Залежь пласта БС10-1 полностью оконтурена скважинами, пробуренными на пласт БС11. Характер распространения коллекторов по площади неравномерен. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19,8 м. Наибольшие толщины приурочены к северной части залежи. Уменьшение, вплоть до замещения происходит в южном направлении. На севере пласт представлен, как правило, 2-3 проницаемыми пропластками разделенных невыдержанными плотными пропластками толщиной 1-3 м. В южном направлении, где эффективные толщины составляют 0-2 м, коллекторы приурочены к кровельной части пласта. По данным ГИС были построены ГСР. Отмечено, что распределение проницаемости, нефтенасы-щенности, песчанистости по разрезу равномерное. Изменение же относительной доли коллектора происходит от кровли к подошве пласта.

По данным ГИС были проанализированы средневзвешенные значения проницаемости по скважинам. Отмечено, что они имеют трехвершинный характер при распределении. Такой характер распределения отражает зональность в распространении коллекторов по площади. Первая зона - южная - средняя проницаемость - 4 мД, вторая зона - центральная - средняя проницаемость - 13 мД, третья зона - северная - средняя проницаемость - 70 мД. В среднем по пласту она составляет 33,1 мД.

Таблица 1.2.1

Результаты изучения геологического строения и морфологической сложности объектов Суторминского месторождения

Параметры	БС10-1	БС11
		запад	восток	юг
Толщина общая, м	17,8	30,9	18,6	27,2
Толщина эффективная, м	7,6	19,9	12,6	13,9
Коэффициент расчлененности	2,5	6,9	4,9	6,6
Толщина проницаемого прослоя, м	2,5	3,2	2,8	2,2
Толщина непроницаемого прослоя, м	5,3	1,7	1,2	2,1
Коэффициент песчанистости по разрезу, дол.ед.	0,411	0,652	0,682	0,507
Коэффициент распространения коллектора, дол.ед.	0,281	0,458	0,417	0,294
Коэффициент проницаемости, мД	0,065	0,034	0,049	0,033
Коэффициент пористостости, дол.ед.	0,192	0,184	0,188	0,182
Коэффициент нефтенасыщенности, дол.ед.	0,576	0,635	0,721	0,587
Показатель послойной неоднородности, дол.ед.	0,100	0,372	0,255	0,323
Показатель зональной неоднородности, дол.ед.	0,161	0,428	0,182	0,393
Параметр функции воздействия	0,693	0,432	0,827	0,678
Параметр функции охвата	0,560	0,111	0,190	0,470
Параметр функции вертикальной связи	0,0291	0,350	0,404	0,447

1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды Суторминского месторождения

На Суторминском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-Ноябрьскефтегаз».

Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.3.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84°С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются. Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Таблица 1.3.1

Свойства пластовой нефти Суторминского месторождения.

Наименование	Индекс пласта
БС10 1-2	БС11
1. Пластовое давление, МПа	25,1	26,3
2. Пл. температура, °С	82	84
3. Давление насыщения, МПа	11,2	10,1
4. Газосодержание, м3 /т	68	62
5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3 /т	59	54
6. Объемный коэффициент	1,175	1,159
7. Плотность нефти, кг/м3	781	786
8. Объемный коэффициент при усл. Сепарации	1,152	1,130
9. Вязкость нефти, мПа*с	1,27	1,25
10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4	13,90	13,63
11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3	850	847

В таблице 1.3.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти.

По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С₂ Н₆ – С₅ Н₁₂ – 16-17%.

Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.

Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.

Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350°С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.

Таблица 1.3.2

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Суторминского месторождения.

Наименование	Пласт БС10
При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл.		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл.			Пластовая нефть
Выделившийся газ	Нефть	Выделившийся газ	Нефть
1	2	3	4	5		6
1. Углекислый газ	0,25	-	0,31	0,01		0,09
2. Азот+редкие в т.ч. гелий	1,27	-	1,48	0,00		0,45
3. Метан	66,61	0,08	78,23	0,09		23,54
4. Этан	4,19	0,06	4,55	0,25		1,54
5. Пропан	9,07	0,52	6,96	2,24		3,66
6. Изобутан	5,91	0,94	3,01	2,91		2,97
7. Нормальный бутан	6,76	1,96	3,16	4,34		3,99
8. Изопентан	2,29	1,93	0,84	3,03		2,37
9. Нормальный пентан	2,02	2,46	0,70	3,34		2,54
10. Гексаны
11. Гептаны	1,63	92,05	0,70	83,79		58,85
12. Остаток (С8 +выше)
13. Молекул. Масса	28,32	201	22,90	176,10		130,20
14. Плотность:
- газа, кг/м3	1,177	-	0,952	-		-
- нефти, кг/м3	-	856	-	850		781
Пласт БС11
1. Углекислый газ	0,24	-	0,28		0,00	0,08
2. Азот+редкие в т.ч. гелий	1,05	-	1,20		0,00	0,34
3. Метан	68,37	0,22	78,91		0,10	22,23
4. Этан	4,47	0,12	4,74		0,27	1,52
5. Пропан	7,89	0,82	6,09		1,94	3,10
6. Изобутан	6,20	1,81	3,44		3,15	3,23
7. Нормальный бутан	5,90	2,57	2,96		3,95	3,66
8. Изопентан	2,19	2,62	0,89		3,12	2,50
9. Нормальный пентан	1,89	3,07	0,76		3,47	2,71
10. Гексаны
11. Гептаны	1,79	88,77	0,73		84,00	60,63
12. Остаток (С8 +выше)
13. Молекул. масса	-	-	-		-	-
14. Плотность:
- газа, кг/м3	1,155	-	0,947		-	-
- нефти, кг/м3	-	853	-		847	768

Таблица 1.3.3

Свойства и состав пластовой воды Суторминского месторождения.

Пласт	Вязкость в пл. условиях, мПа*с	Плотность в пл.усл, кг/м3	Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л)
Cl-	SO4 2-	HCO3 -	Ca2+	Na+ +K+
БС11	0,5	1007

1.4 Запасы нефти и растворенного газа

Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения впервые был произведен в 1981 году Главтюменьгеологией (протоколы №№ 8902 и 8903 от 21.12.81 г.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2 и БС11.

Пересчет запасов нефти, растворенного и свободного газа с утверждением ГКЗ РФ осуществлен в 1993 году (протокол №170 от 25.06.93.) по пластам ПК-1, БС10-1, БС10-2, БС10-3, БС11 и БС12.

После пересчета по состоянию на 01.01.2000 год произошли следующие изменения в запасах. В1993 году по пласту БС11 сделали перевод запасов из категории С₁ в категорию В (21910 тыс.т балансовых и 6373 тыс.т извлекаемых). Площадь запасов категории В+С₁ при этом не изменились. В 1995 году по этому же пласту частично списаны запасы категории С₂ в количестве 8429 тыс.т балансовых и 472 тыс.т извлекаемых. Площадь нефтеносности запасов категории С₂ уменьшилась на 17880 тыс.м³ .

По пласту БС12 произведен прирост запасов нефти категории С₁ в количестве 523 тыс.т балансовых и 120 тыс.т извлекаемых. Прирост запасов осуществлен в границах категории С₂ .

В целом по Суторминскому месторождению на 01.01.2000 год прирост запасов нефти составил 523 тыс.т (0,15% от запасов месторождения), запасы категории С₂ уменьшились на 8952 тыс.т (29,94%).

Площади нефтеносности залежей, начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного газа, подсчетные параметры и запасы свободного газа, числящихся на балансе ВГФ на 01.01.2000 год приведены в таблице 1.5.1 и 1.5.2.

В целом по месторождению запасы нефти по категории В+С₁ составляют:

- начальные балансовые – 348167 тыс.т;

- остаточные – 272085 тыс.т;

- начальные извлекаемые – 96406 тыс.т;

- остаточные извлекаемые – 20324 тыс.т.

Запасы растворенного газа по категориям В+С₁ составляют:

- начальные извлекаемые – 5407 млн.м³ ;