Южно-Сургутское месторождение открыто Главтюменгеологией в 1973 году. Месторождение нефти расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь в 20 км к северо-востоку от г. Нефтеюганска.
Продуктивными пластами на пощади являются – горизонт БС10 (пласты БС101 и БС102, БС103) и пласт Ю1. В процессе доразведки месторождения получены материалы о нефтеносности отложений тюменской свиты (пласт Ю2). Однако, продуктивность этих отложений весьма низкая, судить о добывных возможностях пласт Ю2 по результатам испытания скважин затруднительно – требуется проведение опытно-промышленной эксплуатации. Разработку месторождения ведет нефтегазодобыващее управление (НГДУ) “Юганскнефть”.
В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду, расположено в его юго-восточной части. Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур I порядка Западно-Сибирской платформы.
Южно-Сургутское месторождение представляет собой моноклинальный склон , осложненный структурными косами небольшими куполами. Наиболее отсортированные осадки значительной мощности накапливались на бортах Южно-Сургутского заливообразного погружения, постепенно пласты выклинивались.
Опорный отражающий горизонт “Б” Южно-Сургутского месторождения представляет собой моноклинальный склон Сургутского свода.
Южно-Сургутское месторождение, как и большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. Геологический разрез Южно-Сургутского месторождения вскрыт более чем 1900 скважинами, 28 из которых вскрыли юрские отложения и ачимовскую толщу. Отложения горизонта БС10 вскрыты всеми пробуренными скважинами.
По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты пласт Ю2, васюганской свиты пласт Ю1, и в горизонте БС10 (пласты БС101, БС102, БС103) баррриаc-валанжинского яруса.
Залежь пласта Ю2.Коллекторами нефти пласта Ю2 являются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. В пласте Ю2 отсутствует единый водонефтяной контакт. Продуктивность пласт Ю2 по результатам бурения разведочных скважин не представляет возможным – необходимо проведение опытно-промышленной эксплуатации. В связи с этим подсчет запасов нефти и растворенного газа не производится.
Залежь нефти пласта Ю1 приурочена к васюганской свите, представлена песчаниками с прослоями аргиллитов, мощностью до 1 м Промышленная нефтеносность залежи доказана опробованием 4 скважин. Водонефтяной контакт по залежи Ю1, принят на отметке – 2787 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5 х 5,2 км.
Залежи нефти пласта БС10. Нефтеносность пласта БС103 установлена на юго-восточном крыле структуры. Мощность его до 15 м. От пласта БС101-2 он отделён глинистой перемычкой, мощностью 8-10 м. Дебиты нефти изменяются от 8 т/сут до 100 т/сут. Средняя отметка ВНК по залежи пласта БС103 принята на отметке -2363 м. Размер залежи 4,1 х 6,4 км. Тип залежи – пластовая сводовая.
Для пласта БС102 характерно частое переслаивание песчаников, аргиллитов и алевролитов. Водонефтяной контакт определен только в одной скважине 1250р – 2342 м. В соответствии с принятым ВНК размеры залежи 8 х 2,9 км. Тип структурно-литологическая.
Средние дебиты по эксплуатационным скважинам изменяются от 10 до 70 т/сут.
Для пласта БС101 средняя отметка ВНК принята на отметке 2346,5 м. Размер залежи 19,7 х 20,5 км. Тип залежи – пластовая, сводовая с литологическим экраном. Дебиты изменяются от 6 до 120 т/сут.
Краткая характеристика залежей
Южно-Сургутского месторождения
Наименование показателей |
ЮС2 |
ЮС1 |
БС10/2 |
БС10/1 |
Извлекаемые запасы, тыс.тонн |
|
|
|
|
Накопленная добыча,тыс.тонн |
|
|
|
|
Годовая добыча,тыс.тонн |
|
|
|
|
Фонд скважин добывающие нагнетательные |
|
90 59 30 |
2309 1545 722 |
|
Схема разбуривания |
|
площ.7- точеч. |
блок. квад. |
блок. квад. |
Размер сетки |
|
|
|
375*375 |
Плотность скважин |
|
31.2 |
24 |
24 |
Краткая геолого-промысловая характеристика
Параметры |
|
Индекс |
пласта |
|
Продуктивный пласт |
ЮС2 |
ЮС1 |
БС10/2 |
БС10/1 |
Глубина залегания кровли пласта, м |
-2769-2917 |
-2810-2833 |
2320-2419 |
2280-2404 |
Абсолютная отметка кровли пласта, м |
-2729-2877 |
-2761-2793 |
-2280-2379 |
-2240-2364 |
Общая толщина пласта, м |
50-60 |
23-43 |
40-50 |
17-27 |
Эффективная толщина, м |
3.0-30.0 |
7.13 |
10-15 |
10-16 |
Нефтенасыщенная толщина, м |
3.5 |
6.5 |
8.78 |
6.05 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2900 |
-2728 |
-2346-2363 |
-2346 |
Коэффициент песчанистости, доли,ед. |
0.25 |
0.3 |
0.3 |
0.58 |
Петрофизичиская характеристика коллекторов
Параметры |
|
Индекс |
пласта |
|
Продуктивный пласт |
ЮС2 |
ЮС1 |
БС10/2 |
БС10/1 |
Карбонатность,% среднее мин-мак |
2.3 0-4.2 |
2.3 0-4.2 |
2.3 0-9.2 |
0.6 0-4.7 |
Содержание фракций %, |
|
|
|
|
при размере зерен, 0.25 мм среднее min-max |
3.9 1.9-17.3 |
3.9 1.9-17.3 |
0.8 0.1-4.0 |
1.1 0-5.5 |
при размере зерен, 0.25-0.1 мм среднее мин-мак |
20.9 0.5-57.7 |
20.9 05-57.7 |
44.2 6.3-80.4 |
49.1 6.6-75.6 |
при размере зерен, 0.1-0.01 мм среднее мин-мак |
58.0 18.0-93.9 |
58.0 18.0-93.9 |
46.5 7.3-78.8 |
41.5 16.4-80.6 |
при размере зерен, 0.01 мм среднее мин-мак |
17.2 12.2-25.7 |
17.2 12.2-25.7 |
8.5 3.6-16.6 |
8.3 4.0-15.6 |
Коэффициент отсортированности, cреднее мин-мак |
1.94 1.21-3.84 |
1.94 1.21-3.84 |
2.19 1.31-2.82 |
2.15 1.34-2.81 |
Медианный размер зерен,мм среднее мин-мак |
0.068 0.04-0.12 |
0.068 0.04-0.12 |
0.08 0.3-0.15 |
0.09 0.03-0.136 |
Глинистость,% |
17.2 |
17.2 |
8.5 |
8.3 |
Тип цемента |
поро- |
во- |
плено- |
чный |
Коэфф. открытой пористости по керну, среднее доли единицы мин-мак |
0.152 0.114-0.214 |
0.189 0.140-0.218 |
0.236 0.151-0.270 |
0.2396 0.180-0.276 |
Коэфф. проницаемости по керну, среднее 10-3 мкм2 мин -мак |
6.2 0.3-54 |
62.7 5.5-311 |
123 0.2-880 |
248 1.4-1579 |
Водоудерживающая способность,% среднее мин-мак |
52.7 28.6-93.1 |
34.5 20.7-54.6 |
36.6 19.2-94.0 |
30.9 13.9-68.1 |
Коэфф. открытой пористости по ГИС, дол.ед. |
0.16 |
0.202 |
0.230 |
0.256 |
Коэфф. проницаемости по ГИС, 10-3 мкм2 |
9.8 |
78.0 |
161.0 |
393.6 |
Коэфф. нефтенасыщенности по ГИС,доли ед |
0.59 |
0.555 |
0.549/0.534 |
0.668/0.553 |
Начальное пластовое давление, МПа |
30.7 |
30.2 |
23.2 |
23.2 |
Пластовая температура, С |
80.0 |
79.0 |
70.0 |
70.0 |
Дебит нефти по результатам среднее испытания разведоч. скв. м3/сут. мин-мак |
1.72 сухо-5.7 |
19.5 8-31.1 |
58 10-60 |
75 15-170 |
Продуктивность, м3/сут. мПа среднее мин-мак |
0.61 |
3.2 |
29.0 |
30.2 |
Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек. среднее мин-мак |
0.49 |
4.43 |
130.0 |
132.6 |
Физико-химическая характеристика нефти и газа
Параметры |
Индекс |
пласта |
|
|
Продуктивный пласт |
ЮС2 |
ЮС1 |
БС10/2 |
БС10/1 |
Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3 |
852.0 |
844.0 |
879.0 |
879.0 |
Плотность нефти в пластовых условиях |
872.0 |
768.0 |
822.0 |
822.0 |
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек |
12.7 |
31.0 |
34.7 |
34.0 |
Вязкость в пластовых условиях |
2.02 |
0.72 |
3.66 |
3.66 |
Содержание,% |
|
|
|
|
Смол селикагелевых |
7.3 |
10.5 |
9.3 |
9.3 |
Асфальтенов |
2.80 |
3.6 |
2.6 |
2.6 |
Серы |
0.9 |
1.6 |
1.6 |
1.6 |
Парафина |
3.2 |
3.3 |
3.6 |
3.6 |
Температура застывания нефти, Ся |
|
|
-2 |
-2 |
Температура насыщения нефти парафином, С |
28.5 |
29.1 |
30.2 |
30.2 |
Выход фракций,% |
|
|
|
|
до 100 С |
|
|
1.3 |
1.3 |
до 150 С |
11.8 |
7.0 |
8.1 |
8.1 |
до 200 С |
21.3 |
14.0 |
15.5 |
15.5 |
до 300 С |
42.5 |
30.0 |
32.8 |
32.8 |
Компонентный состав нефти (молярная концентрация,%) |
|
|
|
|
Углекислый газ |
0.0 |
|
0.0 |
0.0 |
Азот |
0.0 |
|
0.0 |
0.0 |
Метан |
0.04 |
|
0.14 |
0.14 |
Этан |
0.41 |
|
0.31 |
0.31 |
Пропан |
4.21 |
|
2.81 |
2.81 |
Изобутан |
1.40 |
|
1.16 |
1.16 |
Нормальный бутан |
4.94 |
|
3.76 |
3.76 |
Изопентан |
2.18 |
|
1.84 |
1.84 |
Нормальный пентан |
3.79 |
|
2.88 |
2.88 |
С6+высшие |
83.13 |
|
87.10 |
87.10 |
Давление насыщения,мПа |
9.9 |
10.7 |
9.6 |
9.6 |
Объемный коэффициент |
1.154 |
1.174 |
1.107 |
1.107 |
Газовый фактор при условии сепарации,м3/т |
61.0 |
68.0 |
47.0 |
47.0 |
Плотность газа,кг/м3 |
1.037 |
|
0.864 |
0.864 |
Тип газа |
ме |
та |
но |
вый |
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%) |
|
|
|
|
Углекислый газ |
0.64 |
|
0.15 |
0.15 |
Азот |
1.53 |
|
1.64 |
1.64 |
Метан |
66.85 |
|
82.85 |
82.85 |
Этан |
10.16 |
|
4.32 |
4.32 |
Пропан |
14.2 |
|
6.86 |
6.84 |
Изобутан |
1.49 |
|
0.94 |
0.94 |
Нормальный бутан |
3.52 |
|
2.07 |
2.07 |
Изопентан |
0.57 |
|
0.38 |
0.38 |
Нормальный пентан |
0.74 |
|
0.44 |
0.44 |
С6+высшие |
0.48 |
|
0.35 |
0.35 |
Состав и свойства пластовых вод
Параметры |
Индекс |
пласта |
||
Продуктивный пласт |
ЮС2 |
ЮС1 |
БС10/2 |
БС10/1 |
Плотность воды вповерхностных условиях,кг/м 3 |
1.01 |
|
|
|
Минерализация,г/л |
11.2-21.1 |
|
|
|
Тип воды |
хлор-каль- |
цыевые |
гидрокар- |
бонатные |
Содержание,мг/л |
|
|
|
|
Хлор |
6816-11928 |
|
|
|
Натрий |
4011-7731 |
|
|
|
Кальций |
200-500 |
|
|
|
Магний |
24.3-109 |
|
|
|
Гидрокарбонат |
219-1390 |
|
|
|
Иод |
19.3-24.2 |
|
|
|
Бром |
53.3-57.8 |
|
|
|
Бор |
10.1-14.4 |
|
|
|
Кремний |
|
|
|
|
Аммоний |
|
|
|
|