Пласт БС₁

Пласт БС₁ залегает на отметках -2004-2050 м и отделен от нижележащего пласта БС₂ глинистым разделом мощностью 4-6 м. Залежь пласта БС₁ распространена только на Быстринской и в сводовой части Вынгинской площадей. В северной части песчаные разности замещаются глинисто-алевролитовыми непроницаемыми породами (район ЦДНГ-3). ВНК по залежи на тех же отметках, что и пласта БС₂. Размеры залежи 15х6,5 км, высота 4,2 м, ширина водонефтяной зоны не превышает 250 м.

Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, контролируется глинистой покрышкой мощностью 35-40 м. Пласт имеет сравнительно небольшую мощность /преимущественно 1.2-5 м/. Наибольшие мощности вскрыты в южной части месторождения, уменьшение их наблюдается к северу. На значительной части залежи пласт монолитен.

Пласт АС₉

Нефтеносность пласта АС₉ приурочена к двум залежам, расположенным в северной и центральной частях Быстринского месторождения.

Северная залежь почти повсеместно подстилается водой. В пяти скважинах по данным ГИС выделены газонасыщенные пропластки. Уровни ВНК на северной залежи изменяются от 1907 до 1920 м /средний уровень ВНК принят на отметке - 1911 м/. Размеры залежи 3х12 км, высота 14 м.

Центральная залежь расположена в центральной и южной частях Быстринского месторождения. Залежь имеет большую водоплавающую зону, составляющую 82,8% от общей площади. Отметки ВНК в различных частях залежи разные, средний уровень ВНК принят на отметке - 1916 м. Такое колебание ВНК объясняется сложным строением пласта АС₉. Размеры залежи 6х18 км, высота 20 м. В ряде скважин по ГИС отмечаются газонасыщенные пропластки. ГНК - 1894 м.

Пласт АС₉ вскрыт всеми пробуренными скважинами, по своему строению не является однородным и представлен песчано-алевролитовыми породами с глинистыми прослоями.

Пласт АС₈

Пласт АС₈ развит по всей площади. Залежь пласта АС₈ - газонефтяная. Размеры газонефтяной залежи 34х8 км. Высота газовой шапки около 30 м, нефтяной оторочки - 20 м. ГНК, единый для пластов АС_7-9, принят на отметке - 1894 м. В наиболее высоких участках структуры расположены чисто газовые зоны. Водонефтяная зона составляет 28% от всей площади залежи. Отметка ВНК изменяется от 1908 до 1925 м. Литологически пласт АС₈ представлен чередованием глинистых и песчанистых прослоев.

Пласт АС₇

На большей части структур пласт газонасыщен, и лишь на крыльях отмечается нефтеносность. Размеры нефтегазовой залежи 40х11.8 км. Залежь пластовая сводовая, газовая с нефтяной оторочкой. Ширина нефтенасыщенной части залежи колеблется от 1.2 до 1.5 км. Причем

---

приблизительно равные части составляют водонефтяная, нефтяная и газонефтяная зоны. Небольшая ширина нефтенасыщенной зоны залежи предъявляет повышенные требования к выбору местоположения эксплуатационных скважин. Уровень ГНК-1894 м, уровень ВНК - 1905 м. Быстринское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру III порядка, расположенную в пределах Черноречинского куполовидного поднятия - структуры II порядка, которая в свою очередь осложняет Сургутский свод - положительную структуру I порядка, находящуюся в пределах Западно-Сибирской платформы эпигерцинского возраста. Мощные толщи осадочных пород и их погружение от бортов к центру депрессии отражают преобладание в истории развития плиты процессов устойчивого длительного опускания. Современный структурный план по подошве платформенного чехла и по большей части разреза мезозойских отложений - результат этого однонаправленного процесса. Поэтому как региональные впадины и поднятия, так и тектонические элементы низших порядков в большинстве случаев имели длительное развитие. Об этом свидетельствует сопоставление структурных схем по поверхности фундамента и вышележащим горизонтам.



Таблица 1.1 – Общие параметры месторождения

Пласт	Ед. изм.	АС7	АС8	АС9	БС1	БС2	БС16-17	БС18-20	ЮС2
Сред. глубина	м	1950	1960	1990	2050	2060	2450	2580	2700
Тип залежи	-	пластово-сводовая	-	-	пл.cвод . лит.экран	пластово-сводовая	-	-	-
Плотность скважин	а/скв	5	25	6	6	6	6	6	6
Общая мощность	м	4,9	19,4	16,7	4,6	13,7	63,8	41,8	22,8
Средняя г. насыщ. толщина	м	3,5	7,0	2,5	-	-	-	-	-
Средняя н. насыщ. толщина	м	2,8	5,1	3,4	3,4	5,3	5,7	8,3	5,7
Отметка ГНК	м	1894	1894	-	-	-	-	-	-
Отметка ВНК	м	1905	1908	1911,5	2045	2045	2420	2500	-
Проницае.	Д	73	194	297	71	385	29	18	9
Гидропроводн.	см/сПз	2,8	20,3	19,7	47,5	30,4	3,9	3,5	1,52
Показатель неоднородности	-	0,264	0,486	0,98	0,388	0,492	1,551	1,619	1,569
Пластовая температура	рад.С	6	6	6	0	8	6	7	0
Пластовое давление начальное	атм	88	88	90	07	07	50	52	69
Давление насыщения	атм	5	15	27	9	08	4	7	02

---

Сургутский свод, площадь которого превышает 30000км² – одно из 22 поднятий первого порядка, выделяемых в пределах внутренней области Западно-Сибирской платформы. Он осложнен целым рядом структур II порядка, к числу которых относится и Черноречинское куполовидное, в пределах которого установлено 10 локальных структур III порядка, среди них находится и Быстринско-Вынгинская структура. Преобладающим простиранием структур III порядка является северо - западное поднятие и северо - восточное. Наиболее четко они выражены по подошве мезокайнозойских отложений и, как правило, находят свое отражение по вышележащим горизонтам, при этом амплитуды поднятий и углы наклона крыльев вверх по разрезу закономерно уменьшаются.

Быстринско-Вынгинская структура расположена в непосредственной близости от Западно-Сургутской (в 12км к северо-западу), Усть-Балыкской (в 13км к северу), Вершинной (в 12км к западу), Яунлорской (в 6км к западу) локальных структур и представляет собой юго-западное окончание более крупной Минчимкинской структуры. Размеры ее до 20км по длинной оси и 9км по короткой оси. Структура черезвычайно пологая, типично платформенная брахиантиклиналь, субмеридианального простирания. Свод структуры довольно широкий и пологий. Углы падения в своде 20-30сек. На крыльях и периклиналях углы падения увеличиваются до 1-1,5град. Структура асиммитрична: западное крыло несколько круче, чем восточное. Амплитуда поднятия в среднем равна 65м и остается примерно постоянной на всех построенных структурных картах.

---

1.4 Свойства пластовых горизонтов
Таблица 1.2 - Нефтегазоносность продуктивных пластов Быстринского месторождения

Параметры	Объекты
	АС7-8-9	БС1-2	БС16-20	ЮС2
Средняя глубина залегания, м	1950-1990	2 050	2450-2530	2 700
Тип залежи	пл. свод.	пл. свод.	пл. свод.	литолог.
Тип коллектора	п о р о в ы й
Площадь нефтеносности, тыс. м2,	319 000	144 000	71 000	38 000
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	2,8	8,5	5.7-8.3	5,7
Коэффициент пористости,%	26,0	26,0	20,0	16,0
Коэффициент проницаемости, мкм2(Дарси)	0,073	0.385-0.571	0.018-0.024	0,009
Коэффициент расчлененности, доли ед.	9,5	4,5	8.0-10.5	3,97
Начальная пластовая температура, оС	56	60	67	70
Начальное пластовое давление, МПа	18.8-19.0	20,7	25,0	26,9
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	3.7-4.7	4.87-6.13	4.58-4.97	2,49
Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	799-855	820-830	847-854	798
Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	870-906	883-891	882	858
Абсолютная отметка ВНК, м	-1907-1920	-2045	2426-2489	не опр.
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1.096-1.126	1.099-1.115	1,076	1,127
Содержание серы в нефти,%	1.1-1.3	1,7	2,7	1,5
Содержание парафина в нефти,%	2.5-3.84	4,0	3.1-3.6	3,2
Давление насыщения нефти газом, МПа	8.5-12.7	9.9-10.8	6.4-7.7	10,2
Газосодержание нефти,м3/т	51-70	46	21-42	67
Коэффициент средней продуктивности, х10м3/(сутхМПа)	0.35-0.82	25,4	25,3	25,7

---

В мезокайнозойских отложениях Сургутского района выделено 6 водоносных комплексов и 5 разделяющих их водонепроницаемых толщ. С отложениями IV комплекса связаны все основные залежи нефти и газа Средне-Обского района. Описание подземных вод приводится по результатам испытания водоносных пластов в нефтеразведочныз скважинах месторождения.

Водообильность

Подземные воды продуктивной толщи готерив-барремских, нижне-валанжинских отложений описываемого района - напорные, статические уровни устанавливаются выше поверхности земли на плюсовых отметках в пределах от +50 до 130м, исключение составляют пласты Б₉ и Б₁₀, где статические уровни фиксируются ниже устья скважин. Дебиты колеблются в самых широких пределах: от 0,08 до 72 м³/сут.

Химический состав воды

Воды всех пластов хлоркальциевого типа, удельный вес колеблется в небольших пределах 1.006-1.011 г/см³. По распределению отдельных компонентов и микрокопонентов воды всех пластов довольно однообразные. Содержание йона кальция находится в пределах 10-13мг-экв/л, йона магния 2-5 мг-экв/л, сульфатный ион находится в малом количестве. Содержание брома с увеличением минерализации увеличивается. Содержание йода по пластам Б₁,Б₁₀ 51.577 мг/л, а по пластам А₇,А₁₀ 64.463 мг/л, а так как содержание йода 15 мг/л являются промышленными, подземные йодные воды Быстринского месторождения могут явиться перспективными для практического использования. Солевой состав целиком обусловлен хлоридами натрия и кальция. Значительное преобладание хлоридов кальция над хлоридами магния, ничтожная сульфатность свидетельствует о застойных условиях водообмена, что является необходимым фактором образования и сохранения нефтяных и газовых залежей.

ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Механизм образования АСПО
В Российской федерации применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации – классы, типы и виды нефтей.

По содержанию парафина нефти разделяют на три вида:

- малопарафиновые, массовое содержание парафина не более 1,5%;

- парафиновые, массовое содержание парафина 1,5 – 6 %;

---

Смотрите также файлы

• Второй завтрак.docx

• Баалау білім алушыларды, малімдерді, мектепті, білім беру саласыны даму баытын анытайды жне ынталандырады.docx

• Пениспениспенис пениспениспенис пениспениспенис.docx

• Назовите отличия следующих понятий прекращение трудового договора.doc

• Выбор моделей, разработка схем нарядных причесок.docx