Пласт БС¹₁₀ вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры.

     Коллекторами  нефти пласта БС¹₁₀ служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС²₁₀. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости – 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до  2700*10^-3 мкм². Среднее значение проницаемости составляет 270*10^-3 мкм². По площади свойства пород улучшаются к центральной и восточной части площади. Водоудерживающая способность в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8%, чем по пласту БС²₁₀ и равна 31%.

     Пласт БС² 10.

     Представляет  собой мощную толщу, средняя общая  толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности  строения говорят его параметры: песчанистость –0,48; расчлененность –9,5 м; толщина проницаемого слоя – 2 м.

     Для пласта БС²₁₀ характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами. От пласта БС¹₁₀ отделяется глинистой перемычкой, мощность которой изменяется от 0 до 20 м. На западном крыле отмечается зона полной глинизации песчаных отложений пласта.

     На  юго-западном крыле структуры установлена  зона слияния песчаных отложений  пластов БС¹₁₀ и БС²_10. Пласты представляют собой единую гидродинамическую систему с единым ВНК.

     Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7 х 20,5 км, ВНК - 2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади).

     Пласт имеет представительную нефтенасыщенную  толщину, в среднем 9 м, однако существенная доля запасов находится в отдельных  линзах или тонких прослоях.

     Еще одной существенной особенностью пласта БС²₁₀ является его низкая начальная нефтенасыщенность – 0,55 в чисто нефтяной зоне, 0,53 – в водонефтяной зоне.

     Пласт БС²₁₀ сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков,  толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты.

     Состав  алевролитов аналогичен песчаникам, с учетом уменьшения размеров зерен. Среднее значение пористости принято  равным – 23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10^-3 мкм²; среднее значение - 114*10^-3 мкм². К северу и западу от центральной части фильтрационные свойства пород снижаются. Среднее значение водоудерживающей способности 38,7%. Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6%), чем для водонасыщенных (44,8%), что согласуется с более лучшей их проницаемостью (123 и 90*10^-3 мкм²).

     Пласт БС³₁₀.

     Залежь  пласта БС³₁₀ выделяется на юго-востоке месторождения. Она изолирована от основной залежи. Отметка ВНК в этом районе 2363 м, что на 17 м ниже отметки ВНК по основной залежи. Залежь водоплавающая. Отсутствует глинистый раздел между нефтенасыщенной и водоплавающей частями. Запасы контактные с мощной толщей воды.

     

     Общая толщина пласта 43 м, эффективная  в среднем 24 м, нефтенасыщенная – 8,6 м. Залежь небольшая. Размер залежи – 4,1 х 6,4 км. Фильтрационные свойства пласта близки к пласту БС²₁₀.

     Промышленная  нефтеносность доказана результатами эксплуатации скважин.

     Залежь  пласта БС³₁₀ является самостоятельным объектом разработки. Объект БС³₁₀ представляет собой монолитный пласт, в котором местами встречаются глинистые и плотные прослои толщиной от 1 м, от верхнего БС¹⁺²₁₀ его отделяет перемычка от 4 до 8 м глин.

     Пласт ЮС₁.

     Пласт ЮС₁ стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м.

     Промышленная  нефтеносность пласта доказана апробированием четырех скважин. ВНК залежи ЮС₁ с учетом данных по апробированию и комплекса ГИС принят на отметке – 2787 м.

     Залежь  пластовая, сводовая, размеры 9,5 х 5,2 км. Общая толщина пласта 16 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м (абсолютная отметка 2787 м). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м (скважина 2034) до 20,6 м (скважина 1527). Средняя по залежи – 8,2 м.

     Расчлененность  пласта средняя – 7 м. Коллектор характеризуется  изменчивостью от монолитного строения в скважине 2045 до сильно расчлененного  в скважина 1170р.

     Контур нефтеносности не подсчитан. Изменчивость геологического строения пласта подтверждается данными эксплуатации скважин.

     Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность  – 0,535%, подстилается подошвенной водой.

     Водоносная  толща, подстилающая пласт, имеет значительную толщину от 4 до 10 м. Глинистый раздел от водоносной толщи в основном незначительный – от 0,4 до 1,5 м.

     Водонефтяное строение залежи подтверждают данные эксплуатации скважин. Скважины вводятся с обводненностью до 56%. В среднем обводненность новых скважин в 1999 году составила 17%.

     Пласт ЮС₂.

     Пласт ЮС₂ относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40 м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м.

     Пласт ЮС₂ подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м, в среднем – 3,9 м. Залежь недоразвита, внешний контур нефтеносности достоверно не определен.

     Очень низкие показатели коллекторских свойств  залежи: коэффициент пористости –1,6,  коэффициент проницаемости –9,8 мкм².

     Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС₂ доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС₂ практически «сухие». Дебит нефти более 5 м³/сут. Имеют лишь три скважины. Испытание скважин проводилось пластоиспытателем.

     Пласт БС₁₀ восточный участок.

     На  восточном участке нефтенасыщенность  связана только с пластом БС¹₁₀. Залежь небольшая по размерам 6 х 7 км. На западе от Южно-Сургутского месторождения залежь отделена обширной зоной замещения. На востоке и юго-востоке ограничена зоной замещения.

     Пласт маломощный, средняя толщина 4 м. В  основном пласт в разбуренной  части по толщине выдержан 4-5 м.

     В основном пласт представлен переслаиванием песчаников и глинистых прослоев. Толщина песчаных прослоев от 0,4 до 3 м, глинистых прослоев от 0,4 до 2 м.

     Средняя расчлененность – 3, изменяется в пределах от 1 до 4.

     При подсчете запасов залежь отнесена к  чисто нефтяным, однако от нижнего  водоносного пласта разделен небольшой 1-4 м, в связи с этим показатели разработки залежи близки к водонефтяным. Мощность нижнего водоносного пласта 3-10 м.

     Пласт имеет хорошие коллекторские  свойства a_пс = 0,8-1; r_п = 10-20 Ом*м. В зоне нефтенасыщения пласта БС²₁₀ нефтенасыщенность понижается: r_п = 8-9 Ом*м.

1.4 Свойства пластовых  жидкостей и газов

 

     Пластовые нефти (таблица 1) находятся в условиях повышенных пластовых давлений и  температуры (27 МПа и 75°С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое.

     

     Свойства  нефтей в пределах залежи БС₁₀ изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56 м³/т, давление насыщения 8-11 МПа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м³, вязкость 2-5 МПа*с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая.

     Молярная  доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

     Количество  легких углеводородов СН₄-С₂Н₁₂, растворенных в разгазированной нефти, изменяется в диапазоне 10-12%. Нефтяной газ – жирный.

     Разгазированные нефти (таблица 2) пласта БС₁₀ парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС₁₀ сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350°С от 45% до 54,9%.

     Результаты  анализа пластовой воды Южно-Сургутского  месторождения (пласт БС₁₀) представлены в таблице 3.

     Таблица 1 - Свойства пластовой нефти Южно-Сургутского месторождения. Пласт Б10