Вачимское месторождение

Вачимское месторождение – одно из пяти месторождений, разрабатываемых НГДУ “Быстринскнефть” , расположено вблизи крупных месторождений, таких как Фёдоровское, Лянторское, Быстринское и Яун-Лорское. В административном отношении Вачимское месторождение находится на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 70 км к северо-западу от города Сургута. Непосредственно на площади работ населённые пункты отсутствуют. Ближайшими являются г.Сургут, г. Лянтор.

В тектоническом отношении Вачимское месторождение представляет собой систему локальных поднятий: Куншанского, Карьяунского, Таплорского, Сапоркинского, Мильтонского.

Карьяунское поднятие расположено в северо-западной части месторождения (район разведочных скважин 9,21,27) и представляет собой антиклинальную складку субмеридионального направления с размерами по замыкающей изогипсе 1970 м. 2,5х6 км. с амплитудой 20 метров.

Таплорское поднятие расположено в 4-5 км юго-восточнее Карьяунского поднятия (район разведочных скважин 8,46,49,19,57,20,24) и представляет собой антиклинальную изометрическую складку северо-восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 1970 6,5х8,5 км с амплитудой 30 метров.

Куншанское поднятие расположено в 4-5 км к югу от Карьяунского и представляет собой антиклинальную изометрическую складку северо-восточного направления. Размер по замыкающей изогипсе 1970 2х6 км с амплитудой 10 метров.

Сапоркинское поднятие расположено к юго-востоку от Вачимского и представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания. Размер 3 х 5 км по замыкающей изогипсе 1930 м с амплитудой 10 метров.

Северо-восточнее Сапоркинского поднятия расположено Мильтонское поднятие, осложнённое двумя куполами. Размер северного купола 3х6,5км по замыкающей изогипсе 1930 м с амплитудой 20 м. Размер южного купола 1,5х4,5 км. по замыкающей изогипсе 1930 м. и амплитудой около 10 метров.

По изогипсе 1970 м Вачимское, Сапоркинское, и Мильтонское поднятия объединяются в одно изометрическое поднятие с размерами 15х19 км и амплитудой около 40 метров.

По изогипсе 1990 м вышеописанное поднятие объединяется с Куншанским, Карьяунским, и Таплорским поднятиями в одну приподнятую зону, осложняющую северную часть Минчимского куполовидного поднятия.

Пласт АС10 представлен только на Вачимском поднятии в районе разведочной скважины 50. ВНК залежи принят на абсолютной отметке 1964,4 метров. Залежь сводовая, водоплавающая.

Пласт АС9 в морфологическом отношении характеризуется двумя типами разреза. В первом случае пласт представляет собой монолит, внутри которого выделяются 2 -3 мощных интервала песчаника, разделенных между собой глинистыми и карбонатными прослоями толщиной 0.5-2.0 м. Чаще преобладает разрез, представленный переслаиванием тонких прослоев песчаников, алевролитов и глин. В этом случае пласт сильно расчленен и максимальное число пропластков в нем около десяти. Монолитное строение присутствует в основном на Карьяунском и в северной части Мильтонского поднятия. Коллекторские свойства пласта АС9 исследовались по разрезу 15 скважин. Коэффициент пористости изменяется по толщине пласта и составляет в газоносной зоне – 0,24; в нефтегазовой - 0,25; в нефтяной - 0,26; в водоносной зоне 0,27. Покрышка пласта АС9 сложена глинистыми породами, толщина которых колеблется от 1,0 м до 2,2 м. По пласту в пределах Вачимского месторождения выделяются 5 обособленных залежей: Южная, залежь в районе скв. № 30, залежь в районе скв. № 58, залежь Вачимского поднятия, Северная залежь. Основная часть запасов по залежам приурочена к водонефтяной зоне. Пласт АС8 имеет линзовидное строение. Литологически пласт представлен песчаниками, более мелкозернистыми, чем в пласте АС9, алевролитами, часто глинистыми и глинами. Коэффициент пористости изменяется по толщине пласта и составляет в газоносной зоне – 0,245; в нефтегазовой - 0,238; в нефтяной - 0,238; в водоносной зоне 0,237. Толщина глинистого раздела между пластами АС8 и АС7 изменяется от 0.4 м до 6.0 м, составляя в среднем 2,7 м. ВНК изменяется с юга на север от 1928м до 1970 м, ГНК от 1916 м до 1955 м.

Пласт АС7 литологически представлен песчаниками и преобладающими в нем алевролитами. Пористость не изменяется по зонам, составляя в среднем 0,254. Низкие коллекторские свойства пласта обуславливают его невысокие добывные возможности. ВНК на южной залежи принят на отметке 1922 м, ГНК 1895 м.

Пласт ЮС-2 характеризуется низкой продуктивностью, слабой изученностью параметров пласта и физико-химических свойств.

Вязкость пластовой воды 0,51 мПа·с. Минерализация составляет 15,023 г/л. На Вачимском газонефтяном месторождении чаще всего встречается гидрокарбононатриевый и хлоркальциевый тип воды. В ряде проб встречаются сульфаты до 16,3 мг/л.

Параметры пластов Вачимского месторождения

Пласт	Ед.изм.	АС-7	АС-8	АС-9	ЮС-2
Параметры
Средняя глубина залегания	м	1990	2010	2030	2733
Тип залежи	Пластово-сводовая, газонефтеная				Пластово- сводовая
Система разработки		Площадная девяти-точечная	Площадная девяти- точечная	Площадная девяти- точечная	2 элемента плошадной системы
Плотность сетки скважин	га/скв	25	25	25 сев. Зал.-16	25
Общая мощность	м	12,2-17,6	1,0-8,4	13-29	4,2-30,0
Средняя г/насыщ. толщина	м	6,9-2,4	1,5-2,2	6,7-2,9
Средняя н/насыщ. толщина	м	8,5	1,7-2,6	8,0-7,1	3,1
Отметка ГНК	м	1940	С.-1957 ю.-1916	С.-1966 ю.-1923
Отметка ВНК	м	1946	С.-1970 ю.-1940	С.-1980 ю.-1945	2685
Пористость	%	25	26	27	16
Нефтенасыщенность	доли ед.	0,52	0,53	0,66	0,63
Проницаемость	мкм2	0,031	0,170	0,260	0,0012
Гидропроводность	мкм3/ мПа·с	50,3	-	84,8	52,7
Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,76	0,6	0,61	0,3
Коэффициент расчлененности	доли ед.	5,64	1,92	6,18	3,97
Показатель неоднородности		С.-0,219 ю.-0,214		С.-0,401 ю.-0,493
Пластовая температура	град.С	61	61	61	80
Пластовое давление начальное	МПа	20,3	20,3	20,3	27,5
Вязкость нефти в пласт.условиях	мПа·с	6,06	6,06	6,06	3,08
Вязкость сепариров.нефти ( Т=20)	мПа·с	44,1	56,1	100,4	48,3
Плотность нефти в пластовых условиях	г/см3	0,857	0,857	0,857	0,88
Плотность сепариров.нефти	г/см3	0,913	0,913	0,913	0,86
Объемный коэфф-т пластовой нефти	доли ед.	1,103	1,103	1,103	1,103
Пересчетный коэф.жидкости в пласт.условиях		1,21	1,21	1,21	1,21
Содержание серы	%	1,3	1,2	1,3	1,07
Содержание азота			%
Содержание асфальтенов	%	2,9	3,6	3,3	3,2
Содержание смол	%	8,1	8,2	8,8	8,1
Содержание парафина	%	2,3	2,3	2	3,08
Давление насыщения	МПа	8,5-14,7	14,7	14,7	14,7
Газосодержание нефти	м/т	47	47	47	47
Вязкость воды в пластовых условиях	мПа·с	0,51	0,51	0,51	0,51
Уд.вес пластовой воды	г/см3	0,998	0,999	1	1
Тип пластовой воды		Хлоркальциевый, частично гидрокарбонатнонатриевый
Минер.пластовой воды	г/л	12,86	13,56	13,92
Плотность газа	кг/м3			0,718
Содержание метана в газе	%			96,3
Содержание азота в газе	%			0,08
Удельный коэффициент продуктивности	т/сут* МПа*м	0,15		0,9	0,14