Нефтегазоносность. 
Геологическое строение пласта АС9 Алехинского месторождения

Алехинское месторождение расположено в Сургутскому нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В разрезе месторождения промышленная нефтеносность установлена в пластах АС₁₂, АС₁₁², АС₁₁¹, АС₁₀ и АС₉, расположенных в верхней части сангопайской (вартовской) свиты. По типу строения залежи пластов АС₁₂, АС₁₁², АС₁₁¹, АС₁₀ и АС₉ относятся к пластово-сводовым литологически экранированным с обширными водонефтяными зонами. В литологическом отношении коллекторы продуктивных пластов представлены мелкозернистыми песчаниками с прослоями глин и алевролитов. Флюидоупорами являются глины.

Характеристики продуктивных пластов Алехинского месторождения сведены в таблицу 1.2.

Пласт АС₁₂ содержит 18,8% балансовых запасов нефти месторождения. Размер залежи 14,1×2,5 км, площадь 35,25 км², высота 19 м, глубина залегания пласта 2254 м. Средняя нефтенасыщенная толщина — 4,2 м. Средние проницаемость по ГИС — 0,063 мкм², коэффициент песчанистости — 0,62, расчлененности — 2,9. Водонефтяная зона пласта занимает 72,3% площади, ВНК пласта отбивается на отметках -2189−2196 м, погружаясь с юго-запада на северо-восток. Общая толщина пласта 27,7 м, эффективная толщина 4,1 м, пористость 0,22, проницаемость 0,063 мкм².

В горизонте АС₁₁ выделяются пласты АС₁₁¹ и АС₁₁², содержащие 5,1% и 11,9% балансовых запасов нефти соответственно.

Залежь пласта АС11² является по существу практически водоплавающей, т.к. нефтяные зоны являются небольшими по площади и связаны с небольшими поднятиями, осложняющими структуру. Глубина залегания в своде находится на отметке 2240 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта АС11 составляет 4,1 м. Средние проницаемость — 0,049 мкм², пористость 0,22, коэффициент песчанистости — 0,51; расчлененности — 3,1. Водонефтяная зона составляет примерно 97,5%. ВНК отбивается на отметках -2166м.

.

Таблица 1.2. Геолого-геофизические характеристики продуктивных пластов Алехинского месторождения.

В пласте АС₁₁¹ открыта одна залежь. Глубина залегания продуктивного пласта 2230 м, размеры залежи 9×2,5 км, площадь 22,5 км², высота 18 м. В западной части залежи пласт сильно заглинизирован. ВНК принят на абсолютной отметке — 2154 м. Пласт АС₁₁¹ характеризуется низкими значениями нефтенасыщенных толщин — средняя 2,2 м, проницаемости — 0,033 мкм², пористости 0,21, песчанистости — 0,34, невысокой степенью расчлененности — 2,1. Водонефтяная зона пласта занимает 40,9% площади.

Пласт АС₁₀ содержит 26,9% балансовых запасов нефти месторождения. Залежь пласта является практически водоплавающей, водонефтяная зона занимает 98,2% общей площади пласта. Залежь характеризуется однородным строением пластового коллектора. Размеры залежи 12,1×2,5 км, площадь 30,25 км², высота 22 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта равна 6,3 м, проницаемость 0,059 мкм², пористость 0,22, коэффициент песчанистости 0,64, расчлененности 5,9. ВНК пласта отбивается на отметке -2134м.

Основные запасы нефти приурочены к пласту АС₉ — 37,3% от балансовых. Он распространен практически повсеместно, за исключением района скважин № 324, 602, 558 т.к. здесь коллектор замещен глинами. Размеры залежи 17×2,5 км, площадь 42,5 км², высота 27 м. Глубина залегания залежи 2189 м. Средняя нефтенасыщенная толщина -5,7 м. Пласт характеризуется более высокими, по сравнению с другими пластами, средними значениями проницаемости по ГИС — 0,077 мкм², коэффициент песчанистости — 0,68, меньшей расчлененностью — 2,5, пористость 0,22. Водонефтяная зона пласта занимает 44,6% площади, ВНК пласта отбивается на отметке -2116м.

Характеристика общих, эффективных и нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов Алехинского месторождения представлена в таблице № 1.2. Из нее видно, что пласты АС₁₂ иАС₁₁² обладают большими общими толщинами, соответственно, 27,7 м и 22,1 м. Общая толщина пласта АС₁₁¹ изменяется в пределах от 2,9 м до 22,4 м при среднем значении 6,7 м. Пласт АС₁₀ характеризуется большим значением этого параметра — общая толщина пласта 24,5 м, при ее изменении от 9,2 м до 37,4 м. Средняя общая толщина пласта АС₉ составляет 10,7 м.

Нефтенасыщенные толщины пластов АС₁₂ иАС₁₁² равны и составляют 4,1 м. Залежи пласта АС₁₁¹ характерны небольшие нефтенасыщенные толщины — среднее значение 2,2 м. Залежь пласта АС₁₀ характеризуется большими значениями нефтенасыщенных толщин. Так средняя нефтенасыщенная толщина его составляет 6,3 м, а максимальная 18,6 м. Средняя по пластуАС₉ величина данного параметра составляет 5,7 м.

Из таблицы 1.2. видно, что все продуктивные пласты Алехинского месторождения характеризуются невысокими и примерно одинаковыми значениями проницаемости. Наибольшей проницаемостью обладает пласт АС₉ (0,077 мкм²), а наименьшей пласт АС₁₁¹ (0,033 мкм²).

Нефти пластов группы АС₉₋₁₂ Алехинского месторождения незначительно отличаются по своим физико-химическим свойствам. Находятся они при условиях средних пластовых давлений (21,6−22,7 МПа), и температур (69−71⁰С). Нефти всех пластов недонасыщены газом, т.к. давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне от 9,6 МПа до 11 МПа. Среди указанных залежей пласт АС₁₀ отличается несколько повышенным газосодержанием 80 м³/т, в то время когда для остальных пластов газосодержание изменяется в пределах 54−60 м³/т. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Нефти сернистые (0,6−1%), смолистые (8,2−10,2%). Нефти пластов АС₉, АС₁₀, АС₁₂ парафинистые (1,8−3%), горизонта АС₁₁ малопарафинистые (0,9%). Плотность нефти в стандартных условиях изменяется незначительно от 0,858 г/см³ для пластов АС₁₂ и АС₉ до 0,850 г/см³ для пластов АС₁₀ и АС₁₁. Вязкость пластовой нефти изменяется от 1,9 до 3,5 МПа_*с.

Водоносный комплекс, связанный с продуктивными пластами, заключен в неокомских породах. Характеристика химического состава вод неокомского комплекса приведена ниже.

Тип воды преимущественно гидрокарбонатно-натриевый. Преобладающими компонентами являются хлор и натрий, содержание которых в данном комплексе соответственно изменяется от 3901 мг/л до 7721 мг/л и от 2530 мг/л до 5180 мг/л. Концентрация кальция вверх по разрезу увеличивается от 79 г/л до 99 г/л. Содержание микрокомпонентов следующее: брома 24,7−52,8 мг/л, йода 3,56−21,8 мг/л. Подземные воды насыщенны растворенным газом метанового состава с содержанием метана до 97,7%, тяжелых углеводородов до 3,63%. Газ содержит также азот (1,5−3,6%), углекислый газ (до 1,5%), водород (до 5,8%), гелий (до 0,07%), аргон (до 0,75%).