Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Бакалавра

Сравнительная характеристика геологической неоднородности пластов ЮС1 васюганской свиты и пласта АЧИМ1 Сортымской свиты Фаинского месторождения

Краснодар 2015

РЕФЕРАТ

ПАЛАЖНОВ Г. М. (выпускная квалификационная работа бакалавра) 78 л. текста, 5 рис., 15 табл., 17 источников, 2 приложений.

МАКРО И МИКРОНЕОДНОРОДНОСТЬ, КОЛЛЕКТОРА, КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА, ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ, СВОЙСТВАИ СОСТАВ, ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА, НТЕРПРИТАЦИЯ, АНАЛИЗ

Выпускная квалификационная работа бакалавра состоит из введения, 6 глав и заключения. Объектом исследования являются пласты ЮС₁¹ васюганской свиты и Ачим₁ сортымской свиты Фаинского нефтяного месторождения. Цель работы - изучение и анализ микро и макронеоднородности пластов ЮС₁¹ васюганской свиты и Ачим₁ сортымской свиты нефтяного месторождения с целью увеличения прироста запасов

В работе проанализированы продуктивные пласты для выявления макро и микронеоднородности. Проведена классификация коллекторов по пористости и проницаемости. На основе анализа были сделаны выводы о пористости и проницаемости пластов, распространенности различных классов коллекторов и с чем связанны эти показатели.

СОДЕРЖАНИЕ

• Введение
• 1. Общие сведения о фаинском месторождении
• 1.1 Физико-географический очерк
• 2. Геолого-физическая характеристика фаинского месторождения
• 2.1 История изученности месторождения
• 3. Нефтегазоносность
• 3.1 Краткая характеристика запасов нефти, состояния освоения месторождения
• 3.2 Свойства и состав нефти и растворенного газа
• 4. Гидрогеология
• 4.1 Гидрогеологическая, геотермическая и геокриологическая характеристики
• 4.2 Свойства и состав пластовой воды
• 5. Геологическое строение продуктивных пластов
• 6. Обобщение, анализ и интерпретация макро и микронеоднородности пластов Фаинского месторождения
• Заключение
• Список использованной литературы
• Приложение 1
• Приложение 2

CD - Текст выпускной квалификационной работы с иллюстрациями (1 диск)

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность дипломной работы - используя данные по микро- и макронеоднородности отдельного нефтяного пласта, можно выявлять участки, не вовлеченные в разработку.

Объектом исследования являются пласты ЮС₁¹ васюганской свиты и Ачим₁ сортымской свиты Фаинского нефтяного месторождения. Они входят в состав верхнеюрских образований (пласт ЮС₁¹) и нижнемеловых отложений (пласт Ачим₁) и является основным продуктивным объектом месторождения.

Цель дипломной работы - изучение и анализ микро и макронеоднородности пластов ЮС₁¹ васюганской свиты и Ачим₁ сортымской свиты нефтяного месторождения с целью увеличения прироста запасов.

Новизна - впервые уточнены участки, не вовлеченные в разработку методом изучения микро и макронеоднородности продуктивных отложений.

Задачи:

1. Анализ и характеристика фильтрационно-емкостных свойств, нефтенасыщенности.

2. Характеристика продуктивных пластов по параметрам (песчанистость, расчлененность, пористость, проницаемость).

3. Определение класса коллекторов.

4. Определение нефтеносности продуктивный пластов.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ФАИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Физико-географический очерк

Фаинское нефтяное месторождение расположено в междуречье реки Большой Юган и протоки Покамас в 70 км к востоку от города Нефтеюганска. Административно эта территория относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Активное промышленное освоение района в целях добычи нефти ведется с начала 60-х годов. За период освоения района создана вся необходимая промышленная инфраструктура: построены города Сургут и Нефтеюганск, производственные базы обслуживания, дороги с твердым покрытием, Сургутская ГРЭС, сеть высоковольтных ЛЭП, магистральные нефтепроводы. По территории района проходит железная дорога Тюмень - Новый Уренгой.

Город Нефтеюганск расположен на судоходной протоке Юганская Обь. Речной порт является одним из крупных по водной линии бассейна р. Оби.

Современные аэропорты г. Сургута и г. Нефтеюганска связываются воздушными линиями со многими городами Российской Федерации.

В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчлененную равнину, неравномерно покрытую лесом (рисунок 1).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Абсолютные отметки рельефа в основной части месторождения колеблются в пределах от + 40 до + 71 м. Таким образом, относительные колебания рельефа не превышают 30 м.

Основными водными артериями являются река Большой Юган и протока Покамас. Обе реки полноводные, характеризуются довольно спокойным течением, имеют извилистые русла. С конца мая до конца сентября по этим рекам возможна перевозка грузов на баржах.

Площадь месторождения сильно заболочена. Под болотами находится около 30 % территории.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким летом. Среднесуточная температура в декабре-марте - 25 °С, временами до - 50 °С. Средняя температура июля + 17 °С. Среднегодовая температура составляет - 3.3 °С.

Среднегодовая температура воздуха - 3,1^О С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января - 22^О С, а самого жаркого июля +17^О С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь - 55^О С, абсолютный максимум - на июнь - июль +34^О С. Продолжительность безморозного периода 98 дней, устойчивых морозов 156 дней. Средняя многолетняя дата первого заморозка осенью - 8 сентября, последнего - весной - 1 июня.

Осадков в районе выпадает много, особенно в теплый период с апреля по октябрь 467 мм, за холодный период с ноября по март выпадает 209 мм, годовая сумма осадков - 676 мм. Соответственно, держится высокая влажность воздуха. Средняя относительная влажность в течение года изменяется от 66% до 82%. Снежный покров образуется в среднем 23.10. дата схода - 15.5. Снежный покров держится 201 день.

В течение года преобладают ветры западного и юго-западного направлений. В январе - западного, юго-западного, а в июле - северного направления. Средне годовая скорость ветра - 4,9 м/сек, средняя за январь - 4,9 м/сек и средняя в июле - 4,5 м/сек.

Гидрографическая сеть территории Фаинского месторождения представлена р. Большой Юган с мелкими притоками и левобережными притоками пр. Покомас (левобережного притока пр. Юганская Обь): пр. Айпасл, пр. Сигней, р.Ниж. Черная речка (с правобережным притоком р. Верхняя Черная речка).

Реки являются типично-таежными с малым уклоном продольного профиля, обладают слабой способностью самоочищения. По характеру водного режима реки рассматриваемой территории относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года.

Характерной особенностью данного района является широко распространенные подпорные явления. Основной подпирающей рекой является река Обь. Роль подпирающей реки играет так же р. Бол. Юган, подпираемая в низовьях водами р. Оби, поэтому водный режим водотоков рассматриваемого района в период половодья определяется водным режимом р. Оби. Вскрытие рек происходит в начале мая, а полное очищение - во второй половине мая.

Кроме рек из гидрографических элементов много озер и болот. В долине Оби и Б. Югана озерный фонд образуют пойменные озера и озера-старицы. месторождение нефтенасыщенность свита микронеоднородность

В соответствии с действующим водоохранным законодательством на территории Фаинского месторождения выделены водоохранные зоны вокруг крупных озер и вдоль рек. Хозяйственная деятельность в водоохранных зонах и их ширина определены ст. 95 Водного Кодекса РФ (ФЗ-№ 74 от 03.06.2006). Ширина водоохранной зоны рек или ручьев устанавливается от их истока для рек и ручьев протяженностью: до 10 км - 50 м, от 10 до 50 км - 100 м, от 50 км и более - 200 м.

Ширина водоохраной зоны озера, водохранилища, за исключением озера, расположенного внутри болота, или озера, водохранилища с акваторией менее 0,5 км², устанавливается в размере 50 м.

По почвенно-географическому районированию Тюменской области территория Фаинское месторождение находится в Западно - Сибирской таёжно-лесной почвенно-биоклиматической области, подзоне среднетаёжных почв.

Большинство болотных массивов отличается чрезвычайной неоднородностью почвенного покрова. Частая пространственная смена почв с разной мощностью органогенного горизонта и различной степенью его разложения, чередование почв с открытой водной поверхностью озер и мочажин приводят к резко выраженной комплексности почвенного покрова.

Территория Фаинского месторождения отличается большим распространением пойменных экосистем. Пойменные почвы формируются преимущественно под влиянием аллювиальных процессов.

В южной части месторождения встречаются пойменные дерновые почвы. Данные почвы развиваются на гривах и дренируемых участках поймы высокого и среднего уровней под луговой растительностью, преимущественно на слоистых супесчано-суглинистых отложениях. Имеется хорошо выраженный гумусовый горизонт (гумуса до 4-6)

Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири территория Фаинского месторождения расположена в подзоне средней тайги Западной Сибири, а растительность поймы Оби относится к подзоне южной тайги, вследствие отепляющего воздействия реки Оби.

Сосновые с участием берёзы зеленомошно-ягодные и сосново-берёзовые с примесью осины зеленомошно-брусничные леса приурочены к приречным частям дренированных водоразделов (склоны).

Наибольшее распространение из млекопитающих имеют: заяц-беляк, белка; в меньшей степени встречаются лось, соболь, горностай, лисица красная, изредка горностай и колонок.

Из пернатых на площади месторождения встречаются: глухарь, тетерев, рябчик, белая куропатка, водоплавающие птицы.

Согласно материалов Красной Книги ХМАО (2003 года) территория Фаинского месторождения попадает в ареал распространения следующих видов животных и книг, отнесенных к «краснокнижникам» - обыкновенный турпан, скопа, обыкновенный осоед, большой подорлик, беркут, орлан-белохвост, сапсан, кобчик, серый журавль, большой кроншнеп, средний кроншнеп, филин, серый сорокопут.

Ихтиофауна водоемов представлена полупроходными (сиговые) и туводными видами рыб - щука, плотва, елец, гольян, караси (золотой и серебряный), язь и др.

2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ФАИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 История изученности месторождения

Фаинское месторождение открыто в 1981 году разведочной скважиной 1Р, пробуренной на Асомкинской площади, введено в разработку в 1986 году.

В ходе геологоразведочных работ промышленная нефтеносность установлена в пласте ЮС₁¹ (основная и Западно-Фаинская залежи) и в пласте Ачим₁ (Средне- и Южно-Асомкинская залежи).

В 2005 году был составлен «Анализ разработки Фаинского нефтяного месторождения» (протокол ЦКР № 3418 от 18.08.2005 г.), который в настоящее время является действующим проектным документом.

Одновременно с «Анализом разработки» составлялся пересчет запасов нефти и растворенного газа Фаинского нефтяного месторождения (пласт ЮС₁¹ основная и Западно-Фаинская залежи) и ТЭОКИН, который был утвержден в ГКЗ РФ (протокол № 1222-дсп от 07.07.2006 г.).

С момента составления последнего проектного документа и пересчета запасов в результате опробования 11 скважин в разрезе месторождения выявлено две залежи в пласте Ачим₁. В апреле 2007 года по результатам оперативного подсчета запасов были утверждены и поставлены на государственный баланс запасы нефти и растворенного газа по залежам пласта Ачим₁ (протокол ЦКЗ РФ 18/289 пр от 20.04.2007 г.).

В итоге, по состоянию на 01.01.2007 г. на Государственном балансе по Фаинскому месторождению числятся запасы нефти в следующих количествах:

- по категории ВС1 начальные геологические - 92.5 млн.т, начальные извлекаемые - 31.3 млн.т;

- по категории С2 начальные геологические - 28.1 млн.т, начальные извлекаемые - 6.2 млн.т;

В «Анализе разработки» 2005 г. была намечена программа исследовательских работ, реализация которой ведется в настоящее время:

ь проведено 86 промыслово-геофизических исследований, в т.ч. ИННК - 15, индикаторные исследования - 3, профиль приемистости и притока был снят по 68 скважинам;

ь гидродинамические исследования проведены по 52 скважинам.

Разработка месторождения начата в 1986 г. вводом в эксплуатацию основной залежи пласта ЮС₁¹, в 2006 г. в пробную эксплуатацию введена ачимовская толща.

На Фаинском месторождении пробурено 716 скважин. По состоянию на 1.01.2007 г. пласт ЮС₁¹ разрабатывается 264 скважинами, в действующем фонде объекта Ачим₁ пребывают 3 ед. На месторождении пробурено 709 скважин на основной залежи, Западно-Фаинская залежь в настоящее время вскрыта только 7 разведочными скважинами. По состоянию на 1.01.2007 г. накопленная добыча нефти по Фаинскому месторождению составила 16.8 млн.т., за 2006 г. добыто 587.3 тыс.т. при среднегодовой обводненности продукции 72.1 %.

На пласте ЮС₁¹ технология механизированной эксплуатации отработана, добывные возможности скважин установлены.

За весь период разработки залежь в целом подвергалась самым разнообразным воздействиям в процессе строительства и эксплуатации скважин, заводнения коллекторов, применения методов интенсификации притоков и увеличения нефтеотдачи.

В геологическом строении месторождения принимают участие осадочные терригенные породы мезозойско-кайнозойского чехла (мощностью около 3200 м) и эффузивно-осадочные метаморфизованные породы палеозойского фундамента (вскрытая толщина достигает 78 м) (таблица 1).

Отложения фундамента представлены вулканогенноосадочными породами - темно-серыми порфировидными базальтами, часто окварцованными, метаморфизированными аргиллитами и песчаниками.

Вышележащая кора выветривания фундамента толщиной до 82 м представлена пачкой переслаивающихся алевролитов и аргиллитов. Алевролиты грубозернистые с обильными включениями гальки размером 1-2.5 см; аргиллиты с прожилками кальцита и многочисленными зеркалами скольжения. Возраст коры выветривания предположительно триасовый. Признаков нефтегазоносности в доюрских образованиях не обнаружено.

В осадочном чехле, залегающем со стратиграфическим и угловым несогласием, выделяются отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем (таблица 1).

Юрские отложения представлены в разрезе тюменской, васюганской, георгиевской, боаженовской свитами. Они представлены глинами, аргиллитами песчаниками и алевролитами.

Тюменская свита (нижняя + средняя юра): верхняя часть: переслаивание темно-серых, почти черных аргиллитов, песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями известняков, включениями углистого и растительного детрита. В верхах свиты выделяется песчаный горизонт ЮС₂. Нижняя часть: переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов и глинисто-известковистых пород. В основании - прослои конгломератов и галька пород фундамента. Отложения свиты несогласно залегают на породах доюрского основания. Генезис - континентальный. Толщина 412-433 м.

Васюганская свита (средняя и верхняя юра, оксфорд-келловей): верхняя часть - преимущественно песчаники полимиктовые, мелкозернистые, средне- и плохо отсортированные, глинистые, с прослоями аргиллитов и плотных алевролитов, выделяемые как продуктивный пласт ЮС₁¹. Нижняя часть - преимущественно темно-серые аргиллиты и глинисто-известковистые породы с редкими линзами песчаников. Толщина 77-82 м.

Георгиевская свита (верхняя юра, киммеридж): Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком. Генезис - морской. Толщина 1-4 м.

Баженовская свита (верхняя юра, титон) в разрезе месторождения (скв. 1П, 7Р, 8Р, 9Р, 13Р, 14Р, 15Р, 16Р, 25Р, 31П) имеет аномальное строение отложений. Вскрытый этими скважинами разрез имеет резко увеличенную мощность. Здесь между фаунистически охарактеризованной георгиевской свитой и типичными битуминозными аргиллитами баженовской свиты выделяется довольно мощная пачка терригенных морских пород, отсутствующих в разрезе смежных площадей. Эту пачку песчано-глинистых пород еще называют подбаженовской. Толщина 20-125 м.

Подбаженовская пачка представлена неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников с преимущественным положением в разрезе глинистых пород. Аргиллиты серые и темно-серые, слюдистые и массивные, известковистые, неравномерно песчанистые, прослои битуминозные, твердые. Песчаники и алевролиты светло- и темно-серые, прослоями глинистые, в изобилии содержат обугленный растительный детрит. Песчаные прослои обычно небольшой мощности и слабо выдержаны по площади. В основном песчаники мелкозернистые, сильно известковистые, плотные, с низкими коллекторскими свойствами. Мощность подбаженовской пачки на изменяется от 41 м (скв. 25Р) до 75 м (скв. 15Р). Однако, в ряде законтурных скважин Асомкинской площади и смежных Южно-, Восточно- и Средне-Асомкинских площадей эта пачка пород полностью выпадает из разреза. Здесь породы баженовской свиты непосредственно налегают на глинистую георгиевскую свиту.

Меловые отложения в разрезе представлены сортымской, усть-балыкской, сангопайской, алымской, пакурской, кузнецовской, березовской, ганькинской свитами. В составе которых присутствуют глины, мергели, песчаник, алевролит, аргиллит.

Вышележащая сортымская свита (нижний мел, берриас-валанжин) представлена в своей нижней части (ачимовские отложения) песчаниками и алевролитами разнозернистыми и известковистыми. По результатам геолого-геофизических исследований и сопоставлению разрезов всех скважин ачимовских отложений на Фаинском месторождении было выделено три пласта Ачим₀, Ачим₁, Ачим₂. Толщина 456-560 м.

Отложения пласта Ачим₁ довольно равномерно распределены по площади месторождения. Общая толщина пласта достигает 79 м, проницаемая толщина пласта до 70 м. В песчаных прослоях пласта Ачим₁ Фаинского месторождения установлена промышленная нефтеносность.

Верхний пласт Ачим₀ залегающий в кровельной части ачимовской толщи, общей толщиной до 40 м, прослеживается на всей территории Фаинского месторождения. Необходимо отметить тот факт, что пласт Ачим₀ в большинстве скважин не охвачен каротажными диаграммами. В тех скважинах, в которых пласт изучен геофизикой, по своему строению отличается литологической изменчивостью в разрезе на всей изучаемой площади. Эффективная толщина пласта изменяется от 0 м до 20 м. Пласт Ачим₀ водонасыщен на всей территории Фаинского месторождения.

Усть-Балыкская свита (нижний мел, валанжин-баррем) переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Песчаники глинистые, слюдистые, редко слабоизвестковистые. По всему разрезу отмечается рассеянный углистый детрит. Выделяются песчаные пласты группы Б (БС₁-БС₉). В верхней части свиты присутствует пимская пачка глин темно-серых, плотных, слабоалевритистых и известковистых, толщина ее 10-30 м. Генезис - морской. Толщина 220-240 м.

Сангопайская свита (нижний мел, валанжин-баррем) переслаивание глин плотных, неяснослоистых и песчаников плохо отсортированных. Песчаные пласты, развитые в свите, выделяются под индексом АС₄-АС₁₂. Генезис - морской. Толщина 150-170 м.

Алымская свита (нижний мел, баррем-апт) Преимущественно плотные глинистые породы темно-серые (до черных), прослоями битуминозные, с редкими прослоями глинистых известняков. В верхней и нижней части алевритистые, переходящие в алевролиты. В низах разреза свиты на Сургутском своде выделяются песчаные пласты АС₁ и АС₃. Генезис - морской. Толщина 85-125 м.

Покурская свита (нижний-верхний мел, апт-альб-сеноман) нижняя часть (K₁a-al) - переслаивание серых глин и глинистых алевролитов. Верхняя часть (К₂s-d) - переслаивание песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты мелко- и среднезернистые, слабосцементированные, в различной степени глинистые, нередко известковистые, с растительным детритом. Глины имеют подчиненное значение, обогащены песчано-алевритовым материалом. Генезис отложений - континентальный. Толщина 840-875 м.

Кузнецовская свита (верхний мел, турон) глины темно-серые почти черные, уплотненные с примесью глауконита и тонкорассеяного пирита, с редкими прослоями опок и опоковидных глин. Генезис - предположительно прибрежно-морской. Толщина 20-30 м.

Березовская свита (верхний мел, коньяк-сантон-кампан) глины, с прослоями опок и опоковидных глин. Генезис принимается морской. Толщина 70-85 м.

Ганькинская свита (верхний мел-палеоцен, маастрихт-датский) глины, известковистые, переходящие в мергели. Встречаются зерна глауконита, включения сидерита. Генезис - морской. Толщина 80-90 м.

Палеогеновые отложения включают в себя талицкую, люлинворскую, тавдинскую, атлымскую, новомихайловскую, туртасскую свиты, которые включают в себя песок кварцевый, алевролит, глины.

Талицкая свита (Р₁) глины, плотные, монтмориллонитовые, иногда тонколистоватые. В верхней части разреза глины обогащены линзовидными включениями алевритов. Толщина 100-115 м.

Люлинворская свита (Р²₃) переслаивание глин опоковидных и диатомовых, переходящих прослоями в диатомиды. Толщина 205-215 м.

Тавдинская свита (Р¹₃) глины тонкослоистые до листоватых, прослоями алевритистые или с включениями линз алевритов. Толщина 160-170 м.

Атлымская свита (Р¹₃) пески кварцевые, разнозернистые с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Толщина до 50 м

Новомихайловская свита (Р²₃) глины, часто комковатые с прослоями слабо уплотненных алевролитов и бурых углей. Толщина 60-80 м.

Туртасская свита (Р³₃) переслаивание песков, алевролитов и глин. Пески и алевролиты кварцевые, с включениями зерен глауконита. Толщина 40-70 м.

В состав неогеновых отложений входят абросимовская, бешеульская, смирновская свиты, в состав которых входят глины, пески, суглинки, алевролиты.

Абросимовская свита (миоцен) (N¹₁) глины и пески, встречаются прослои лигнитов и отпечатки флоры. Толщина 50-150 м.

Бешеульская свита (миоцен) (N¹₁) переслаивание глин, алевролитов и песков. Толщина 30-80 м.

Смирновская свита (плиоцен) (N²₁) суглинки, глины, пески. Толщина до 30 м.

Четвертичные отложения (Q) озерно-аллювиальные образования: глины, пески, суглинки, супеси. Толщина 15-30 м.

Таблица 1 - Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза Фаинского нефтяного месторождения

Стратиграфические подразделения	Индекс	Толщина, м	Литологическая характеристика
Эон	Эра	Период		Название
Фанерозой	Кайнозойская (KZ)все	Четвертичная система	Qвсе	Четвертичные отложения	Q	15-30	Озерно-аллювиальные образования: глины, пески, суглинки, супеси
				Перерыв в осадконакоплении
		Неогеновая система			N
			N1	Смирновская свита (плиоцен)	N21	до 30	Суглинки, глины, пески
				Бешеульская свита (миоцен)	N11	30-80	Переслаивание глин, алевролитов и песков
				Абросимовская свита (миоцен)	N11	50-150	Глины и пески, встречаются прослои лигнитов и отпечатки флоры
		Палеогеновая система			Р
			P3	Туртасская свита	Р33	40-70	Переслаивание песков, алевролитов и глин. Пески и алевролиты кварцевые, с включениями зерен глауконита
				Новомихайловская свита	Р23	60-80	Глины, часто комковатые с прослоями слабо уплотненных алевролитов и бурых углей
				Атлымская свита	Р13	до 50	Пески кварцевые, разнозернистые с прослоями линзовидных включений песчанистых глин
				Тавдинская свита	Р13	160-170	Глины тонкослоистые до листоватых, прослоями алевритистые или с включениями линз алевритов
				Люлинворская свита	Р23	205-215	Переслаивание глин опоковидных и диатомовых, переходящих прослоями в диатомиды
			P1	Талицкая свита	Р1	100-115	Глины, плотные, монтмориллонитовые, иногда тонколистоватые. В верхней части разреза глины обогащены линзовидными включениями алевритов
	Мезозойская (MZ)	Меловая система			К
			K2	Ганькинская свита (маастрихт-дат)	К2m-d	80-90	Глины, известковистые, переходящие в мергели. Встречаются зерна глауконита, включения сидерита. Генезис - морской
				Березовская свита (коньяк-сантон-кампан)	К2k-km	70-85	Глины, с прослоями опок и опоковидных глин. Генезис принимается морской
				Кузнецовская свита (турон)	К2t	20-30	Глины темно-серые почти черные, уплотненные с примесью глауконита и тонкорассеяного пирита, с редкими прослоями опок и опоковидных глин. Генезис - предположительно прибрежно-морской
			K1-K2	Покурская свита (апт-альб-сеноман)	К2s-K1-a-al	840-875	Нижняя часть (K1a-al) - переслаивание серых глин и глинистых алевролитов. Верхняя часть (К2s-d) - переслаивание песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты мелко- и среднезернистые, слабосцементированные, в различной степени глинистые, нередко известковистые, с растительным детритом. Глины имеют подчиненное значение, обогащены песчано-алевритовым материалом. Генезис отложений - континентальный
			K1	Алымская свита (баррем-апт)	К1br-ap	85-125	Преимущественно плотные глинистые породы темно-серые (до черных), прослоями битуминозные, с редкими прослоями глинистых известняков. В верхней и нижней части алевритистые, переходящие в алевролиты. В низах разреза свиты на Сургутском своде выделяются песчаные пласты АС1 и АС3. Генезис - морской.
				Сангопайская свита (валанжин-баррем)	К1v-br	150-170	Переслаивание глин плотных, неяснослоистых и песчаников плохо отсортированных. Песчаные пласты, развитые в свите, выделяются под индексом АС4-АС12. Генезис - морской.
				Усть-Балыкская свита (валанжин-баррем)	К1v-br	220-240	Переслаивание песчаников, алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобных глин. Песчаники глинистые, слюдистые, редко слабоизвестковистые. По всему разрезу отмечается рассеянный углистый детрит. Выделяются песчаные пласты группы Б (БС1-БС9). В верхней части свиты присутствует пимская пачка глин темно-серых, плотных, слабоалевритистых и известковистых, толщина ее 10-30 м. Генезис - морской.
				Сортымская свита (берриас-валанжин)	К1B-v	456-560	Сложена песчано-глинистыми породами. В основании свиты залегает пачка темно-серых аргиллитов толщиной 10-30 м, выше - толща чередования песчано-алевритовых пород, выделяемая как ачимовская пачка. Её толщина колеблется в 150-200 м. Песчаники и алевролиты мелкозернистые, плотные, с низкими ФЕС. В верхней части свиты залегают песчаные пласты, индексируемые как БС10-БС12. Генезис - морской.
		Юрская система			J
			J3	Баженовская свита (титон)	J3tt	20-125	По литологическим особенностям выделяются два типа разреза: глинистый («нормальный») и глинисто-песчаный («аномальный»). Первый тип - аргиллиты темно-серые, почти черные, битуминозные, плотные, слюдистые. Толщина 18-25 м. Второй тип - переслаивание пачек аргиллитов битуминозных и небитуминозных, кремнисто-глинистых пород, радиоляритов, песчаников. Толщина 120-125 м. Выделяется четыре потенциально-продуктивных песчаных пласта.
				Георгиевская свита (киммеридж)	J3km	1-4	Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком. Генезис - морской.
			J1-2	Васюганская свита (оксфорд-келловей)	J3k-0	77-82	Верхняя часть - преимущественно песчаники полимиктовые, мелкозернистые, средне- и плохо отсортированные, глинистые, с прослоями аргиллитов и плотных алевролитов, выделяемые как продуктивный пласт ЮС11. Нижняя часть - преимущественно темно-серые аргиллиты и глинисто-известковистые породы с редкими линзами песчаников.
				Тюменская свита (нижняя + средняя юра)	J1-2	412-433	Верхняя часть: переслаивание темно-серых, почти черных аргиллитов, песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями известняков, включениями углистого и растительного детрита. В верхах свиты выделяется песчаный горизонт ЮС2. Нижняя часть: переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов и глинисто-известковистых пород. В основании - прослои конгломератов и галька пород фундамента. Отложения свиты несогласно залегают на породах доюрского основания. Генезис - континентальный.

Индексация пластов на Фаинском месторождении соответствует индексации других месторождений Сургутского свода, разрезы которых хорошо коррелируется с разрезом изучаемого месторождения.

В юрских отложениях Сургутского свода выделяют три горизонта: ЮС₀ (баженовская свита), ЮС₁ (верхняя часть васюганской свиты) и ЮС₂ (тюменская свита). В свою очередь в горизонте ЮС₁ выделяются пласты ЮС₁¹, ЮС₁² и ЮС₁³.

Пласт ЮС₁³ представлен преимущественно темно-серыми аргиллитами и глинисто-известковистыми породами с редкими линзами песчаников.

Пласт ЮС₁² сильно заглинизирован - лишь треть площади представлена песчаными фациями, которые представляют собой 1-4 маломощных песчаных пропластка ограниченного развития. Общая мощность пласта колеблется 3-20 м, составляя в среднем 6 м.

Промышленная продуктивность юрских отложений Сургутского свода, Фаинского месторождения, связана с верхним песчаным пластом ЮС ₁¹. Пласт достаточно хорошо выдержан - его толщина незначительно увеличивается с востока (30 м) на запад (35 м), за исключением наиболее гипсометрически высокого участка площади, где мощности уменьшаются до 25 м.

Выше по разрезу залегают темно-серые аргиллиты георгиевских отложений. Толщина отложений составляет в среднем около 3 м.

В региональном тектоническом отношении Фаинское месторождение приурочено к Фаинской котловине, расположенной в северном борту Юганской мегавпадины (структура I порядка) - в зоне сопряжения Сургутского (на западе), и Нижневартовского (на востоке) сводов. С юга-запада ограничивается Усть-Балык-Мамонтовским валом, с северо-запада Солкинской седловиной и располагающейся севкернее Восточно-Сургутской террасой, на северо-востоке Восточно-Еловой седловиной. На юго-западе ограничивается Южно-Покамасовской седловиной и Угутским валом. Месторождение объединяет ряд локальных структур III и IV порядка: Асомкинскую, Восточно-Асомкинскую, Средне-Асомкинскую, Западно-Фаинскую и ряд более мелких безымянных поднятий V порядка (рисунок 2).

В 2000 г. специалистами ОАО «Тюменьнефтегеофизика» проведены работы по переработке ранее проведенных сейсмических исследований на площади Фаинского месторождения [1].

По имеющимся данным Фаинское месторождение представляет собой поднятие субширотного простирания со сложными геометрическими очертаниями. Все выявленные в настоящее время поднятия или купола (за исключением Западно-Фаинского) объединяются в единое сложнопостроенное изометричное поднятие, которое оконтуривается близкой по абсолютной отметке изогипсой, что предопределяет слияние отдельных небольших залежей в одну нефтяную залежь. Размеры Фаинского поднятия по оконтуривающей изогипсе -2900 м составляют 30*20 км, высота 85-90 м.

Свод поднятия слегка смещен в северном направлении, что определяет асимметричное строение структуры в поперечных сечениях. Углы падения пород на крыльях редко превышают 1-1.5°.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Северный склон поднятия более крутой в сравнении с южным, нередко осложняется широкими неглубокими заливами и выступами. Южный - широкий и пологий, осложнен структурными носами и неглубокими (до 30 м) прогибами субмеридионального простирания. Западный склон также пологий и широкий (3-4 км), в краевых частях осложнен отдельными структурными носами и заливами. Внутренняя структура Фаинского поднятия представляется многокупольной, многовершинной и сложнопостроенной. Многочисленные положительные формы структурного плана отделяются друг от друга узкими (1.25 ч 1.5 км) и малоамплитудными (<20 м) понижениями.

На юго-западном продолжении основного поднятия в контуре изогипсы -2900 м выделяется Западно-Фаинское поднятие. Оно простирается с юго-запада на северо-восток и неглубокой седловиной (до 20 м) отделяется от западного склона основного поднятия. Размеры поднятия по изогипсе -2900 м составляют 10.5*6.25-2.5 км и высота до 30 м.

3. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

3.1 Краткая характеристика запасов нефти, состояния освоения месторождения

Фаинское нефтяное месторождение расположено в зоне сочленения Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов, которые являются составной частью Средне-Обской нефтегазоносной области. По запасам и добыче нефти эта область является одним из основных районов в Западной Сибири.

В разрезе Фаинского месторождения на основании данных ГИС, исследований керна, опробования скважин, а также глубокого разведочного и эксплуатационного бурения промышленно нефтеносными являются верхнеюрские образования (пласт ЮС₁¹ васюганской свиты) и нижнемеловые отложения (пласт Ачим₁ сортымской свиты). К настоящему времени на месторождении выявлено 4 залежи нефти: Основная (Фаинская), Западно-Фаинская, Южно-Асомкинская, Средне-Асомкинская (приложение А).

В ходе опробования 127 скважин получены притоки нефти до 168 м³/сут. (скв. 8Р).

Залежи пласта ЮС₁¹

Продуктивный пласт ЮС₁¹ развит по всей площади месторождения, локальная зона отсутствия коллекторов выявлена только в районе скв. 630 и 334. В то же время разрез пласта характеризуется значительной литолого-фациальной неоднородностью, выражающейся как в значительной расчлененности, так и в частом замещении отдельных проницаемых прослоев непроницаемыми разностями. Это определяет наличие многочисленных линз, образующих в процессе разработки тупиковые и слабодренируемые зоны.

В настоящее время на Фаинском месторождении выявлены две отдельные залежи нефти в пласте ЮС₁¹ (Фаинская или Основная, и Западно-Фаинская).

Основным объектом разработки на месторождении является Основная (Фаинская) залежь, которая вскрыта, в пределах контура нефтеносности, 675 скважинами. По типу залежь относится к пластово-сводовым с обширной (более 62 %) водонефтяной зоной. Размеры залежи: длина 26.5 км, ширина в западной части является максимальной и составляет 18.5 км, постепенно сужаясь к востоку до 1.6 км, этаж нефтеносности - 70 м.

По материалам, полученным в ходе интерпретации материалов ГИС, а также опробования скважин выявлено, что гипсометрическое положение водонефтяного контакта в северной части основной залежи (Асомкинская площадь) отмечается на отметке -2911.0 м, в то время как ВНК остальной части залежи прослеживается на более высокой абсолютной отметке -2900.0 м [1].

На Западно-Фаинской залежи к настоящему времени пробурено 7 разведочных скважин, все они попали в контур нефтеносности, в скв. 11Р, 55Р, 58Р, 59Р и 67Р пласт по материалам ГИС и опробования нефтенасыщен до подошвы. Водоносные коллектора в пласте ЮС₁¹ по этой залежи выделяются только в скв. 57Р, где они отделены от нефтеносных интервалов непроницаемой толщей порядка 8 м.

По типу залежь относится к пластово-сводовым. Размеры залежи составляют 11.0*6.8ч2.7 км, высота порядка 30 м. ВНЗ занимает 32 % площади нефтеносности.

При испытании пласта в скв. 57Р, где из интервала глубин 2961-2963 м (а.о. -2921.6 -2923.6 м) получен безводный приток нефти дебитом 8.09 м³/сут., положение ВНК принято по подошве нефтенасыщенных коллекторов на а.о. -2925.4 м. Эта отметка нуждается в дальнейшем уточнении по мере геологического изучения залежи в ходе разбуривания, т.к. ниже этой отметки в скв. 58Р выделен интервал коллектора с абсолютными отметками -2926.3ч-2927.4 м с б_сп = 0.57 и Rп = 10.9 Ом*м, который интерпретируется как нефтеносный, но перфорацией не вскрыт и его продуктивность не подтверждена. В других скважинах этого участка он не прослеживается.

По результатам геологического моделирования площадь нефтеносности составила: 203 906 тыс.м² - Основная залежь, 50 920 тыс.м² - Западно-Фаинская залежь, что сопоставимо (отклонения в пределах 1.5 %) с величиной из государственного баланса - 206 279 и 51 414 тыс.м², соответственно.

Залежи пласта Ачим1

Пласт Ачим₁ вскрыт бурением на глубине -1600 м. Промышленная нефтеносность ачимовских отложений на Фаинском месторождении установлена в 2006 году, когда скважины, ранее работающие на отложениях пласта ЮС₁¹, были переведены на ачимовские отложения. Нефтеносность подтверждена в пределах двух структурных площадей: Южно-Асомкинской (район скв. 24Р, 16Р, 70Р) и Средне-Асомкинской (район скв. 18Р, 358).

В скв. 564 (Южно-Асомкинская залежь) при испытании интервала 3200-3228 м (а.о.-2745.7 -2773.7 м) получен приток нефти 24.9 м³/сут с водой (62.7 %). В скв. 278 при опробовании интервала 2846-2872 м (а.о. -2759.0 -2785.0 м) также получен приток нефти 21.05 м³/сут с водой (77.5 %). При испытании пласта в скв. 32Р из интервала перфорации -2827-2858 м (-2758.0 -2789.0 м) получен дебит нефти 6 м³/сут и воды 2 м³/сут.

Учитывая промыслово-геофизические материалы и данные опробования, положение ВНК в принято на отметке -2784 м.

Тип залежи пластово-сводовый с обширной водонефтяной зоной (92.3 %). Размеры залежи: 9.8*4 км, высота 38 м.

Севернее находится Средне-Асомкинская залежь. По результатам опробования в скв. 358 из интервала перфорации 2996-3036 м (а.о. -2760.8 -2800.8 м) получен приток нефти 9.2 м³/сут с водой (91.5 %). В скв. 456 из интервала перфорации 2833-2866 м (а.о. -2754.1 -2787.1 м) получен приток нефти 28.8 м³/сут с водой (65.0 %). В скважине 627 из интервала перфорации 3032-3072 м (а.о. -2728.6 -2768.6 м) получен нефти 29.1 м³/сут, с водой (65.0 %).

Водонефтяной контакт по данным геофизических исследований и результатов опробования скважин принят на отметке -2765.0 м.

Залежь неполнопластового типа. Размеры залежи составляют 4.8*3 км, высота 21 м.

По результатам геологического моделирования площадь нефтеносности Южно-Асомкинской залежи составила 41951 тыс.м², Средне-Асомкинской - 10475 тыс.м², что сопоставимо с величинами, принятыми при постановке запасов на государственный баланс (41425 и 10517 тыс.м², соответственно), расхождение 1.3 % и 0.4 %.

Таким образом, промышленная нефтеносность Фаинского месторождения доказана в отложениях васюганской (пласт ЮC₁¹) и сортымской свит (пласт Ачим₁). В ходе опробования на Фаинском месторождении получены притоки нефти до 168 м³/сут.

3.2 Свойства и состав нефти и растворенного газа

Свойства пластовой нефти и растворенного газа, а также исследования поверхностных проб нефти Фаинского месторождения изучались по результатам анализов, выполненных в лабораториях СибНИИНП и аккредитованной лаборатории ООО "ЮганскНИПИнефть (Аттестат аккредитации № РОСС RU.0001.513820 от 11.03.2003 г.)

Поверхностные пробы отбирались в чистые бутылки, закупоривались и документировались. Глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками ВПП-300.

В начальный период эксплуатации месторождения отбор пластовой нефти проводился в разведочных и фонтанных скважинах. Глубинные пробы нефти отбирались после исследования скважин на различных режимах с тем, чтобы выбрать оптимальные условия отбора проб. Глубинные пробы нефти отбирались при забойных давлениях, превышающих давление насыщения. При отборе проб скважина переводилась на режим с возможно меньшей депрессиией (2-4 мм штуцер). Необходимая длительность работы скважины определялась по стабилизации пластовых и забойных давлений. В настоящее время отбор глубинных проб нефти в основном проводится в скважинах, оборудованных УЭЦН без их подъема в соответствии с руководством по отбору глубинных проб нефти.

Перед отбором пробы скважину останавливали до полного восстановления уровня в затрубном пространстве. В точке отбора прибором АМТ-06 замерялось давление и температура, определялся водораздел. Глубина отбора выбиралась с расчетом, чтобы давление в точке отбора значительно превышало давление насыщения. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти представлены в таблице 2.

Пласт ЮС₁¹

С начала разработки по пласту ЮС₁¹ исследовано 56 проб пластовой нефти из 19 скважин и 20 проб разгазированной нефти из 17 скважин.

Среднее начальное пластовое давление по пласту ЮС₁¹ составляет 29.3 МПа, давление насыщения 9.01 МПа, пластовая температура 94С.

Плотность пластовой нефти 746.4 кг/м³, объемный коэффициент 1.241, вязкость пластовой нефти 1.14 мПа*с, плотность газа 1.253 кг/м³. По данным однократного разгазирования среднее газосодержание по пласту 82.7 м³/т.

По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти 832 кг/м³, газосодержание 70.5 м³/т, объемный коэффициент 1.196, плотность газа 1.084 кг/м³. Молярная масса пластовой нефти 129 г/моль. Содержание метана в нефти в среднем по пласту 21.84 % мольных. Суммарное количество углеводородов состава С₂Н₆-С₅Н₁₂ 22.96 % мольных. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Нефти пласта ЮС₁¹ Фаинского месторождения являются легкими и по товарной характеристике относятся к сернистым, малопарафинистым, малосмолистым.

Количество легких углеводородов состава С_1-5, растворенных в разгазированной нефти, составляет 11.76 % мол.

Газ однократной стандартной сепарации содержит метана 54.22 % мольных, двуокиси углерода 1.92 %, азота 1.35 %. Молярная масса газа 30.21.

Газ ступенчатой сепарации содержит метана 62.0 % мольных, 2.23 % углекислого газа, 1.53 % азота. Нефтяной газ жирный. Отношение этана к пропану меньше единицы, что характерно для газа нефтяных залежей.

В поверхностных условиях средняя величина плотности сепарированной нефти составляет 844 кг/м³, средняя вязкость сепарированной нефти при 20С - 7.13 мПа*с. Среднее содержание серы составляет 1.26 %, парафина - 2.08 %, смол селикагелевых - 4.22 %. Выход фракций до 300С - 47.8 %.

Содержание в нефтяном газе целевых углеводородных компонентов:

этан	158.3 г/м3;
пропан	260.5 г/м3;
бутаны	128.3 г/м3;
пентаны	41.3 г/м3.

При задании PVT-свойств в ходе гидродинамического моделирования в настоящей работе приняты следующие параметры:

газосодержание, м3/т	70.5
плотность сепарированной нефти, кг/м3	832
вязкость пластовой нефти, мПа*с	1.14
объемный коэффициент	1.196
пересчетный коэффициент	0.836

Пласт Ачим1

На Фаинском месторождении глубинных проб из пласта Ачим1 не отобрано, в связи с этим основные характеристики пластовых флюидов были приняты по аналогии с Восточно-Сургутским месторождением. Всего отобрано и исследовано только 3 глубинных и 3 поверхностных пробы нефти из скважины 166 (Восточно-Сургутское месторождение).

Пластовое давление в среднем по горизонту 27.7 МПа, пластовая температура 95 С. Давление насыщения ниже пластового и в среднем по горизонту составляет 10.27 МПа, вязкость пластовой нефти 1.16 мПа*с.

По данным однократного разгазирования среднее газосодержание по пласту 78.5 м³/т, плотность пластовой нефти 783 кг/м³, сепарированной - 846 кг/м³, объемный коэффициент 1.177 д.ед., вязкость пластовой нефти 1.16 мПа*с, плотность газа 1.137 кг/м³.

По данным ступенчатого разгазирования плотность сепарированной нефти 860 кг/м³, газосодержание 69.6 м³/т, объемный коэффициент 1.146, плотность газа 1.000 кг/м³. Молярная масса пластовой нефти 130 г/моль. Содержание метана в нефти в среднем по пласту 23.63 % мольных. Суммарное количество углеводородов состава С₂Н₆-С₅Н₁₂ 17.43 % мольных. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Нефти пласта Ачим₁ являются тяжелыми и по товарной характеристике относятся к сернистым, парафинистым, малосмолистым.

Содержание легких углеводородов состава С_1-5, растворенных в разгазированной нефти, составляет в среднем 6.84 % мол.

Газ однократной стандартной сепарации содержит метана 60.30 % мольных, двуокиси углерода 1.66 %, азота 1.44 %. Молярная масса газа 27.34.

Газ ступенчатой сепарации жирный. Молярная доля метана в нем 67.03% мольных, углекислого газа 1.85 %, азота 1.59 %. Отношение этана к пропану меньше единицы.

На основании вышесказанного для нефти и растворенного газа пласта Ачим₁ в ходе гидродинамического моделирования приняты следующие параметры:

газосодержание, м3/т	70.0
плотность сепарированной нефти, кг/м3	860
вязкость пластовой нефти, мПа*с	1.16
объемный коэффициент	1.148
пересчетный коэффициент	0.871

По всем этим показателям нефть Фаинского месторождения является типичной для нефтяных месторождений Среднего Приобья.

Таблица 2 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Фаинского месторождения [3]

Параметры	Кол-во исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Пласт ЮС11
Динамическая вязкость; мПа*с
при Т 20 oС	20	20	4.78-12.98	7.13
при Т 50 oС	20	20	1.82-5.35	3.43
Температура плавления парафина; оС	17	17	51-63	57
Массовое содержание, %	Серы	20	20	0.86-3.16	1.26
	смол силикагелевых	18	18	2.09-9.54	4.22
	асфальтенов	18	18	0.36-5.14	0.89
	парафина	20	20	0.8-3.94	2.08
	Воды	11	11	0-20	2.3
Температура начала кипения; оС	20	20	50-86	66
Объемный выход фракций, %	до 100 oС	20	20	0.7-9	3.6
	до 150 oС	20	20	8-20	14
	до200 oС	20	20	17-31	24.4
	до 250 oС	20	20	26.5-43	35.8
	до 300 oС	20	20	37-53.5	47.8
	до 350 oС	20	20	55-68	63.3
Классификация нефти	IIТ1П2 (ОСТ 38.01197-80)
Пласт Ачим1*
Динамическая вязкость; мПа*с
при Т 20 oС	1	3	-	15.5
при Т 50 oС	1	3	-	2.43
Температура плавления парафина; оС	-	-	-	-
Массовое содержание, %	Серы	1	3	-	1.71
	смол силикагелевых	1	3	-	16.48
	асфальтенов	1	3	-	12.26
	парафина	1	3	-	2.34
	Воды	-	-	-	-
Температура начала кипения; оС	1	3	-	54
Объемный выход фракций, %	до 100 oС	1	3	-	н/д
	до 150 oС	1	3	-	н/д
	до200 oС	1	3	-	н/д
	до 250 oС	1	3	-	н/д
	до 300 oС	1	3	-	н/д
Классификация нефти	IIT1П2 (ОСТ 38.01197-80)

* - данные по ачимовским отложениям Восточно-Сургутского месторождения

Нефти пласта ЮС₁¹ Фаинского месторождения являются легкими 0.832 г/м³ и по товарной характеристике относятся к сернистым, малопарафинистым, малосмолистым. Количество легких углеводородов состава С_1-5, растворенных в разгазированной нефти, составляет 11.76 %.

Нефти пласта Ачим₁ являются тяжелыми 0.86 г/м³ и по товарной характеристике относятся к сернистым, парафинистым, малосмолистым. Содержание легких углеводородов состава С_1-5, растворенных в разгазированной нефти, составляет в среднем 6.84 %.

Фракционный состав нефти пласта ЮС1: серы 1,26%, смол силикагелевых 4,22%, асфальтенов 0,89%, парафина 2,08%, воды 2.3%.

Фракционный состав нефти пласта Ачим1: серы 1,71%, смол силикагелевых 16,48%, асфальтенов 12,26%, парафина 2,34%, воды 0%.

4. ГИДРОГЕОЛОГИЯ

4.1 Гидрогеологическая, геотермическая и геокриологическая характеристики

Подземные воды являются безнапорными гидрокарбонатно-натриевого и хлор-кальциевого типа с минерализацией от 15.5 до 22.6 г/л. В составе вод преобладают хлор, натрий, гидрокарбонат и подчиненное значение имеют кальций и магний.

Из микрокомпонентов определены йод (0.9-18.4 мг/л), бром (12.4-50.8 мг/л), бор (4.6-30 мг/л), кремний (10-79.3 мг/л).

Подземные воды повсеместно насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава.

Пластовые температуры по пласту ЮС₁¹ изменяется в пределах 80-106 °С, по ачимовским отложениям температура увеличивается вниз по разрезу от +65 до +78 °С

Фаинское месторождение приурочено к южной геокриологической зоне, характеризующейся двухслойным строением (1-й слой современной мерзлоты и 2-ой слой древний мерзлоты).

Многолетнемерзлыми породами первого слоя в районе являются песчаные и песчано-глинистые образования тавдинской и атлымской свит.

Глубина их залегания на водоразделах 180-200 м, толщина 20-70 м. Под поймами крупных рек, а иногда под первой надпойменной террасой, современные мерзлые породы отсутствуют совсем. На поверхности породы слоя современной мерзлоты практически не встречаются.

Породы слоя древней мерзлоты являются слоисто-мерзлыми слабольдистыми и обладают массивной криогенной структурой.

Вышележащие по разрезу прослои и пласты глин новомихайловской и туртасской свит затрудняли инфильтрацию талых поверхностных вод на глубину, что и препятствовало полному протаиванию древнего слоя мерзлоты.

Температура в разрезе слоя древней мерзлоты установилась на точке плавления льда в условиях данного геологического разреза и, по-видимому, составляет не ниже - 0.1-0.2 °С.

4.2 Свойства и состав пластовой воды

Подземные воды пласта ЮС₁¹ являются безнапорными гидрокарбонатно-натриевого и хлор-кальциевого типа с минерализацией от 15.5 до 22.6 г/л. В составе вод преобладают хлор, натрий, гидрокарбонат и подчиненное значение имеют кальций и магний.