов в сторону меньших значений газонасыщенности (44-37м3/т) и плотности дегазированной нефти (876-873 кг/м2). Основываясь на опыте изучения продукции скважин аналогичных объектов других месторождений Сургутского района можно предполагать возможность обнаружения участков пласта БС8 и ачимовской толщи, где газовый фактор нефтей будет значительно выше (a плотность нефти, соответственна, ниже) тех