Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

скважина насос пласт электроцентробежный

Тема дипломной работы: "Анализ эксплуатации скважин установками ЭЦН на одном из участков месторождения Зимнего".

Объем дипломной работы 99 страниц, он содержит 6 рисунков, 8 таблиц, 5 источников литературы.

Ключевые слова: нефть, УЭЦН, расчет, глубина, типоразмер.

Объектом исследования дипломной работы являются пласты месторождения Зимнего.

Предмет исследования подбор типоразмера и глубины спуска в скважину установок ЭЦН.

Дипломная работа состоит из введения, 5 глав и заключения.

В введении обосновывается актуальность выбранной темы, формируется цель и задачи исследования.

Первая глава посвящена общим сведениям о месторождении.

Во второй главе описывается геологическое строение, а также сложность продуктивных пластов.

В третьей главе представлены сведения об установках ЭЦН.

В четвертой главе произведен подбор УЭЦН для скважины.

В пятой главе представлен расчет, посвященный безопасности и экологичности проекта.

Заключение содержит основные выводы, направленные на повышение эффективности эксплуатации месторождения.



Оглавление

Введение

1. Общие сведения о месторождении Зимнем

1.1 Географо-экономическая характеристика

1.2 Геолого-геофизическая изученность

2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоника

2.3 Нефтегазоносность

2.3.1 Физико-химические свойства пластовых флюидов

2.3.2 Сведения о запасах

2.4 Гидрогеология

3. Общие сведения об установках погружных электроцентробежных насосов

3.1 Установка погружного электроцентробежного насоса

3.2 Преимущества и недостатки УЭЦН по сравнению с ШСНУ

3.3 Оптимальные условия эксплуатации УЭЦН

4. Расчетная часть

4.1 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Защитное заземление

5.2 Расчет защитного заземления станции управления УЭЦН

Заключение

Список использованных источников

Введение

Необходимость создания погружных электроцентробежных насосов для добычи нефти была продиктована интенсификацией добычи последней, требовался насос с большими подачей и напором, который имел бы небольшие поперечные размеры и мог бы размещаться в узких скважинах. В таких условиях наиболее рациональным является многоступенчатый насос центробежного типа для сообщения насосу большой удельной мощности. Компоновка с поверхностным приводом через колонну штанг, таким как у ШСНУ, была не приемлема, что послужило толчком к созданию погружного двигателя высокой мощности. Рациональным решением был погружной электродвигатель с подводимым с поверхности по кабелю питанием. Для защиты двигателя от попадания в него пластовой жидкости, были созданы различные типы уплотнительных устройств, к наиболее распространённым относятся торцевые и лабиринтные уплотнительные секции.

В ходе своего многолетнего развития и усовершенствования установка погружного электроцентробежного насоса не претерпела значительных изменений в устройстве. Тенденция развития определилась увеличением надёжности.

Другой особенностью УЭЦН является наземное оборудование, а значит простота монтажа и обслуживания на промысле.

Сдерживающим фактором для повсеместного внедрения УЭЦН оказалось сложность конструкции подземного агрегата, и как следствие его большая стоимость приобретения и последующего обслуживания. Появилась необходимость в организации вблизи промыслов баз по обслуживанию подземного оборудования - минизаводов.

Также с большим сдерживанием идет развитие насосов на малые подачи. Появившиеся в последнее время УЭЦН-10 и УЭЦН-20 на подачи 10 и 20 м³/сут соответственно, на промыслах зарекомендовали себя не очень хорошо, показав низкий межремонтный период работы.

Целью данной работы является грамотный подбор типоразмеров УЭЦН к конкретным скважинам для обеспечения их надежной работы и снижения затрат на извлечение нефти.



1. Общие сведения о месторождении Зимнем

1.1 Географо-экономическая характеристика

Территория Зимнего месторождения расположена на границе Ханты-Мансийского автономного округа и Уватского района Тюменской области.

В административном отношении Зимнее месторождение относится к Уватскому району Тюменской области и Кондинскому району Ханты-Мансийского автономного округа. Месторождение находится в 53 км севернее районного центра Уват. Административный центр Кондинского района п. Кондинский расположен в 85 км к западу от месторождения. Ближайшими населенными пунктами являются: п. Демьянское (12 км юго-восточнее), г. Болчары (15 км севернее), г. Мурза (15.5 км восточнее). Населенных пунктов на территории месторождения нет. Обзорная карта района работ представлена на рисунке 1.

В физико-географическом отношении Зимнее месторождение находится в среднетаежной зоне Западно-Сибирской равнины, в междуречье Иртыша и Конды. Территория района представляет собой плоско-волнистую озерно-аллювиальную заболоченную и заозеренную равнину. Рельеф слаборасчлененный и слабодренированный, преобладающие абсолютные отметки в границах района - 30-48 м.

Ближайшими месторождениями являются: Ендырское (17.5 км северо-восточнее), Заозерное (51 км северо-западнее), Северо-Вайское (30 км западнее).

С запада на восток месторождение пересекает трасса нефтепровода Демьянская 1 - Кедровая, которая соединяется на западе с нефтепроводом Кедровая - Ильечевская, а на востоке с трассой нефтепровода Демьянская 1 - Уват.

Ближайшие аэропорты находятся в г. Тобольске и пос. Уват. В летний период (июнь-июль) используются вертолеты (для доставки небольшого оборудования, рабочих вахт).

Основными отраслями хозяйства района работ являются нефтедобывающая промышленность и геологоразведочные работы на нефть и газ. Хорошо развиты охота, рыболовство, лесозаготовки. Сельское хозяйство в районе развито слабо.

Коренное население района - ханты, манси. Их доля составляет около 3,3% от общего населения. Среди миграционного населения преобладают русские, украинцы, татары.

Климатические особенности территории определяются ее географическим положением. Среднегодовая температура отрицательная -5єС. Средняя температура самого холодного месяца (января) -22єС, а самого жаркого (июля) +16єС. Абсолютный минимум температуры составляет -52єС, абсолютный максимум +35єС. Годовая сумма осадков составляет 551 мм, при этом подавляющее количество - до 397 мм - выпадает в теплый период (с апреля по октябрь).

Преобладающее направление ветров в течение всего года юго-западное и южное. Средняя годовая скорость ветра составляет 3,0 м/сек, за январь - 3,0 м/сек, за июль - 3,2 м/сек.

Снежный покров образуется 22 октября, сход снега 6 мая. Продолжительность снежного покрова 195 дней. При средней высоте снежного покрова на открытых местах 62 см, его распределение крайне неравномерно, в понижениях рельефа снежный покров может достигать 120-130 см.

По геокриологическим условиям на рассматриваемой территории многолетнемерзлые породы отсутствуют.

Рассматриваемая территория Зимнего месторождения находится в пределах Среднеобской низменности и представляет собой волнистую, слабо расчлененную озерно-аллювиальную равнину с большим количеством рек, озер, болот. Абсолютные отметки рельефа составляют - 27-44 м



Рисунок 1 - Обзорная карта района работ территории Зимнего месторождения.

1.2 Геолого-геофизическая изученность

Изучение территории Зимнего месторождения геолого-геофизическими методами началось в 50-х годах. В пределах участка были проведены следующие геолого-геофизические исследования:

1. До 1951 года в западной части Западносибирской низменности проводились исследования, в основном, по отдельным маршрутам, приуроченным к речной системе.

2. В 1955 году проводилась аэромагнитная съемка масштаба 1:200000 (37/55 Большаков В.В., Загороднов А.М., 66/56 Гусев Ю.М., Шматалюк Г.Ф.).

3. В 1956-1957 гг. проводилась гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000.

4. В 1957-1958 гг. проводились электроразведочные работы методом теллурических токов. С середины 50-х годов на исследуемой территории проводились маршрутные и площадные сейсмические исследования МОВ. Эти работы характеризуются невысоким качеством и дают лишь самые общие представления о геологическом строении фундамента и мезозойской толщи.

В ходе работ СП 9/67-68 (Коржевич А.И.) были выявлены Иртышская, Ендырская и Зимняя положительные локальные структуры. Региональными работами СП 12/84-87 выявлен ряд перегибов, осложняющих Верхнесалымское купольное поднятие и Нижнедемьянскую котловину. Породы доюрского основания, юрские и нижнемеловые отложения разделены на несколько сейсмостратиграфических комплексов. Отложения неокома расчленены на ряд комплексов, намечено положение кромки палеошельфа на отдельных этапах формирования неокомского разреза и протрассирована осевая часть позднемелового бассейна, а также определены границы выклинивания нижнеюрских, среднеюрских толщ.

В 1993-94 гг. сейсморазведочными работами МОГТ масштаба 1:50000 (сп 88/93-94, Новик И.К., Шевченко В.П.) была изучена значительная часть Зимнего участка, включающая центральную, западную и юго-западную территорию. В результате было уточнено строение Зимней-2, выявлены Усть-Демьянское и Северо-Тюмское поднятия, выделены зоны развития песчаных фаций пласта Ю2.

В 1994-1998 гг. сейсморазведочные работы в пределах Зимнего поднятия были продолжены (сп 12/94-95, сп 70/94-95, сп 90/97-98). Они были направлены на изучение структурного плана и картирование границ развития песчаных фаций пластов группы АС, что позволило уточнить контуры нефтеносности пласта АС102 в 2002 году, с учетом данных бурения.

В 2008-2009 гг. рекомендовано проведение сейсморазведочных работ 3Д в объеме 200 км².

Таблица 1 - Геолого-геофизическая изученность района.

№ п.п.	Партия, авторы, год защиты отчёта	Наименование отчета	Основные результаты	Модиф., масштаб
1	2	3	4	5
Сейсморазведка МОВ, ГСЗ, КМПВ, СЗ МПВ
1	СП 47/63-63 Бриндзинская З.А., Мегеря В.М. 1964	Отчет о работах Демьянской сейсмической партии 47/63 сейсмозондированиями УМПВ в Октябрьском, Самаровском и Тобольском районах Тюменской области в 1963г.	По маршруту р.Демьянка - р.Иртыш - р.Обь зондированиями методом преломленных волн прослежена в качестве опорной преломляющей границы поверхность фундамента. Выделен ряд участков, где развиты отложения ПСЭ, сделана попытка отделить глубинные волны, наметить зоны тектонических нарушений.	СЗ МПВ 1:500000
2	СП 35/67-67 Крылов С.В., Рудницкий А.Л., Крылова А.Л. и др. 1968	Отчет о работах ГСЗ Иртышской сейсморазведочной партии 35/67	Проведены ГСЗ по методике точечных зондирований с использованием отраженных и преломленных волн по маршруту с.Черлак - г.Омск -г.Тобольск - г.Ханты-Мансийск. Повсеместно прослежена подошва земной коры (раздел Мохоровичича), залегающая на глубинах 32-38км; на участке с. Ачаир - с.Черлак, глубина залегания раздела Мохоровичича увеличивается до 45км. В толще консолидированной коры выделены две границы: преломляющая (VГ=6,0-6,2км/сек) на глубинах 3-10 км. и отражающая П, которая прослежена на отдельных участках маршрута на глубине 20-ЗО км. Намечены зоны глубинных разломов.	ГСЗ 1:1000000
3	СП 9/67-68 Коржевич А.И. 1969	Отчет о работе Цингалинскойсп 9/67-68 вХанты-Мансийском и Кондинском районах Ханты-Мансийского национального округа и в Уватском районе Тюменской области в 1967-1968гг.	Построены структурные карты по ОГ А, Б, М, Г и С. Подготовлена к бурению Иртышская структура. Выявлены Иртышская, Ендырская, Зимняя структуры	МОВ 1:100000
4	СП 61/75-75 Попович Н.Н., Селивоник	Отчет о работе Южно-Кондинскойсп зондирований MOB 61/75 в Кондинском районе Ханты-Мансийского автономного округа, Тобольском и Уватском районах Тюменской области в летний период 1975г.	Выделены Катымский вал, который объединяет Вайское и Южно-Катымское поднятия и Устьтуртасский вал с Алымским, Чирпикским, Тюмским и Зимним поднятиями. Устьтуртасский и Болчаринский валы объединены в Уватскиймегавал, возможно,являющийся северным продолжением Тобольского мегавала. Катымский и Южно-Кондинский валы объединены в Паштинскиймегавал. Паштинскиймегавал от Уватского отделен Средне-Кондинскиммегапрогибом, к которому отнесены Нижне-Кондинская впадина и ряд мелких прогибов	СЗ МОВ 1:200000
Сейсморазведка МОВ ОГТ
5	СП 13/91-92 Дементьева О.Ю., Членова Л.А., Иванова Л.Н. 1992	Отчет Зимней сп 13/91-92 о работах м.1:100000, проведенных в 1991-1992гг на Зимней площади	Изучено геологическое строение территории по горизонтам: А, ТЮ7-8, Б1, Б11, Б, НАС12, НАС11, НАС10, НАС9, М, Г. Подготовлены к бурению два купола Зимнего поднятия. Выявлены перспективные участки в отложениях ПСЭ нижней и средней юры (горизонт ТЮ7-8). Закартированы границы развития песчаного пласта Ю0 в отложениях в.юры, выявлены перспективные участки Выявлены СЛЛ в пластах АС12ач(90км2), АС10 (54км2), АС9 (44км2)	МОГТ 1:100000
6	СП 88/93-94 Новик И.К., Шевченко В.П. 1995	Отчет Тюмской СП 88/93-95 о работах м. 1:50000 проведенных в 1993-1994гг на Тюмской площади	Изучено геологическое строение территории по ОГ: А, ТЮ4-5, Б1, Б, НБС2-3/аг, НБС1/аг'', НБС1/аг', НАС11, НАС9, М, Г. Уточнено строение Зимней-2 структуры, выявлены малоразмерные поднятия Усть-Демьянское и Северо-Тюмское, подготовлена к бурению по горизонту Б1 Западно-Тюмская структура площадью 18 км2. По кровле тюменской свиты выделены участки предполагаемого опесчанивания и увеличения мощности пласта Ю2. По отражающему горизонту выделена ССЛ площадью 33,2 км2	МОГТ 1:50000
Магниторазведка
7	0/79-79 Чурсин А.В., Халымбаджа И.Г., Широков Ю.Ф. и др. 1981	Отчет о высокоточной аэромагнитной съемке м. 1:50000 на Кондинской площади за 1979-1981гг. (Аэрогеофизическая партия).	Получены данные о вещественном составе фундамента, выявлены приподнятые и опущенные блоки магнитных пород фундамента, прослежена связь структур осадочного чехла с разрывными нарушениями и мобильными блоками. Магнитные массы дифференцированы по глубине залегания.	АМС 1:50000
Электроразведка
8	20/57-57 Копелев Ю.С. 1958	Отчет о работах Нахрачинской электроразведочной партии 20/57 в Тюменском, Уватском, Новозаимском районах и Ханты-Мансийском национальном округе Тюменской области в 1957-1958гг.	Разработаны технология региональной авиадесантной съемки и методика зимних работ методом ТТ. Выявлены основные структурные элементы центральной части Ханты-Мансийской впадины в контуре Ханты-Мансийск-Уват-Нахрачи. Рекомендовано проведение сейсморазведочных работ в районах устья р.Конды, Кондинского сора и у сел Батово, Заводные на положительных аномалиях поля ТТ с целью поиска локальных структур.	ТТ 1:1000000

Таким образом, в результате исследований было проведено тектоническое районирование территории, установлена стратиграфия и изучен литолого-петрографический состав осадочного чехла, выделены перспективные на нефть комплексы, открыты и разведаны нефтяные месторождения.



2. Геологическая часть

2.1 Стратиграфия

Зимнее месторождение находится в Тобольском нефтегазоносном районе, Фроловской нефтегазоносной области, Западносибирской провинции.

Геологический разрез участка представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента. С поверхностью фундамента связан отражающий горизонт "А".

Стратиграфическое расчленение разреза производилось в соответствии с унифицированной и корреляционной схемами стратиграфии 3СР, утвержденной МСК СССР в 1991 году.

Сводный геолого-геофизический разрез составлен по скважине 6Р, приведен на рисунке 2.

Доюрский фундамент имеет блоковое строение и разбит многочисленными тектоническими нарушениями, проникающими вплоть до неокомских отложений.

По результатам бурения на Зимней площади (скв. 6Р) доюрское основание вскрыто на глубине 3152 м и представлено (по полевым определениям) массивными породами серо-зеленого цвета с вкраплениями пирита и глауконита.

Лабораторные исследования отсутствуют.

Скорее всего, это рассланцованные зеленокаменноизмененные эффузивы основного состава.

Отложения промежуточного структурного этажа, заполняющие впадины фундамента скв. 6Р, не выявлены.

Доюрские образования в скв. 16Р вскрыты на глубине 3100 м.

Толщина вскрытых доюрских образований - 40-45 м.

Отложения свиты залегают с угловым и стратиграфическим несогласием на образованиях палеозоя.

Рисунок 2 - Сводный геолого-геофизический разрез Зимнего месторождения



Юрская система

Платформенный чехол представлен отложениями от юрского по четвертичный период. Отложения юрской системы несогласно залегают на породах палеозойского возраста и представлены всеми тремя отделами и подразделяются на свиты: шеркалинскую, тюменскую, васюганскую, георгиевскую и баженовскую, а в скважине 16Р, в зоне региональной глинизации отложений васюганской свиты, выделена абалакская свита, которая является возрастным аналогом отложений васюганской и георгиевской свит.

Шеркалинская свита вскрыта в скважине 6Р в интервале 3102-3152 м и в скв. 16Р в интервале 3088-3100 м. Согласно стратиграфической схеме она подразделяется на две подсвиты, имеющие в верхней части глинистые пачки, а в подошве подсвит залегают пачки преимущественно сложенные кварцевыми песчаниками и гравелитами с прослоями аргиллитоподобных глин. Керном охарактеризована в скв. 6Р частично нижняя часть верхней и верхняя часть нижней подсвиты характеризуемой свиты. В погруженных участках, где разрез свиты представлен наиболее полно, отмечается четкая цикличность и наблюдаются (снизу вверх) пласт песчаников Ю11, перекрывающая его тогурская глинистая пачка, пласт Ю10 и радомская глинисто-углистая пачка. В Красноленинском районе пласты Ю10-11 являются высокодебитными резервуарами, с которыми связаны основные запасы нефти Талинского и Южно-Талинского месторождений, расположенных на территории Ханты-Мансийского национального округа. Толщина отложений свиты составляет 22-50 м. Выше по разрезу залегают отложения тюменской свиты.

Тюменская свита перекрывает шеркалинскую свиту.

Отложения, выделенные в состав тюменской свиты, наблюдаются в разрезе скв. 6Р и 14Р. Отложения свиты представлены неравномерным чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин с частыми прослоями углей. Породы в значительной степени обогащены углистым растительным детритом, встречаются пропластки и линзы плотных карбонатных пород. Участками отмечаются микро- и макростяжения пирита.

По диаграммам стандартного каротажа разрез отложений тюменской свиты характеризуется резкой дифференциальной кривой КС при значительных величинах кажущего сопротивления. Кривая потенциалов собственной поляризации в большинстве случаев отличается низкими и средними амплитудами, отражающими невысокие коллекторские свойства песчаных пластов.

Толщина отложений свиты составляет 230-236 м. Выше по разрезу в скв. 6Р залегают отложения, относимые Соколовским А.П. к васюганской свите, а в скв. 16Р - к абалакской свите.

Васюганская свита выделяется в разрезе по материалам ГИС в скв. 6Р и 14Р. Верхняя часть (подсвита) отложений свиты представлена преимущественно песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитоподобных глин. Содержат обломки белемнитов, двустворок.

Нижняя часть (подсвита) - глины аргиллитоподобные, темно-серые, с буроватым оттенком с редкими прослоями песчаников и алевролитов. Характерны отпечатки единичных аммонитов, двустворок, белемнитов, криноидей.

Толщина отложений свиты составляет 101-107 м.

В южной части месторождения песчаники верхней подсвиты васюганской свиты в разрезе замещаются глинами, и васюганская свита картируется в виде геологического тела, сложенного темно-серыми аргиллитами (вместе с георгиевской свитой) как абалакская свита.

Георгиевская свита сложена глинами аргиллитоподобными темно-серыми, иногда черными, тонкоотмученными с неравномерным распределением глауконита. В отложениях наблюдаются остатки аммонитов, белемнитов, двустворок, реже лингул и онихитов.

Толщина свиты 52-59 м.

В южной части территории отложения свиты включены в абалакскую свиту. Выше по разрезу залегают отложения баженовской свиты.

Абалакская свита выделена на юго-западе месторождения в разрезе, вскрытом скв. 16Р, Северо-Тюмской площади. Свита сложена глубоководными глинами аргиллитоподобными серыми и зеленовато-серыми, преимущественно тонкоотмученными, прослоями известковистыми. В нижней части отмечаются буровато-черные, алевритистые глины. Характерны остатки пелиципод и аммонитов.

Толщина свиты 51 м.

Выше по разрезу залегают отложения баженовской свиты.

Баженовская свита сложена бурыми и черными битуминозными аргиллитами, содержащими скопления остатков рыб, обломки раковин пелиципод, отпечатки аммонитов, желваки пирита. Глины массивные, в разной степени плитчатые, иногда с прослоями рыхлых листоватых разностей баженитов. Отложения свиты четко картируются в разрезе по повышенным значениям радиоактивности, кажущего сопротивления.

Толщина баженовской свиты 27-46 м.

На отдельных участках (Кальчинское, Зимнее месторождения) по данным сейсморазведки МОВ ОГТ и ряду поисково-разведочных скважин установлены аномальные разрезы баженовской свиты, в которых последняя расслоена пластами неокомских турбидитовых осадков. Эти разрезы часто фиксируются по сейсмическим данным и изучены бурением на большом количестве месторождений ШиротногоПриобья. К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт "Б".

Меловая система

Меловые отложения представлены обоими отделами: нижним и верхним. В пределах нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты. С верхним отделом связаны уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Ахская свита согласно перекрывает баженовскую свиту. Полностью разрез отложений свиты вскрыт в скв. 6Р, 14Р и 16Р. Сложена преимущественно глинами аргиллитоподобными с прослоями песчаников. В песчаниках встречаются окатыши глин.

В нижней части свиты выделяется ачимовская толща, сложенная преимущественно песчаниками и алевролитами известковистыми с прослоями темно-серых аргиллитоподобных глин. Залегает она на подачимовской толще глин аргиллитоподобных тонкоотмученных. Наблюдаются остатки рыб, единичные аммониты, пирит, сидерит.

Из пласта АС102 в скв. 6Р, 12Р и 14Р при опробовании получены притоки нефти.

Толщина свиты 374-494 м.

Черкашинская свита вскрыта скважинами 6Р, 14Р, 16Р и частично 12Р. В разрезе наблюдается частое и неравномерное чередование серых и зеленовато-серых песчаников, алевролитов и глин аргиллитоподобных серых, иногда зеленовато-серых линзовидно-волнистых. Содержатся аммониты, двустворки, обугленный растительный детрит и аттрит.

Толщина свиты 251-286 м.

Алымская свита вскрыта скважинами 6Р, 12Р, 14Р, 16Р. Сложена глинами, содержащими в верхней части линзы и гнезда песчаного материала. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, глинистые. Встречаются маломощные прослои глинистых известняков. Глины темно-серые, прослоями до черных.

На каротажных диаграммах эта часть разреза характеризуется положительной, практически недифференцированной кривой ПС и минимальными сопротивлениями.

Толщина свиты 158-175 м.

Викуловская свита согласно залегает на алымской свите и вскрыта скважинами 6Р, 12Р, 14Р, 16Р. Представлена, в основном, песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми. Прослои аргиллитов и глин имеют подчиненное значение. Для пород свиты характерно присутствие обильного растительного детрита.

С кровлей свиты связан регионально выдержанный сейсмический горизонт "М1".

Толщина свиты составляет 219-237 м.

Ханты-Мансийска свита вскрыта скважинами 6Р, 12Р, 14Р, 16Р по характеру слагающих пород делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена глинами темно-серыми, преимущественно тонкоотмученными, с редкими прослоями алевритов, глинистых известняков и сидеритов, которые на электрокаротажных диаграммах характеризуются низкими сопротивлениями и положительными значениями на кривой ПС.

Постепенно глины опесчаниваются и переходят в верхнюю подсвиту, где пласты опесчаненных или обогащенных алевритовым материалом пачек мощностью до 5-15 м переслаиваются с пластами песчаников мощностью 1-5 м. По всему разрезу свиты отмечается растительный детрит.

Общая толщина свиты 268-278 м.

Уватская свита изучена по материалам ГИС скв. 6Р, 12Р, 14Р, 16Р, включает две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена алевритом и уплотненными мелкозернистыми песками серыми и светло-серыми с маломощными прослоями серых глин и буровато-серых алевритистых и глинистых известняков. В большей части разрез подсвиты представлен тонкослоистыми разностями. Слоистость горизонтальная и косоволнистая следится по тончайшим прослойкам растительного детрита и тонкочешуйчатой слюды. Изредка встречаются пирит, сидерит, ожелезнение.

Верхняя подсвита представлена, в основном, песками, размер зерен которых увеличивается вверх по разрезу, с прослоями карбонатных разностей, с редким растительным аттритом и пиритом.

Развитая на востоке в интервале К1ар-К2сm покурская свита по строению и литологической характеристике близка к уватской.

Общая мощность свиты составляет 270-300 м.

Кузнецовская свита начинает цикл морских глинистых осадков верхнего мела и палеогена, трансгрессивно перекрывает отложения уватской свиты. Представлена она глинами серыми и зеленовато-серыми, с включениями глауконита, остатками пиритизированных водорослей и чешуей рыб.

К подошве глинистых пород кузнецовскойсвиты приурочен опорный отражающий горизонт "Г".

Толщина свиты 39-44 м.

Березовская свитасогласно залегает на кузнецовской. Литологически свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю.

Нижняя подсвита представлена серыми и голубовато-серыми опоками, темно-серыми и черными глинами монтмориллонитового состава, прослоями опоковидными с прослоями алевролитов. К кровле нижне-березовской подсвиты приурочен отражающий горизонт "С".

Верхняя подсвита представлена серыми, зеленовато-серыми и темно-серыми слабоалевритистыми глинами, с редкими прослоями опоковидных глин и опок.

Толщина глинистых пород березовской свиты 187-228 м.

Ганькинская свита согласно перекрывает отложения березовской свиты. Сложена она серыми и светло-серыми с зеленоватым оттенком мергелями и глинами известковистыми серыми и светло-серыми, с прослоями алевритовых разностей, с редкими зернами глауконита, пиритизированными водорослями и обломками раковин моллюсков.

Общая мощность отложений 56-79 м.

Палеогеновая система

В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит, континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита сложена глинами темно-серыми, почти черными, участками глауконитовыми, в верхней части разреза с многочисленными гнездами и линзами алеврито-песчаного материала, прослоями опоковидных глин. Встречаются мелкие пиритизированные растительные остатки и чешуйки рыб.

Толщина свиты 101-129 м.

Люлинворская свита сложена преимущественно глинами серыми, тонкоотмученными, алевритистыми. В нижней части глины часто опоковидные, в средней наравне с алевритистыми глинами присутствуют прослои диатомовых глин.

Толщина свиты 229-232 м.

Тавдинская свита согласно залегает на люлинворской и завершает серию глинистых образований морского генезиса. Осадки представлены глинами темно-зеленоватыми и зеленовато-серыми, алевритистыми, жирными на ощупь, слоистыми, с присыпками слюдистого алевритового материала. Поскольку отложения тавдинской и вышележащих свит в пределах Зимнего месторождения не изучены комплексом ГИС, толщины взяты по аналогии с Приобской площадью.

Толщина составляет 160-180 м.

Атлымская свита сложена преимущественно песками светло-серыми мелкозернистыми, кварцевыми и кварцево-полевошпатовыми, с редкими прослоями каолинизированных глин, алевролитов. Накопление осадков происходило в континентальных условиях, для которых характерно присутствие детрита и лигнитидированной древесины.

Толщина атлымской свиты до 50-60 м.

Новомихайловская свита характеризуется неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Пески серые, светло-серые, тонко- и мелкозернистые, кварцево-полевошпатовые с включениями растительных остатков. Глины и алевролиты серые, коричневато-серые.

Толщина свиты достигает 80 м.

Туртасская свита представлена глинами и алевритами зеленовато-серыми, тонкослоистыми с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. Толщина составляет 40-70 м.

В неогеновый период произошла активизация тектонических процессов, вызвавшая подъем значительной части территории севера Западной Сибири, в том числе и региона, в котором находится рассматриваемый участок. В результате подъема практически полностью прекратилась аккумуляция терригенного материала, а на большей части территории процессы денудации стали преобладать, что способствовало частичному размыву позднеолигоценовых отложений.

Четвертичная система

На размытой поверхности палеогеновых отложений с несогласием залегают осадки четвертичной системы. Представлены они песками, супесями, суглинками, глинами ледниково-аллювиального и озерно-аллювиального генезиса. Встречаются прослои торфа до 4-5 м и линзы галечников. Толщина четвертичных осадков достигает 100 м.

2.2 Тектоника

Западносибирская плита представляет собой молодой комплекс земной коры в виде огромной зоны прогибания, в котором выделено три структурных этажа (снизу вверх): складчатый палеозойско-допалеозойский, параплатформенный (промежуточный) и осадочный мезозойско-кайнозойский. Толщина осадочного чехла возрастает от районов обрамления впадины к центру до 8-9 км, залегающего несогласно на гетерогенном фундаменте. В региональном тектоническом плане Зимнее месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западносибирской плиты, расположено во Фроловской мегавпадине на Зимнем валу (рисунок 3).



Рисунок 3 - Тектоническая карта центральной части Западносибирской плиты (под редакцией В.И. Шпильмана 1998 г.).

Выделяется два структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж складчатый фундамент, сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, в период геосинклинального развития региона. Территория находится в пределах Уватского блока (байкальский складчатый комплекс), сложенного здесь преимущественно базальтами и вулканогенными породами основного состава.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен толщей мезозойских и кайнозойских образований, отложившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Характеризуется слабой дислоцированностью и отсутствием метаморфизма пород.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует парагеосинклинальному этапу развития плиты в пермско-триасовое время. Предполагается, что в этот период происходило накопление осадков в наиболее погруженных частях фундамента. Отложения этого возраста в пределах месторождения не установлены.

Согласно "Тектонической схемы мезозойско-кайнозойского ортоплатформенного чехла Западносибирской геосинеклизы" (Бочкарев В.С., Боярских Г.К., 1990 г), Зимнее месторождение находится в пределах Варламовского малого вала (структура II порядка), вытянутого субмеридионально и осложняющего юго-западную часть Ханты-мансийской впадины. К западу от него выделяется Северо-Тюмский малый прогиб, а к востоку Северо-Алымский малый прогиб.

В пределах территории с учетом сейсморазведочных и тематических работ выявлены в настоящее время положительные структуры III и IV порядка: Зимняя I, Зимняя II, Малозимняя, Южно-Зимняя, Мало-Тюмская, северная часть Северо-Тюмской, Усть-Демьянская.

Структуры Зимняя I, Зимняя II и Малозимняя входят в контур нефтеносности пласта АС102 Зимнего месторождения. Структуры Зимняя I, Зимняя II относятся к разряду подготовленных, а остальные - к выявленным.

2.3 Нефтегазоносность

Зимнее нефтяное месторождение входит во Фроловскую нефтегазоносную область, Уватский нефтегазоносный район (рисунок 4). Он расположен частично на территории ХМАО. На его территории выделяется 2 вала: Ендырский и Зимний, осложняющие Ханты-Мансийскую впадину. В районе открыто 6 месторождений нефти.

Особенностью осадочного чехла является:

1) - развитие верхней и частично средней юры только в глинистых фациях;

2) - неповсеместное развитие нижнеюрских отложений;

3) - в неокомских отложениях прослеживаются клиноформы, связанные с формированием пластов АС12, АС11, АС10 .

Основной продуктивный комплекс-неокомский - клиноформный, в нем открыты залежи в пластах АС12, АС11, АС10. Мощность осадочного чехла 3,1-3,3 км, этаж нефтеносности около 500 м, глубина залегания залежей 2350-2800 м. Продуктивные пласты имеют сложное строение, неоднородны, преобладают коллекторы Vкласса. Залежи малодебитные. Нефти средней плотности, мало- и среднесернистые, мало-, среднепарафинистые.

Доюрский нефтегазоносный комплекс

Образования фундамента подразделяются на два структурно-тектонических этажа: нижний - собственно складчатый фундамент, сложенный породами, прошедшими геосинклинальный этап развития, и верхний, сложенный эффузивными и эффузивно-осадочными породами, накопившимися в условиях параплатформенного режима.

Гетерогенный доюрский фундамент в данном районе и на соседних площадях мало изучен и требует дальнейшего исследования.

Рисунок 4 - Выкопировка из схемы нефтегазогеологического районирования (2003 г.)

Прогнозные резервуары приурочены преимущественно к кремнисто-карбонатным (чаще всего рифогенным) отложениям палеозоя. Типы коллекторов в отложениях палеозоя трещинно-порово-кавернозные и порово-трещинные, особенно в очагах тектонической нарушенности и метасоматической доломитизации органогенно-обломочных известняков и вторичных доломитов.

В разрезе мезозоя по результатам комплексного анализа результатов пробуренных скважин соседних площадей и особенностей волновой картины на временных разрезах выделяются следующие нефтегазоносные комплексы: нижнеюрский, среднеюрский, верхнеюрский, неокомский (в т.ч. ачимовский) и апт-альб-сеноманский. Комплексы отделены друг от друга глинистыми покрышками различной значимости и протяженности.

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс

Нижнеюрский нефтегазоносный комплекс залегает в основании платформенного чехла и представлен породами прибрежно-морского и морского генезиса, объединенного в шеркалинскую свиту.

Коллекторы нижней юры, перспективность которых связана с базальными пластами Ю10-11, формировались в условиях мелководно-морского замкнутого бассейна с изрезанной береговой линией.

Промышленная продуктивность рассматриваемых отложений установлена в Красноленинском районе (Талинское месторождение), где нефтеносными являются пласты Ю10-Ю11шеркалинской свиты. Признаки нефтегазоносности отмечены на Северо-Демьянской (скв. 7 и 11) и Демьянской (скв. 20) площадях, где шеркалинскаясвита испытывалась совместно с тюменской свитой, открытым забоем, при этом был получен приток нефти с водой дебитом от 0,7 до 0,94 м³/сут. На склонах поднятий нижнеюрские отложения выпадают из разреза за счет последовательного выклинивания нижних горизонтов, в результате чего формируются ловушки выклинивания, или стратиграфические ловушки, ограниченные размывом снизу. Ловушки такого (Талинского) типа очень характерны для юрских отложений - шнурковые, полосовидные, козырьковые литологические и структурно-литологические.

Перспективными являются и отложения пластов Ю10-11 на опущенных участках, которые оставались замкнутыми ловушками не только в юрское время, но и в течение всего юрско-палеогенового периода. На этих поднятиях ожидается открытие залежей структурного типа, но, возможно, осложненных как литологическими, так и тектоническими экранами.

Отложения пласта Ю10 распространены значительно шире пластов Ю11. Верхняя часть пласта Ю10 и перекрывающие её аргиллиты радомской пачки формировались в условиях кратковременной трансгрессии моря с севера.

Обычно к нижнеюрским отложениям могут быть приурочены зоны постседиментационного разуплотнения пород с улучшенными ФЭС, которые могут служить ловушками углеводородов.

Таким образом, нефтегазоносность нижнеюрского комплекса, на рассматриваемой территории, вероятнее всего, связывается со структурно-стратиграфическими ловушками, вместе с тем не исключена возможность их обнаружения в ловушках структурного типа.

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс

Среднеюрский нефтегазоносный комплекс представлен, в основном, континентальными, реже мелководно-морскими отложениями тюменской свиты, коллекторы которой фациально не выдержаны и отличаются резкой литологической изменчивостью.

Нефтепоисковый интерес представляют пласты Ю2-4, приуроченные к кровле комплекса. Промышленнаянефтегазоносность пластов Ю2-4 доказана на Вареягском, Северо-Вайском, Северо-Демьянском, Кальчинском, Радонежском, Пихтовом месторождениях.

На Северо-Демьянском месторождении открыто две залежи нефти в пластах Ю2-4 на глубинах 2900-2950 м. Залежь нефти пласта Ю2-4 низкодебитная. Максимальный приток нефти пласта Ю2-4- 3,3 м³/сут на 2 мм штуцере в скважине №³. В других скважинах притоки нефти не превышают 0,1-1,0 м³/сут. Коллекторы представлены тонким переслаиванием песчано-алевритовых и углисто-глинистых пород, с открытой пористостью от 3,3 до 15,1%, проницаемостью от 0,04 до 0,266 мД.

На Кальчинском месторождении залежь пласта Ю3-4 находится в промышленной эксплуатации, дебиты нефти составляют 27,6 м³/сут на 6 мм штуцере (скв. 61).

На Северо-Вайском месторождении при испытании скважины № 38 из отложений пласта Ю2-4 в интервале 2772-2790 м получен непереливающий приток нефти дебитом 6,23 м³/сут при СДУ=2100 м.

На Пограничном участке в скважине № 4 из пласта Ю3 и при совместном испытании из пласта Ю2-3 получены притоки нефти дебитами соответственно, 7,0 м³/сут при СДУ=1035 м и 14,6 м³/сут при СДУ= 989 м.

В связи с открытием нефтяных залежей на соседних месторождениях перспективность структурных ловушек значительно повышается, для опоискования которых и проектируются поисково-оценочные скважины.

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс

Комплекс связан с пластом Ю0баженовской свиты, продуктивность которой установлена на Ендырской площади, где при испытании скважины №9 получен приток нефти дебитом 5,6 м³/сут при СДУ=1006 м. Потенциально продуктивными эти отложения являются и на Северо-Демьянской площади, что основывается на данных интерпретации ГИС, кернового материала и испытания скважины №8-Р, в которой при испытании отложений баженовской свиты получен приток нефти дебитом 3,2 м³/сут на штуцере 2 мм.

Непромышленный приток нефти получен на Среднедемьянской площади, в пределах Уватской зоны, где при испытании скважины №10 среднесуточный дебит нефти составил 0,35 м³/сут при СДУ=1328 м.

На Радонежском месторождении открыта залежь нефти в пласте Ю0, где при испытании интервала 2760-2783 м из отложений пласта Ю0 получен приток нефти дебитом 24,5 м³/сут при СДУ=830 м.

Неокомский нефтегазоносный комплекс

Основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с неокомскими отложениями. В их основании залегает ачимовская толща (низы ахской свиты), промышленная нефтегазоносность которой установлена на Кальчинском и Северо-Кальчинском месторождениях, а нефтепроявления отмечены на всех сопредельных площадях. Ачимовская толща на Северо-Демьянской площади представлена переслаиванием песчаников мелкозернистых, известковистых, крепкосцементированных, с алевролитами и аргиллитами. В скважине №2 маломощные песчаные прослои ачимовской толщи вскрыты в интервале 2729-2838 м. Из интервала 2818,4-2837,7 м поднято 4,7 м песчаников с запахом нефти. Этот интервал был испытан совместно с отложениями баженовской и абалакской свит, где был получен приток слаборазгазированного фильтрата с пленкой нефти дебитом 0,96 м³/сут. На Кальчинском месторождении также установлена нефтеносность ачимовской толщи, где выделяются несколько самостоятельных пластов (линз) в интервалах глубин 2500-2750 м. Это сложно построенная толща осадков ачимовской толщи и ее мощность изменяется в широких пределах от 160 м до полного отсутствия в погруженных участках. Эффективная толщина отдельных пластов достигает 26,8 м. Средняя пористость коллекторов составляет - 17,6%, проницаемость - 9,0 мД, нефтенасыщенность - 53%.

На Северо-Кальчинской площади в скважине №52 из отложений ачимовской толщи поднят нефтенасыщенный керн и при испытании интервала 2707-2714 м получено около 200 л нефти. Ачимовские отложения на участке работ перспективны для поисков залежей углеводородов пластово-сводового и структурно-литологического типа. На Зимнем месторождении продуктивным является пласт АС102 (АС11) в разрезе которого выявлен литологически экранированный резервуар, характеризующийся невысокими эффективными толщинами коллекторов. При испытании отложений пласта в скважине №6 был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 5,2 м³/сут на 2 мм штуцере (табл. 2.).

Таблица 2 - Результаты испытания скважин Зимнего месторождения

залежи пласта АС102(АС11)

№ скв.	Альт. + удл.	Интервал испытания пласта глубина, м	Дебиты, м3/сут	Рзаб	Рпл, атм	Депрессия, атм	dшт., мм	СДУ, м	Нст, м	t пл, oC/глубина замера, м	Примечание
			Неф-ти	Воды
6	47,9	2336-2342	5,2		21,3	238	2,66	2	1316		77/2300	КИИ-146
12	46,0	2338-2343	3,2
12	46,0	2329-2344	23,3			235				1047	75
12	46,0		2,8					2
14	44,0	2317-2371		ФБР+пленка=18.4		215	103				84/2340	КИИ-146
14	44,0	2344-2360	3,5				134		1308		84/2340	ПКС-80
25	40,0	2359-2364	14,4					8
25	40,0	2359-2369	13,9					4
25	40,0	2359-2378	16,2	1,8				4

К пластам АС9-АС12 приурочены залежи нефти на Кондинской группе месторождений, Чапровском, Западно-Эргинском и Приобском месторождениях структурно-литологического и литологическиэ кранированного типа.

В шельфовом пласте АС10 на территории Пограничного участка открыта нефтяная залежь.

2.3.1 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Результаты, полученные при лабораторных исследованиях флюидов, приведены в таблицах 3-5. Всего исследовано пять поверхностных (скв. 6Р, 12Р, 14Р, 25Р) и семь глубинных проб нефти (скв.12Р, 25Р) и одна проба пластовой воды (скв.14Р).

Нефти, отобранные из скв. 6Р, 12Р, 14Р, по своей характеристике сходны между собой. Они тяжелые, плотность варьирует в диапазоне значений 0,869-0,886 г/см³, с тенденцией снижения параметра в гипсометрически более высоких скважинах (скв. 12Р).

По другим показателям нефти относятся к категории средневязких (23,43-69,63 мм²/с), высокосернистых (до 2,37%), смолистых (до 13,15%), малопарафиновых и парафиновых (от 0,91 до 2,49%). Доля легких фракций, выкипающих до 300єС, колеблется в пределах 30-38%, температура начала кипения 82-100єС. По групповому углеводородному составу нефть относится к метановым, с содержанием метановых УВ 68%, на долю ароматических УВ приходится 21%, нафтеновых - 11%.

Основные показатели нефти в пластовых условиях следующие (скв.12Р): динамическая вязкость - 3,84 МПаЧс, плотность - 0,854 г/см³, молекулярный вес - 185 г/моль; в компонентном составе присутствует метан в количестве 22,8%, остаток составляет 68,1%.

Нефть недонасыщена газом. Давление насыщения не более 9,0 МПа. Газосодержание по способу ступенчатого разгазирования в среднем составляет 33,69 м³/т. Растворенный газ относится к категории полужирных (суммарная концентрация С2+в 6,63%), низкоазотных (азота - 1,09%), низкоуглекислотных (углекислого газа - 0,46%). Содержание метана - 91,81%. Плотность газа - 0,753 кг/м³, молярная масса - 18 г/моль.

Гипсометрически коллектора скв.25Р залегают ниже относительно других скважин. Однако нефть, отобранная из этой скважины легче, ее плотность составила 0,879 г/см³. По содержанию серы (1,99%) она ближе к сернистым. Из всех проанализированных, проба содержит наименьшее количество смол и асфальтенов (7,62 и 0,47% соответственно).

Таблица 3 - Свойства нефти и пластовой воды пласта АС102 Зимнего месторождения

Наименование параметров	Количество исследований	Диапазон изменения параметра	Среднее значение по пробам	По балансу на 01.01.05 г.
	скважин	проб
а) Нефть
Давление насыщения, МПа	2	7	8.8-10.6	9.8
Газосодержание, м3/т - однократ. разгазирование - ступенч. разгазирование	2 2	7 9	35.90-50.79 32.07-46.69	42.94 38.84	33
Объемный коэффициент, д.ед. - однократ. разгазирование - ступенч. разгазирование	2 2	7 9	1.073-1.100 1.063-1.101	1.086 1.086	пересчетный коэффициент 0.9
Плотность пластовой нефти при однокр. разгазировании, кг/м3	2	7	833-854	844
Плотность сепарир. нефти, кг/м3 - однократ. разгазирование - ступенч. разгазирование	2 2	7 9	876-888 869-886	882 877	850
Вязкость пластовой нефти, МПаЧс	2	7	2.00-4.05	2.99
б) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т Объемный коэффициент, д.ед. Общая минерализация, г/л Плотность, г/см3	1 1 1 1	1 1 1 1	1.5 1.014 6.8 1.004	1.5 1.014 6.8 1.004

* - по аналогии с близлежащими площадями



Таблица 4 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта АС102

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Вязкость кинематическая, м2/с при 20°С 50°С Температура застывания, °С Температура насыщения парафином, °С	4 4 4	5 5 5	23.16-69.63 7.99-16.54 -4 - +7	39.39 11.55 +2
Массовое содержание, %: серы смол силикагелевых асфальтенов парафинов солей воды	4 4 4 4 1 1	5 5 5 5 1 1	1.96-2.37 7.62-13.15 0.47-2.45 0.91-2.49 отс. 0.26	2.19 10.12 1.84 1.75 отс. 0.26
Температура плавления парафина, °С	4	5	54-61	59
Объемный выход фракций, %: НК до 150°С до 200°С до 300°С	4 4 4 4	5 5 5 5	64-100 4-9 11-16 30-41	90 7 14 35
Классификация нефти	сернистая, смолистая, парафиновая

По данным разгазирования глубинных проб нефть более газонасыщена, ее газосодержание - 43,99 м³/т (ступенчатая сепарация), давление насыщения соответствует 10,5 МПа. Нефть менее вязкая, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 2,15 МПаЧс, плотность в пластовых условиях - 0,834 г/см³. В компонентном составе пластовой нефти содержание метана достигает 28,05%, в остатке - 58,98%.

Таблица 5 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти по пласту АС102

Наименование	При однократномразгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальномразгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пластовая нефть, % мольн. (однократноеразгазирование)
	Выделившийся газ, % мольн.	Нефть, % мольн.	Выделившийся газ, % мольн.	Нефть, % мольн.
Углекислый газ	0.49		0.5	0.02	0.15
Азот	0.83		1.08	0.00	0.24
Гелий
Водород
Метан	83.28	0.01	91.4	0.27	25.43
Этан	3.19	0.01	2.76	0.33	1.00
Пропан	4.96	0.09	2.38	1.56	1.78
Изо-бутан	2.01	0.12	0.57	1.05	0.90
Н-бутан	3.14	0.32	0.81	2.21	1.80
Изо-пентан	1.03	0.40	0.22	1.58	1.19
Н-пентан	0.76	0.49	0.18	1.78	1.33
Гексаны	0.30	1.33	0.11	3.67	2.66
Остаток		97.24		87.54	63.52
Молекулярная масса	21	242	18	236	176
Молекулярная масса остатка		257
Плотность газа, кг/м3	0.905		0.761
Относит.плотность газа по воздуху, д.ед.	0.751		0.631
Плотность нефти, кг/м3		882		877	844

Компонентный состав растворенного газа практически такой же, отличия лишь в сотых долях процента.

2.3.2 Сведения о запасах

Запасы нефти и растворенного газа по Зимнему месторождению в ГКЗ не утверждались.

Начальные геологические запасы нефти по пласту АС102, числящиеся на государственном балансе РФ по категории С1 составляют 8955 тыс.т, извлекаемые 2686 тыс.т.

Подсчет запасов по двумерной модели произведен по формуле:

Qн(бал.) = F Ч h Ч Кп Ч Кн Ч гн Ч в,

где: Qн -геологические запасы нефти, тыс.т;

F - площадь нефтеносности, тыс.м²;

h - средняя толщина нефтенасыщенных коллекторов, м;

Кп - коэффициент пористости, доли ед.;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли ед.;

гн - плотность нефти в стандартных условиях, т/м³;

в - пересчетный коэффициент, доли единицы.

Запасы растворенного газа определялись умножением соответствующих запасов нефти на принятое среднее газосодержание (39 м³/т).

2.4 Гидрогеология

Зимнее месторождение расположено в южной части Западносибирского артезианского мегабассейна, являющегося мощной гидродинамической системой. Особенностью этой системы является наличие глинистых водоупорных отложений олигоцен-турона (до 700 м), разделяющих разрез на два резко различных по своим гидрогеологическим особенностям этажа и практически полностью исключающих гидродинамическую связь между минерализованными водами мезозойских отложений и пресными водами кайнозойских отложений.

Нижний гидрогеологический этаж

Включает отложения сеноман-юрского возраста и обводненные породы верхней части доюрского фундамента. В составе нижнего этажа выделено четыре гидрогеологических комплекса: палеозойский, юрский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Комплексы отличаются источниками питания и водообмена, составом и минерализацией подземных вод и газов, температурным режимом.

Палеозойский водоносный комплекс представлен трещиновато-поровой зоной фундамента, вулканогенно-осадочными образованиями туринской серии. Его гидрогеологические условия изучены крайне слабо, в ряде случаев верхние зоны палеозоя испытывались совместно с низами юрских отложений. В отличие от вышележащих комплексов отложения палеозоя полностью консолидированы и утратили свою первичную пористость. Поэтому гидрогеологическая структура комплекса сформировалась в связи с образованием вторичной трещиноватости, выветривания и в результате последующих тектонических напряжений, т.е. сформировалась водонапорная система трещинных и трещиновато-жильных вод с очень сложной гидравлической взаимосвязью. Характерна значительная гидравлическая разобщенность отдельных водоносных зон, отмечается тенденция уменьшения водообильности пород палеозоя по мере удаления от обрамления. При совместном испытании палеозойских и шеркалинских отложений в интервале 3132-3144 м (скв.80 Южно-Ярокская площадь) получено пластовой воды с ФБР 1,4 м³/сут при СДУ=975 м. При испытании КИИ интервала 3100-3200 м (скв.50 Тюмская площадь) притока не получено. Воды комплекса, по классификации В.А.Сулина, относятся к хлоридно-кальциевому типу с минерализацией, равной 24,7-29,3 г/л, и имеют место повышенные содержания йода и брома. Пластовые давления несколько выше гидростатических, ожидаемые пластовые температуры до +135°С. Газонасыщенность пластовых вод и состав газов закономерно изменяются по мере погружения комплекса. Величина газонасыщенности изменяется от сотых долей до 2 м³/м³ и более. Газы метанового состава.

Юрский водоносный комплекс слагается водопроницаемыми отложениями шеркалинской, тюменской, абалакской и баженовской свит общей толщиной до 200 м, которая увеличивается в северном направлении. Комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Открытая пористость водоносных пород составляет 10-15%, проницаемость не превышает нескольких миллидарси. Невысокие коллекторские свойства пород, слагающих данный комплекс, обуславливают слабые притоки пластовых вод. По В.А. Сулину, воды комплекса хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. Величина минерализации изменяется от 16,5 до 26,0 г/л. Основными солеобразующими компонентами подземных вод являются ионы хлора (77-99%-экв) и натрия с калием (92-99%-экв). Кальция содержится 0,3-5,6%-экв, магния - до 3%-экв, гидрокарбоната - 1-22%-экв. Из микрокомпонентов присутствуют: йод, бор, бром, фтор, из которых только содержание йода по классификации является промышленным. Нафтеновые кислоты либо не обнаружены, либо определены в незначительном количестве. Пластовые давления достигают 26,0 МПа. Пластовые температуры лежат в пределах значений +80 - +120°С.Подземные воды насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава. Содержание метана достигает 98,0%, азота - 1,46-35,87%, гомологов метана (в сумме) - до 3,06%. Газосодержание составляет 0,5-2,5 м³/м³. Перекрывается юрский водоносный комплекс глинистыми отложениями подачимовской пачки общей мощностью до 20 м.