1.2 Химический состав и свойства пластовых вод

Биттемское нефтяное месторождение приурочено к центральной части Западно-сибирского артезианского бассейна.

В вертикальном разрезе бассейна выделяется 5 гидрогеологических комплексов; олигоцен-четвертичный (первый), турон-нижнеолигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый) и юрский (пятый).

Особенностью разреза рассматриваемого района является то, что второй, турон-олигоценовый, гидрогеологический комплекс на 70-90% представлен мощной толщей глинистых образований и делит весь разрез осадочного чехла на два резко различные по своим гидрогеологическим особенностям этажа. Выше залегают континентальные осадки олигоцен-четвертичного возраста, которые вместе с указанной выше толщей образуют верхний гидрогеологический этаж, характеризующийся свободным, реже затрудненным водообменном. В его пределах развиты пресные и слабосолоноватые воды.

Отложения третьего, четвертого и пятого комплексов слагают нижний этаж, характеризующийся затрудненным, весьма затрудненным, местами почти застойным режимом. Для вод нижнего гидрогеологического этажа характерны высокие значения минерализации, температуры, газонасыщенности.

Продуктивные пласты АС_11, Ач₁ и ЮС₀ залегают в пределах 4 и 5 гидрогеологических комплексов.

Пятый гидрогеологический комплекс включает трещиноватые породы фундамента, кору выветривания, отложения тюменской и васюганской свит. Перекрывается комплекс толщей битуминозных аргиллитов баженовской свиты. На Биттемском месторождении комплекс вскрыт двенадцатью скважинами. Мощность водоупора 23-37 м. В поисковой скважине 50 получен приток пластовой воды дебитом 1,33 м³/сут при СДУ=1095 м из одного объекта - пласт ЮС₉. При опробовании в открытом стволе отложений тюменской свиты на соседнем (Ай-Пимском) месторождении получены также слабыe притоки пластовой воды.

Пластовые воды пласта АС₁₁ изучены на образцах 44 проб из 26 скважин пласта (таблица 1.2.1). В предыдущем технологическом документе на основании анализа 9 проб из трех поисково-разведочных скважин (№№ 20п, 25п, 30п - 1989, 1998г.г.) диапазон изменения минерализации составлял 9,4-10,3 г/л при среднем значении порядка 10 г/л, что представлялось несколько заниженным по сравнению с другими месторождениями района. В настоящее время объем исследований значительно увеличился. Дополнительно исследованы три пробы из скважин №№ 107, 140, 332 (пласт АС₁₁, 2005 г.). Все пробы являются качественными, минерализация колеблется от 9,4 до 15,4 г/л при среднем значении 14 г/л, при ярко выраженном гидрокарбонатно-натриевом типе. Такое значение минерализации вполне обосновано, поскольку хорошо согласуется с материалами изучения пластовых вод близлежащих месторождений (Ульяновское - 14,5 г/л; Третьяковское - 14г/л; Камынское - 14г/л; Санинское - 14,6г/л; Западно-Камынское - 16,5г/л).

Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в незначительном количестве. По данным анализа пластовой воды (пласт АС₁₁) из скважин №№ 107, 140, 332 концентрация йода составляет 5,5 мг/л, брома - 49,6 мг/л, меди - 2,6 мг/л, стронция - 27,5 мг/л, железа - менее 1,5 мг/л (таблица 1.2.1). В условиях горизонта воды насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину) с концентрацией метана 85-90%, содержание азота до 6%, двуокиси углерода около 1,5%; сероводород в составе водорастворенных газов отсутствует. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,7 м³/м³. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа снижается и на периферии не превышает 0,4-0,8 м³/м³ (таблица 3.1.1). Вязкость в условиях пласта изменяется от 0,35 до 0,41 мПа^.с при среднем значении 0,39 мПа^.с.

Для отложений ачимовской толщи (пласты группы Ач) характеристика пластовой воды, ввиду отсутствия достоверной информации по Биттемскому месторождению (8 проб представлены техническим раствором), принята по аналогии с пластовыми водами соседних площадей (Логачевской и Восточно-Студеной - 4 пробы из 2-х скважин). Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, магния, хлора, гидрокарбоната. Сульфаты содержатся в небольшом количестве. Тип вод - гидрокарбонатно-натриевый, минерализация колеблется от 15,2 до 17,3 г/л при ее среднем значении 16,1 г/л (таблица 1.1.1). Спектральный анализ пластовых вод ачимовской толщи Биттемского месторождения не проводился. По аналогии с пластовыми водами месторождений Сургутского района с достаточным основанием можно предполагать, что в качестве микрокомпонентов присутствуют бром (30 - 76 мг/л), стронций (9,7 - 58,5 мг/л), медь (1,6 - 2,8 мг/л), железо (2,97 - 48,18 мг/л). Такие концентрации значительно ниже промышленного уровня и практического интереса не представляют.

В условиях пластов ачимовской толщи воды имеют вязкость от 0,32 до 0,35 мПа^.с, насыщены газом метанового типа (по Л.М.Зорькину). Газонасыщенность вод в пределах пласта изменяется от 89 м³/м³ до 93 м³/м³, в среднем составляет 90 м³/м³.

Четвертый водоносный комплекс перекрывается достаточно мощной толщей практически непроницаемых глин средней и верхней части алымской свиты, мощность которых в Сургутском районе достигает 200 м.

Вывод

- Нефть Биттемского месторождения по плотности является относительно легкой (0,845-0,870 г/см3), сернистой (0,84-1,31%), смолистой (4,86-16,41%), парафинистой (3,3-6,61%) с выходом легких фракций при 350⁰С около 50%, вязкость пластовой нефти составляет 1,16-2,56мПа*с. Величина газосодержания пластовой нефти меняется в относительно широких пределах - от 35 (пласт Ач₁) до 87 м³/т (пласт АС₁₁). Растворенный газ характеризуется значительным содержанием этана - свыше 3,4 %.

- По химическому составу воды продуктивных отложений относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с минерализацией 14,0-17,9 г/л. Ценные попутные микрокомпоненты содержатся в пластовых водах в небольших количествах.

Таблица 1.2.1 - свойство и состав пластовых вод Биттемского месторождения

нефть скважина трубопровод