Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных. Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом.

Количество осадков достигает 400 мм. в год.

Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Район слабонаселен. Коренные жители – ханты и манси.

Сообщение между населенными пунктами осуществляется: водным, воздушным, железнодорожным транспортом, заканчивается строительство автотрассы.

2.6 Тектоника

Кошильское месторождение в тектоническом отношении представляет собой антиклинальную структуру третьего порядка.

Сургутский свод расположен в центральной части Хантейской антиклинали. По сейсмическому горизонту Б примерно приуроченному к подошве баженовской свиты (волжский ярус) свод оконтуривается изолиниями 2850–2900. Площадь Сургутского свода превышает 30 тысяч километров. Поднятие вытянуто к северо-востоку на 300 километров, ширина свода – 100 километров, амплитуда 300 – 400 метров. Поверхность фундамента вскрыта на глубинах 3000–3165 м.

3. Промышленная характеристика месторождения

3.1 Характеристика продуктивных горизонтов

Основные промышленные запасы нефти по Западно–Сургутскому месторождению сосредоточены в пластах БС1, БС2+3, БС10, существенно отличающихся коллекторскими свойствами пород, физико-химическими свойствами флюидов.

БС1 сложен тремя типами пород: песчаниками мелко и среднезернистыми, полимиктовыми, с глинистым цементом. В северном направлении отмечаются появления в ее составе глинистых прослоев и уменьшения в мощности, последняя колеблется от 8,4 до 3,2 м. Эффективная мощность изменяется от 7,6 до 3 м, дебиты через 8 мм штуцер составляют 58–160 м3/сут. Пористость пород – коллекторов до 33,2%, проницаемость – 0,708´10-12 м2.

БС2-3 на месторождении развит неповсеместно и представлен песчаниками мелкозернистыми полимиктовыми. Встречаются пропластки известковистого песчаника. В северном направлении отмечается появление в ее составе глинистых прослоев. Пористость пород изменяется от 19 до 30,4%, проницаемость – 0,36х10-12 м2. Сокращение мощности происходит с юго-запада на северо-восток, а также от крыльев к своду. Эффективная мощность меняется от 12 до 1 метра. Дебиты нефти равны 72–96 м3/сут. через 8 мм штуцер.

Горизонт БС10 является одним из основных нефтеносных горизонтов. Он расчленяется на три пласта: БС101, БС102, БС103, которые в ряде скважин сливаются, сложен песчаниками, алевролитами, неотсортированными глинистыми и карбонатными породами.

Пласт характеризуется единой гидродинамической системой. Абсолютная оценка ВНК по пласту БС10 2280–2340 метров не одинакова по площади. В южной части площади она одинакова для всех платов горизонта БС10-11 – 2300 метров. Тип коллектора – поровый. Средняя эффективная толщина – 10,6 метров. БС10 сложен очень пестро. Подошва кровли горизонта БС10 замещается аргиллитами и глинистыми алевролитами, что придает ему полосообразный и линзовидный характер. Пористость пород – коллекторов – от 15 до 26%, проницаемость – 0,094 х 10-12 м2.

Породы коллекторы отделяются друг от друга глинистыми перемычками мощностью от 1 до 6 метров. Для всех пластов БС10 характерно полное замещение коллекторов глинистыми породами. Пласт не однороден, не выдержан по площади. ГНК отсутствует. Дебиты нефти изменяется от небольших притоков до 43 м3/сут. на 6 мм штуцере.

3.2 Характеристика промышленных нефтяных горизонтов

Таблица 3. Характеристика промышленных нефтяных горизонтов на Кошильском месторождении

Нефть горизонта БС10 Кошильского месторождения коричневая, маслянистая, с запахом ароматических углеводородов, тяжелая и вязкая, сернистая с незначительным содержанием растворенного газа.

Газ метановый. Удельный вес в пластовых условиях 830 кг/м3, в поверхностных – 887 кг/м3. Газосодержание – 49 м3/т, давление насыщения 9,6 Мпа, содержание асфальтенов – 2,11%, смол – 14,75%, серы – 2,14%, парафина – 3,22% с температурой плавления – 56 градусов Цельсия. Наиболее легкая нефть приурочена к локальным поднятиям на структуре. Наиболее тяжелая нефть – в скважинах, расположенных вблизи зон замещения. Примерно такой же закономерности подчиняется вязкость, наименее вязкая нефть – в локальных поднятиях, наиболее вязкая – к зонам замещения.

3.3 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент каверзности пластов

Таблица 4