Геологическая характеристика Сайгатинского месторождения

В административном отношении Сайгатинское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом, имеющим авиационное, автомобильное и железнодорожное сообщение, является г. Сургут, находящийся в 30 км восточнее лицензионного участка [1].

Первооткрывательницей месторождения явилась скважина № 1Р, пробуренная Главтюменьгеологией в 1966 г. в своде поднятия, в которой из пласта БС1 был получен промышленный приток нефти с водой. В 1986 году производственное объединение «Сургутнефтегаз» ввело Сайгатинское месторождение в промышленную разработку.

Эффективность реализуемой системы разработки Сагатинского нефтяного месторождения зависит от геолого-физической характеристики нефтяной залежи, причем определяющим является тип, размер и форма нефтяной залежи, неоднородность строения продуктивного объекта, запасы нефти в нем и относительная подвижность нефти.

Согласно тектонической схеме мезокайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты (под редакцией И.И. Нестерова, 1990 г.) Сайгатинское месторождение приурочено к структуре III порядка, осложняющей Сургутский свод в центральной его части и расположенной между Солкинским и Западно-Сургутским поднятиями.

Контур залежи установлен достаточно надежно по материалам пяти разведочных (№№ 79р1, 174р, 933р1,

3р, 1257р¹) и пяти эксплуатационных (№№ 710, 717, 916, 918, 928) скважин, в которых пласт полностью водонасыщен. В южной части залежи контур проведен по результатам скважины № 1257р¹ и данным сейсмики. Тип залежи пластово-сводовый, размеры: 2,5 х 7,0 км, высота - 22 м.

Общая толщина пласта хорошо выдержана по площади и изменяется от 6,8 до 13,2 м. В целом пласт представляет единую толщу проницаемых коллекторов, за исключением небольшой толщины (0,2-3,6 м) плотных пород. Эффективная толщина пласта изменяется от 5,0 до 11,9 м, незначительно уменьшаясь к краевым участкам залежи. Среднее значение нефтенасыщенной толщины в ЧНЗ составляет 8,7 м и достигает 11,5 м. Рабочие дебиты в скважинах изменяются (ЭЦН) от 1,4 т/сут до 114,6 т/сут и от 13,6 т/сут до 41,2 т/сут при фонтанировании через 4 мм штуцер.

Керн отбирался снарядами «Недра» и КТД-4 из 9 разведочных скважин и 5 эксплуатационных. Общая проходка с отбором керна составила 660 м при линейном выносе керна 292,92 м (44,38%). Керном освещены интервалы разреза месторождения от пимской пачки (над пластом БС1) до палеозоя.

Коллекторские свойства пласта БС 1 изучены по разрезам 14-ти скважин, в том числе по 9 из продуктивной части разреза. Общая изученная эффективная толщина составляет 113,3 м, на 1 метр которой приходится около 1,8 определений К п и около 1,1 определение К_пр и К_вс, т.е. отобранный керн изучен ниже оптимального. Нефтенасыщенная толщина составляет 68,7 м, на 1 метр которой приходится около 2,3 определений К п и 1,8 определений К пр и К вс .

Пористость изменяется от 16,2 % до 28,8% и в среднем по 115 определениям составляет 23,6%. В большинстве случаев (частость 77%) породы пласта имеют пористость 22-26%. Пористость нефтенасыщенной части пласта получилась выше, чем водонасыщенной: средние значения составляют соответственно 24,1% и 23,4%.

Фильтрационные свойства пласта БС 1 варьируют в широком диапазоне: от 24 - 10^-3мкм² до 1377 - 10^-3мкм², т.е. породы представлены коллекторами I-IV классов (классификация А.А. Ханина). В среднем по пласту проницаемость по 69 определениям составляет 330 - 10 — ³мкм². В большинстве случаев породы пласта относятся к III классу проницаемости (частость пород с проницаемостью 100-500 - 10^-3мкм² составляет 50,7%), разности пород с Кпр 500-1000 - 10^-3мкм² (II класс) составляют 23%, а с проницаемостью менее 100 - 10^-3мкм² 21,7%.

Наиболее высокие средние значения ФЕС характерны для нефтенасыщенных коллекторов ВНЗ: пористость - 25,1%, Кпр - 507 - 10^-3мкм², по НЗ они составляют соответственно: пористость – 23,6%, Кпр – 413 - 10^-3мкм², но эти средние значения недостаточно представительны, так как охарактеризованы они небольшим количеством образцов.

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей месторождения изучена в пластовых условиях и при дифференциальном разгазировании на образцах 23 проб из 15 скважин пласта БС1. Изучение физических свойств нефтей на образцах рекомбинированных проб проводилось двумя методами: методом однократного (стандартного) разгазирования; методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования.

По результатам исследования глубинных проб га-зонасыщенность нефтей изменяется в пределах от 32 до 66 м3/т при однократном разгазировании и от 30 до 60 м3/т при дифференциальной дегазации. В условиях пласта нефть средней плотности (в среднем 830 кг/м3), средней вязкости (4,79 мПа·с), с давлением насыщения нефти газом около 11,4 МПа, т.е. значительно ниже пластового давления.

Разгазированные нефти по технологической классификации (ГОСТ 912-66) средней плотности (в среднем 884 кг/м3), средней вязкости и вязкие (27–51 мПа·с), смолистые (8,4%), парафинистые (3,84%), сернистые (1,88%), с выходом фракций до 300°С в среднем около 33% объемных. Технологический шифр нефтей – IIТ2П2. По данным рентген-флюоресцентного анализа концентрация ванадия достигает 54 г/т, никеля – 11 г/т.