Приобское нефтяное месторождение - iv_g. Характеристика приобского месторождения, методы его разработки

ИСТОРИКО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Т.Н. Немченко (НК "ЮКОС")

Приобское нефтяное месторождение по величине запасов относится к группе уникальных и введено в разработку в 1989 г. Месторождение расположено в Ханты-Мансийском АО Тюменской области, в 65 км к востоку от Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от Нефтеюганска. Оно входит во Фроловскую нефтегазоносную область - западную часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Приобское нефтяное месторождение занимает в системе нефтегазоносных комплексов Западной Сибири особое место. Открытие Приобского месторождения является значительным событием последних лет. Промышленная нефтеносность установлена в верхней части тюменской и баженовской свит и в неокомских отложениях. Основными по запасам являются неокомские пласты АС 10-12 . К пластам готеривского возраста, залегающим на глубине 2300-2700 м, приурочено более 20 залежей, большинство из которых отнесено к категории крупных. По данным сейсмостратиграфического анализа установлено клиноформное строение неокомских продуктивных пластов. Приобское месторождение является единственным в этом районе, где клиноформное строение неокомских пластов подтверждено глубоким бурением ().

Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения контролируется практически только одним фактором - наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях (пласты АС 10-12) позволяет предполагать, что залежи нефти, связанные с этими пачками, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью (водонефтяные контакты отсутствуют), а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения ().

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения. С ней связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, нефтегазоносность которой не определяется региональным структурным фоном, а контролируется областью развития неокомских клиноформ (Карогодин Ю.Н., 1998).

Целый ряд важных вопросов, связанных с условиями формирования нефтяных залежей, остается слабоизученным. В связи с этим особое значение приобретает создание принципиальной историко-генетической модели формирования нефтяных залежей в сложнопостроенных резервуарах Приобского месторождения.

Месторождение входит в крупную нефтегазоносную зону меридионального простирания, приуроченную к осложненной группе локальных поднятий моноклинали в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины и Салымского свода.

Приобское куполовидное поднятие непосредственно примыкает к землям Большого Салыма, где базисным горизонтом служит баженовская свита. По этому горизонту выделяется группа нефтяных месторождений - Салымское, Северо- и Западно-Салымские, Верхне- и Средне-Шапшинские, Правдинское и др.

Ханты-Мансийская впадина в течение меловой истории Западной Сибири оставалась наиболее погруженной частью бассейна осадконакопления, в связи с чем здесь по сравнению с окружающими территориями разрез более глинистый. В волжское время район Приобского месторождения оказался в глубокопогруженной (до 500 м) приосевой зоне палеобассейна с характерными чертами недокомпенсированно-го бассейна. Это привело к аккумуляции богатого ОВ аргиллитового интервала баженовской свиты. В районе Приобского месторождения с раннего берриаса на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. Клиноформы и стратиграфические пакеты, вытянутые вдоль палеооси бассейна, начали формироваться с востоко-юго-востока и постепенно заполнили весь бассейн. В трансгрессивные фазы накапливались преимущественно глинистые толщи, такие как пимская, быстринская, а в регрессивные фазы - песчано-алевролитовые пласты (АС 7 -АС 12) (Карогодин Ю.Н., 1998).

Баженовская свита имеет высокие содержание общего ОВ и генерационный потенциал. Считается, что этот горизонт является нефтематеринской толщей для большинства выявленных в нижнем мелу месторождений нефти в Западно-Сибирском бассейне. Однако в свете спокойной тектонической истории Приобского месторождения предположение о формировании залежей в неокомских резервуарах в результате широкомасштабной вертикальной миграции УВ представляется весьма проблематичным.

В целях создания историко-генетической модели формирования нефтяных залежей неокомских отложений Приобского месторождения был использован программный комплекс Basin Modeling . Комплекс позволяет быстро и с минимальным набором геологических данных создать модель для оценки УВ-потенциала. Фрагменты базы данных программы, содержащей информацию по скв. 151 и 254 Приобского месторождения, приведены соответственно в, . Для визуализации данных модели использовалось изображение кривых истории погружения осадков совместно с другими данными: стадиями зрелости, изотермами и т.д. ().

Как видно из , нефтяные залежи неокомских пластов относятся к главной фазе нефтеносности, точнее, к ее верхней части - зоне ранней стадии генерации. В отличие от неокомских нефтей, нефти баженовской свиты относятся к зоне поздней стадии генерации (). Этот вывод находится в полном соответствии с установленной в Западно-Сибирском бассейне вертикальной фазово-генетической зональностью УВ-систем . В разрезе мезозойских отложений выделяется пять зон, каждая из которых характеризуется своим фазовым состоянием УВ, составом, степенью зрелости ОВ, термобарическими условиями и т.д. Неокомские горизонты (валанжин-готерив Среднего Приобья) входят в состав третьей, преимущественно нефтяной, зоны - главной зоны нефтеобразования и нефтенакопления в разрезе мезозоя Западно-Сибирского бассейна (пластовая температура 80-100 °С), залежи, выявленные в верхне- и среднеюрских отложениях, - к четвертой нефтегазоконденсатной зоне, где отмечаются скопления легкой нефти (Салымский, Красноленинский районы, пластовая температура 100-120 °С).

Анализ геохимических, в том числе генетических, параметров (групповой, изотопный состав углерода и др.) нефтей неокомских отложений Приобского месторождения и баженовской свиты Салымского месторождения показал, что эти нефти различны, относятся к различным генетическим зонам ().

По геохимическим и термобарическим показателям Приобское месторождение отличается:

· значительной недонасыщенностью нефтей нижнемеловых отложений УВ-газами (низкие значения Р нас /Р пл и газового фактора);

· скачком в росте Р пл при переходе от меловых к юрским залежам (наличие АВПД в юрском комплексе). Выделяется два практически изолированных этажа нефтенасыщения - нижнемеловой и юрский. Формирование нефтяных залежей неокомских пластов Приобского месторождения проходило самостоятельно и не связано с вертикальной миграцией из баженовской свиты.

Принципиальная историко-генетическая модель формирования залежей нефти в сложнопостроенных неокомских резервуарах Приобского месторождения представляется следующим образом. Механизм, который, вероятнее всего, привел к формированию неокомских залежей, заключается в латеральной (вверх по восстанию) миграции нефти из одновозрастных глинистых отложений в более песчаные части клиноформ. Нефть и газ мигрировали вверх по восстанию, заполняя проницаемые песчано-алевролитовые пласты и линзы. В пользу такого представления о механизме миграции нефти свидетельствуют: доминирующий литологический тип залежей; отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС; различие баженовских и неокомских нефтей.

Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания , когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС 12 , плотность 0,86-0,87 г/см 3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС 10 , плотность 0,88-0,89 г/см 3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС 6).

Создание историко-генетической модели формирования нефтяных залежей Приобского месторождения имеет принципиальное значение. В непосредственной близости от Приобского месторождения располагаются песчаные тела подобного типа в пределах Ханты-Мансийской, Фроловской и других площадей. По всей видимости, нефтяные залежи аналогичного генезиса будут выявлены и в других районах Западной Сибири в пределах неокомских отложений.

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения, которая протягивается полосой шириной 25-50 км от Шапшинского и Эргинского месторождений на юге до Туманного и Студеного на севере и с которой связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, где основными нефтематеринскими породами будут мощные одновозрастные глинистые толщи неокомских клиноформ.

Литература

1) Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. // Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция / Под ред. В.Е. Гавуры. - М. ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2.

2) Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975.

3) Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. - М.: Недра, 1965.

4) Рылько А.В., Потеряева В.В. Вертикальная зональность в распространении жидких и газообразных углеводородов в мезозое Западной Сибири / Тр. ЗапСибВНИГНИ. - Вып. 147. -Тюмень, 1979.

5) Leonard С, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. -Denver, USA. - 1993.

Priob oil field in the system of oil and gas complexes of West Siberia ocupies a particular place. Neocomian beds AC10-12 having clinoform structure are considered as main by oil reserves. Complex analysis of paleogeographic sedimentation conditions and seismic prospecting data allowed to recognize a large zone of Neocomian clinoforms developed to the south and north of Priob field. Independent oil and gas accumulation zone which oil and gas potential is not governed by regional structure but controlled by a zone of Neocomian clinoforms development is associated with this zone.

For the purpose of creating a historic-genetic model of oil pools formation of Neocomian deposits at Priob field a programme complex Basin Modelling was used.

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ШИРОТНОМУ ПРИОБЬЮ (по Ф.З. Хафизову, Т.Н. Онищуку, С.Ф. Панову )

Отложения: 1 - песчаные, 2 - глинистые; 3 - битуминозные аргиллиты; 4 – кора выветривания; 5 - залежи нефти; 6 - скважины

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Приобское месторождение)

1 - песчано-глинистые отложения; 2 - интервал испытания. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. ПРИМЕРЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ ИХ ОБРАБОТКИ ПО СКВ. 151 (А) И 245 (Б)

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (0,5-0,7), 2 - средняя (0,7-1,0), 3 - поздняя (1,0-1,3); 4 - главная фаза генерации (1,3-2,6); линии: I - истории погружения, исходной (II) и аппроксимирующей (III) температур

Рис. 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОРИИ ПОГРУЖЕНИЯ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (10-25), 2 - средняя (25-65), 3 - поздняя (65-90)

Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Cибирской равнины. В административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе в 65 км к востоку от г.Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска .

В период 1978-1979 г.г. в результате детальных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ было выявлено Приобское поднятие. С этого момента начинается детальное изучение геологического строения территории: широкое развитие сейсморазведочных работ в сочетании с глубинным бурением .

Открытие Приобского месторождения состоялось в 1982 г. в результате бурения и испытания скважины 151, когда был получен промышленный приток нефти дебитом 14,2 м 3 /сут на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м (Тюменская свита ЮС 2) и 2463-2467 м (пласт АС 11 1) - 5,9 м 3 /сут при динамическом уровне 1023 м.

Приобская структура, согласно тектонической карты мезокайнозойского платформенного чехла.

Западно-Сибирской геосинеклизы, располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской группы поднятий.

Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ .

Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы "АС": АС 7 , АС 9 , АС 10 , АС 11 , АС 12 . В стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхне вартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.

В породах встречается обугленный растительный детрит, редко двустворки (иноцерамы) плохой и средней сохранности.

Проницаемые породы продуктивных пластов имеют северо-восточное и субмеридиальное простирание. Практически для всех пластов характерно увелечения суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости, в основном, к центральным частям зон развития коллекторов, по повышению коллекторских свойств и соответственно, укрепление обломочного материала происходит в восточном (для пластов горизонта АС 12) и северо-восточном направлениях (для горизонта АС 11).

Горизонт АС 12 представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с максимальными эффективными толщинами в центральной части до 42 м (скв. 237). В данном горизонте выделяются три объекта: пласты АС 12 3 , АС 12 1-2 , АС 12 0 .

Залежи пласта АС 12 3 представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Эффективные толщины изменяются от 0,4 м до 12,8 м, причём более высокие значения приурочены к основной залежи.

Основная залежь АС 12 3 вскрыта на глубинах -2620 и -2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Размеры залежи 34 х 7,5 км, а высота - 126 м.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 241 вскрыта на глубинах -2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Размеры залежи составляют 18 х 8,5 км, высота - 76 м.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 234 вскрыта на глубиннах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Размеры залежи 8,5 х 4 км, а высота - 40 м, тип литологически экранированный.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 15-С вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Размеры литологически экранированной залежи составляют 11,5 х 5,5 км, а высота - 28 м.

Залежь АС 12 1-2 - основная, является самой крупной на месторождении. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями (р-н скв.246, 400) с зонами перехода между ними. С трех сторон ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Однако, учитывая значительные расстояния граница залежи пока условно ограничена линией, проходящей в 2 км к югу от скв. 271 и 259. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапозоне от 0,8 м (скв. 407) до 40,6 м (скв. 237) притоки нефти до 26 м 3 /сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота - 176 м.

Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 4-ХМ вскрыта на глубинах 2659-2728 м и приурочена к песчаной линзе на северо-западном склоне Ханты-Мансийского локального поднятия. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 1,2 м. Размеры залежи 7,5 х 7 км, высота - 71 м.

Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2734-2753м Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,2 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 11 х 4,5 км, высота - 9 м. Тип - литологически экранированный.

Залежи пласта АС 12 0 - основная - вскрыта на глубиннах 2421-2533 м. Она представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 (скв. 172) до 27 м (скв. 262). Притоки нефти до 48м 3 /сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота - 187 м. Залежь АС 12 0 в районе скв. 331 вскрыта на глубиннах 2691-2713 м и представляет собой линзу песчаных пород. Нефтенасыщенная толщина в этой скважине составляет 10 м. Размеры 5 х 4,2 км, высота - 21 м. Дебит нефти - 2,5 м 3 /сут на Нд =1932 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 литологически экранированного типа, всего насчитывается 8, вскрытыми 1-2 скважинами. В площадном отношении залежи располагаются в виде 2 цепочек линз в восточной части (наиболее приподнятой) и на западе в более погруженной части моноклинальной структуры. Нефтенасыщенные толщины на востоке увеличиваются в 2 и более раз по сравнению с западными скважинами. Общий диапазон изменения от 0,4 до 11 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.246 вскрыта на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота - 43 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота - 21 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 251 вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота - 60 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 232 вскрыта на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота - 140 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 262 вскрыта на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 10 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.271 вскрыта на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 151 вскрыта на глубине 2464-2501м. Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота - 37 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 293 вскрыта на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота - 40 м.

Залежи пласта АС 11 1 приурочены, в основном, к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.

Основная залежь АС 11 1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения вскрыта на глубинах 2421-2533 м. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно, по линии, проходящий в 2 км к югу от скв.271 и 259. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м 3 /сут при динамическом уровне - 1195 м (скв. 243) до 118 м 3 /сут через 8 мм штуцер (скв.246). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м (скв. 172) до 41,6 (скв.246). Размеры залежи составляют 48 х 15 км, высота до 112 м, тип - литологически экранированный.

Залежи пласта АС 11 0 . Пласт АС 11 0 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел, приуроченных к погруженным участкам присводовой части.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 408 вскрыта на глубине 2432-2501 м. Размеры залежи 10,8 х 5,5 км, высота - 59 м, тип литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 252 составил 14,2 м3/сут на Нд =1410 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 172 вскрыта одной скважиной на глубине 2442-2446 м и имеет размеры 4,7 х 4,1 км, высоту - 3 м. Дебит нефти составил 4,8 м 3 /сут на Нд =1150 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 461 имеет размеры 16 х 6 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 4,8 м. Тип залежи - литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 461 составил 15,5 м 3 /сут, Нд =1145 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 425 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность - 3,6 м. Дебит нефти составил 6,1 м 3 /сут на Нд =1260 м.

Горизонт АС 10 вскрыт в пределах центральной зоны Приобского месторождения, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а так же к юго-западному крылу структуры. Разделение горизонта на пласты АС 10 1 , АС 10 2-3 (в центральной и восточной части) и АС 10 2-3 (в западной) в известной степени условное и определяется условиями залегания, формирования этих отложений при учёте литологического состава пород и физико-химической характеристики нефтей .

Залежь основная АС 10 2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м 3 /сут на 8 мм штуцере (скв. 181) до 10 м 3 /сут на Нд =1633 м (скв. 421). Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,8 м (скв. 180) до 15,6 м (скв. 181). Размеры залежи составляют 31 х 11 км, высота до 292 м, залежь - литологически экранированная.

Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м 3 /сут при Нд =1248 м (скв. 237). Нефтенасыщенные толщины - 4,2 - 5 м. Размеры 8 х 3,5 км, высота до 40 м. Тип залежи - литологически экранированная.

Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 295 вскрыта на глубинах 2500-2566 м и контролируется зонами глинизации пласта. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 8,4 м. В скв. 295 получено 3,75 м 3 /сут при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота - 59 м.

Основная залежь АС 10 1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Зоны замещения коллекторов контролируют залежь с трех сторон, а на юге ее границе проведена условно на расстоянии 2 км от скв. 259 и 271. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 (скв. 237) до 11,8 м (скв. 265). Дебиты нефти : от 2,9 м 3 /сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м 3 /сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи - литологически экранированный.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 16 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота - 29 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС 10 продуктивный пласт АС 10 0 . В пределах которого выявлено три залежи, расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной. Дебиты нефти составляют 4,9 - 9 м 3 /сут при Нд-1261-1312 м. Нефтенасыщенные толщины равны 2,8 - 4 м. Размеры залежи 15 х 4,5 км, высота до 58 м.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти составляют 2,2 - 6,5 м 3 /сут при Нд-1244-1275 м. Нефтенасыщенные толщины равны 1,6 -2,4 м. Размеры залежи 9 х 5 км, высота до 63 м.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина - 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м 3 /сут при Нд-1070 м.

Покрышка над горизонтом АС 10 представлена пачкой глинистых пород изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.

Песчано-алевролитовые породы пласта АС 9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры, а так же к юго-западному погружению.

Залежь пласта АС 9 в районе скв. 290 вскрыта на глубинах 2473-2548 м и приурочена к западной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составляют 1,2 - 4,75 м 3 /сут при Нд - 1382-1184 м. Размер залежи 16,1 х 6 км, высота - до 88 м.

На востоке месторождения выявлено две небольшие залежи (6 х 3 км). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Притоки нефти 6 и 5,6 м 3 /сут при Нд =1300-1258 м. Залежи литологически экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС 7 , который имеет очень мозаическую картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади восточная залежь пласта АС 7 вскрыта на глубинах 2291-2382 м. С трех сторон оконтурена зонами замещения коллекторов, а на юге ее граница условная и проведена по линии, проходящей в 2 км от скв.271 и 259. Ориентирована залежь с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти : 4,9 - 6,7 м 3 /сут на Нд =1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,8 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 46 х 8,5 км, высота до 91 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 290 вскрыта на глубине 2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 - 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м 3 /сут нефти при Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота - 24 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 331 вскрыта на глубине 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. В скв. 331 получен приток нефти 1,5 м 3 /сут при Нд =1511 м. Размеры литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота - 27 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 243 вскрыта на глубине 2254-2304 м. Нефтенасыщенные толщины 2,2-3,6 м. Размеры 11,5 х 2,8 км, высота - 51м. В скв. 243 получена нефть 1,84 м 3 /сут на Нд-1362 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 259 вскрыта на глубине 2300 м, представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.

Приобского месторождения

Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

Приобского месторождения

Петрофизичиская характеристика коллекторов

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Состав и свойства пластовых вод

Новые технологии и грамотная политика «Юганскнефтегаза» улучшили состояние Приобского нефтяного месторождения, геологические запасы которого находятся на уровне 5 млрд тонн нефти.

Приобское НМ является гигантским месторождением по добыче нефти на территории России. Это труднодоступное и удалённое месторождение находится в 70 км от города Ханты-Мансийска и на расстояние 200 километров от города Нефтеюганска. Оно включено в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Порядка 80% Приобского НМ размещается непосредственно в пойме реки Обь и поделено водой на две части. Особенностью Приобского является затопление в периоды паводков.

Основные геолого-физические характеристики месторождения

Отличительной чертой Приобского является осложнённое геологическое строение, характеризующееся многопластовостью и низкой степенью продуктивности. Коллекторы основных продуктивных пластов отличаются невысокой проницаемостью, незначительной песчанистостью, высоким уровнем глинистости и высокой расчленённостью. Эти факторы предполагают в процессе разработки применение технологий ГРП.

Расположение залежей не глубже 2,6 км. Показатели плотности нефти равны 0,86–0,87 тонн на м³. Количество парафинов умеренно и не превышает 2,6 %, количество серы составляет порядка 1,35 %.