ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Ас10-Ас12 ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Кафедра региональной и морской геологии

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ В ГЭК

Заведующий кафедрой

доктор геол.-мин. наук, профессор

В.И. Попков

(подпись)

2015г.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА

ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ Ас10-Ас12 ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ)

Работу выполнил С.А. Глуштарь

(подпись, дата)

Факультет Геологический

Направление 05.03.01 Геология

Научный руководитель

доктор геол.-мин. наук, профессор____________________Г.А. Стогний

(подпись, дата)

Нормоконтролер

канд. геогр. наук, доцент О.Л. Донцова

(подпись, дата)

Краснодар 2015

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВПО «КубГУ»)

Геологический факультет

Кафедра региональной и морской геологии

ЗАДАНИЕ

На выполнение выпускной квалификационной работы бакалавра

Студент С.А. ГЛУШТАРЬ

Тема работы: Геология и нефтеносность продуктивных пластов Ас10-Ас12 Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция)

Утверждена на заседании кафедры от протокол №

Срок защиты работы

Краткая аннотация задания: анализ геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС10-АС12 Приобского месторождения.

Научный руководитель

доктор геол.-мин. наук, профессор ________________________ Г.А. Стогний

Заведующий кафедрой

доктор геол.-мин. наук, профессор _________________________ В.И. Попков

Задание принял к исполнению _______________ С.А. Глуштарь

Дата

РЕФЕРАТ

ГЛУШТАРЬ С.А. (выпускная квалификационная работа бакалавра)

Геология и нефтеносность продуктивных пластов Ас10-Ас12 Приобского месторождения (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция) 48 стр. текста, 8 рис., 4 табл., 9 источников.

ПРИОБСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ, ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, КЛИНОФОРМА.

Квалификационная работа бакалавра включает в себя введение, основную часть, состоящую из 5 глав, заключение, список используемых источников.

В работе рассмотрена история изученности, дана характеристика геологического и тектонического строения Приобского месторождения, проведен анализ нефтеносности пластов Ас10-Ас12.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Физико-географический очерк………………………………………….……..6
Геолого-геофизическая изученность…………………………….....................9
Геологическое строение………………………………………………………16
1. Стратиграфия…………………………………………………...................17
2. Геологическое строение пластов Ас10-Ас12………………………..........25
3. Выводы………………………………………………………………..…...29
История и условия осадконакопления……………………………………….31
Нефтеносность ……………………………………………………………..…33
1. Состав и свойства пластовых флюидов…………………………………39
2. Петрофизическая характеристика пластов………………………...........43
3. Выводы…………………………………… ……………………………...46

Заключение

CD – Текст выпускной квалификационной

работы бакалавра с иллюстрациями (1 диск)

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Приобское нефтяное месторождение расположено в пределах Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В Среднеобской нефтегазоносной области открыто более 220 нефтяных и нефтегазовых месторождений, включая крупнейшие по запасам Самотлорское, Федоровское, Мамантовское, Приобское, Приразломное, Ватинское, Аганское.

На Приобском месторождении основная часть разведанных запасов (более 90%) сосредоточена в неокомских пластах группы АС. Группа АС подразделяется на 11 пластов. Наиболее крупные по запасам пласты АС1-212 и АС11. Основная добыча нефти в настоящее время ведется из пластов АС1 10, АС2-3 10 [5] В связи с этим наиболее актуальной является проблема исследования геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС10-АС12, что и определило цель работы.

Цель работы – анализ геологического строения и нефтеносности продуктивных пластов АС10-АС12 Приобского месторождения. В рамках данной проблемы были поставлены следующие задачи.

Характеристика геологического строения продуктивных пластов АС10-АС12 Приобского месторождения.
Характеристика нефтеносности продуктивных пластов АС10-АС12

Исходный материал. Материал по геологическому строению и нефтеносности Приобского месторождения был собран во время прохождения второй производственной практики в ОАО «Юганскнефтегаз» (г. Нефтеюганск, ХМАО)

ФИЗИКО-ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ ОЧЕРК

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Рис 1)

Рисунок 1 – Схема расположения Приобского месторождения (ЗАО «УфаНИПИнефть», 2004г.)

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие. Приобское месторождение расположено в 65 км от города Ханты-Мансийска в восточном направлении и на 100 км к западу от города Нефтеюганска. К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск-Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Северная часть Приобского месторождения, расположена в пределах Обской поймы – молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Изучаемая территория субширотно пересекается рекой Обь и Иртыш. Пойма полноводной северной реки составляет большую часть ландшафта Приобского месторождения. Это заболоченная равнина с абсолютными отметками +27 - +35 метров. Болота в большинстве своем непроходимые, торфяного типа, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта. Часть болот не замерзает в течение всего зимнего периода. Толщина торфяного покрова изменяется от 0 до 10 метров. Широкое развитие на площади имеют озера различной конфигурации. Наиболее крупными из озер являются озеро Левашкина, озеро Окуневое и другие.

Северная зона месторождения приходится на правобережную надпойменную террасу с абсолютными отметками от +45 до +60 метров.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким теплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года – январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым теплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов С), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причем 75% приходится на теплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных террас в основном песчанистые, местами глинистые. На сухих песчаных почвах произрастают хвойные леса (сосна, ель, кедр). Поймы рек покрыты зарослями тальника. Широко развит смешанный лес – осина, береза, хвойные.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

Развитие многолетних мерзлых пород (ММП) на Приобском месторождении изучено слабо, только в пределах разбуренных эксплуатационных участков. Толщина ММП составляет 15-40м. Мерзлыми чаще всего являются нижняя глинистая часть новомихайловской и частично атлымской свит.

Животный мир довольно разнообразен. Обитают лось, олень, медведь, белка, глухарь, тетерев, куропатка, рябчик, бурундук и другие.

Население района многонациональное, что обусловлено развитием нефтедобычи в регионе. Наряду с коренными жителями – ханты, манси в районе проживают русские, украинцы, белорусы, татары, башкиры и многие другие национальности.

Район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

2 ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ИЗУЧЕННОСТЬ

На территории Ханты-Мансийского автономного округа планомерное проведение геофизических и буровых работ началось в 1954 году. Приобское месторождение было открыто в 1982 году Правдинской нефтеразведочной экспедицией, которая входила в состав Ханты-Мансийской комплексной геологоразведочной экспедиции. Освоение части месторождения, расположенного на левом берегу Оби, началось в 1988 г., правобережной части (Южно-Приобское месторождение) — только в 1999 г., так как из-за плохой проницаемости пластов долгое время его освоение считалось нерентабельным. За время разработки и эксплуатации Приобского месторождения было составлено девять проектных документов, созданные коллективами институтов СибНИНП и Уфимским филиалом ЮганскНИПИнефть. Первым проектным документом был «Проект пробной эксплуатации Приобского месторождения», 1986 г. (Утвержден техсоветом Главтюменнефтегаза 21.05.1986 г., протокол № 26). В нем были выделены три эксплуатационных объекта пласты АС10, АС11 и БС4-5 (АС12) (до 1989 года пласт АС12 считался пластом БС4-5); принята блоковая трехрядная система размещения скважин, с расстоянием между скважинами и рядами 500x500 м. Максимальные проектные уровни по трем участкам составили: добычи нефти – 398 тыс.т/год; добыча жидкости – 800 тыс.т/год; закачки воды – 1200 тыс. м3/год. Общий фонд скважин -126, в т. ч. добывающих 98, нагнетательных 28.

С 1986 по 1988 гг. в результате дальнейшего разбуривания Приобского месторождения (число разведочных скважин увеличилось с 17 до 63) было уточнено геологическое строение продуктивных пластов, расширены зоны их развития, получены промышленные притоки нефти на правой части месторождения и новые данные о размерах залежи нефти, уточнены подсчетные параметры, значительно возросли запасы нефти. Все это послужило основанием для составления нового проектного документа.

В 1988 г. СибНИИНП был составлен и утвержден ЦКР Главтюменнефтегаза уточненный проект пробной эксплуатации, в котором были учтены изменения балансовых и извлекаемых запасов нефти за счет расширения площади нефтеносности продуктивных пластов, а также увеличения рыбоохранной зоны от 1 км в 1986 г. до 2-х км в 1988 г. В проекте были выделены два участка для пробной эксплуатации на правобережной части Приобского месторождения и два на левобережной – на пласты АС11 и БС4-5.

Максимальные проектные уровни по месторождению составили: добычи нефти – 860 тыс.т/год; добыча жидкости – 1861 тыс.т/год; закачки воды – 2480 тыс. м3/год. Общий фонд скважин -254, в т. ч. добывающих 204, нагнетательных - 60.

В течении 1988г. в результате анализа всей имеющейся геолого-промысловой информации и детальной корреляции продуктивных отложений на Приобском месторождении в неокомских отложениях было выделено 11 продуктивных пластов, пересчитаны и утверждены запасы нефти. [1]

Месторождение введено в разработку в 1988 г. Объекты разработки – пласты АС10, АС11 и БС4-5 (А12). Было, выделено четыре участка. Два участка (1 и 2) на Левом берегу и два (3 и 4) на Правом.

Сохранялось прежнее выделение объектов разработки – горизонты АС10, АС11 и АС12.

В 1990 г. предприятие «Юганскфракмастер» провело первые успешные операции ГРП на Приобском месторождении. На горизонт Ас12 предусматривалось внедрение глубокопроникающего гидроразрыва пласта. Дальнейшая разработка месторождения велась с применением технологии ГРП. Кроме того, предусматривалось формирование трех элементов разработки горизонтальными скважинами.

Анализ эффективности реализованных систем разработки показал, что решение развернуть ряды нагнетательных скважин в субмеридиональном направлении оказалось верным. А вот попытки использования технологии горизонтального бурения на Приобском месторождении не удались, что полностью соответствует геологическим особенностям месторождения, с высокой расчлененностью пластов. В 1992 году была пробурена скважина 2213 с горизонтальным стволом длиной 231 м, параллельным нагнетательному ряду. Дебит в первый год эксплуатации был не выше, чем у окружающих скважин, и составлял около 12 т/сут, и в последствие уменьшился до 1 т/сут.

Рисунок 2 – Динамика фонда скважин левобережного участка разработки [2]

В 1992 году с целью расширения опытного участка разбуривания была составлена Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации участка №4 пойменной части Приобского месторождения (левобережная часть), 1992г. (Утверждена на техсовете объединения «Юганскнефтегаз» 11.06.1992г.)

В документе была рассмотрена возможность вовлечения в разработку пойменного участка, примыкающего с севера к разбуренной площади Левобережья. Основные подходы к разработке месторождения в документе не изменились. Объекты разработки – горизонты АC10, АC11 и АC12. Система разработки – линейная трехрядная. Плотность сетки – 25 га/скв.

В период до конца 1996 года разработка осуществлялась на основании последних двух проектных документов. Разбуривание велось только на левобережном участке.

На 01.01.1997 на месторождении было пробурено 502 скважины (из 704 проектных), в том числе 457 добывающих и 45 нагнетательных (рисунок 2). Действующий добывающий фонд составлял 275 скважин, бездействующий – 182 скважины. Из 275 скважин действующего фонда 91 скважина работала с дебитом нефти не более 1 т/сут, 178 скважин имели дебит менее 10 т/сут. Средние дебиты нефти по пластам составили: АС10 – 10,1 т/сут, АС11 – 6,0 т/сут, АС12 – 3,8 т/сут.

Освоение месторождения шло медленными темпами, ввиду сложностей с формированием системы заводнения. Действующий нагнетательный фонд составлял по месторождению 41 скважину. Низкая приемистость нагнетательных скважин не позволяла эксплуатировать их круглогодично, ввиду риска замерзания водоводов в зимний период. В связи с этим шло значительное отставание в переводах скважин в ППД. В результате, соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин действующего фонда составляло 6-7 к 1, причем по горизонтам А11 и А12 это соотношение составляло 10-12 к 1.

Фактически месторождение находилось в критическом состоянии. Фонд скважин постоянно увеличивался, а добыча нефти с месторождения практически не росла (рисунок 3), дебиты скважин падали (рисунок 4). Создался замкнутый круг – с одной стороны дебиты добывающих скважин уменьшались ввиду отсутствия системы ППД, с другой стороны недостаточная приемистость нагнетательных скважин не давала возможность сформировать нормальную систему заводнения.

Рисунок 3 – Динамика добычи нефти, жидкости и закачки Левобережной части месторождения [2]

Рисунок 4 – Средний дебит жидкости и нефти скважин Левобережной части месторождения [2]

Таким образом, не смотря на то, что были затрачены значительные средства и усилия (пробурено более 500 скважин за 8 лет) состояние разработки месторождения оставалось неудовлетворительным. В результате убыточности разработки месторождения, рассматривалась возможность передачи Приобского месторождения в эксплуатацию по договору СРП компании «Amoco».

В 1996г для выхода из сложившегося положения, силами коллектива СибНИНП совместно с ОАО «Юганскнефтегаз», была разработана «Программа работ по скважинам Левобережной части Приобского месторождения», которая включала в себя мероприятия по интенсификации добычи нефти. Основная идея «Программы» заключалась в увеличении дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин до величин, которые позволили бы организовать на месторождении эффективную систему заводнения. Комплекс ГТМ включал в себя: проведение ГРП в 270 скважинах, приобщение пластов в 191 скважине, перевод под закачку 135 скважин. В большей части эти мероприятия были реализованы в период с 1996 по 1998 гг, в результате чего, удалось увеличить дебиты скважин (рисунок 4) на столько, что заработала система ППД и началось заводнение пластов. Фактически, приобщение пластов вместе с ГРП позволили «оживить» месторождение.

Важно отметить, что как показала практика, перевод скважин в ППД и нормальная эксплуатация нагнетательных скважин в условиях Западной Сибири на сегодняшний день возможна при обеспечении приемистости нагнетательных скважин не менее ~ 30 м3/сут.

Проектным документом утверждалась совместная эксплуатация пластов АС10, АС11 и АС12 при раздельной закачке воды в продуктивные горизонты. Реализация по обоим участкам Левобережья (разбуренному и пойменному) блоковой трехрядной системы с плотностью сетки 25 га/скв с переходом в дальнейшем на блочно-замкнутую систему. В зоне раздельного залегания пласта А12 – применение площадной семиточечной системы заводнения (плотность сетки – 25 га/скв). Давление на устье нагнетательных скважин – 18.0 МПа.

Таким образом, в 1996-97 г. произошел вынужденный переход на совместную эксплуатацию продуктивных пластов Приобского месторождения. В дальнейшем все проектные документы предусматривали совместную эксплуатацию горизонтов.

Первым отдельным проектным документом, регламентирующим разработку правобережной части месторождения была Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации правобережной части Приобского месторождения, 1994 г. (Утверждена ЦКР Минтопэнерго, протокол №1734 от 17.08.1994 г.). Было проведено выделение на стадии ОПР трех эксплуатационных объектов А10, А11 и А12 (опытный участок в расширенных границах). Применение по каждому из объектов блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м. Применение ГРП по объекту А12. Давление на устье нагнетательных скважин – 18.0 МПа. Способ эксплуатации скважин - механизированный (ЭЦН, ШГН). Данный проект не был реализован.

Разработка правобережной части месторождения началась в соответствие с документом Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной эксплуатации правобережной части Приобского месторождения, 1997 г, (Документ утвержден Ханты-Мансийской ТКР, протокол №44 от 13.03.1998 г). В дополнении было пересмотрено выделение эксплуатационных объектов разработки:

в зоне залегания преимущественно одного пласта А11 (2/3 площади первоочередного участка) – один объект разработки,
в зоне залегания одного двух-трех пластов (1/3 площади участка) провести промышленный эксперимент по совместной добыче нефти из пластов А10, А11 и А12 при организации раздельной закачки воды в каждый пласт (кусты 201, 202, 203, 205, 206).

Система разработки – блоковая трехрядная с организацией поперечных разрезающих рядов на более поздней стадии, начальная плотность сетки – 25 га/скв.

Давление на устье нагнетательных скважин: пласты А10, А11 – 18.0 МПа, пласт А12 – 18.0-20.0 МПа. Освоение скважин с применением ГРП.

Первым проектным документом, выполненным на всю площадь месторождения в границах лицензионного участка ОАО «Юганскнефтегаз» явилась Технологическая схема разработки Приобского месторождения, 2001 г, (Утверждена ЦКР Минтопэнерго, протокол № 2769 от 15.11.2001 г.).

Выделение эксплуатационных объектов. Изначально месторождение вводилось в разработку с формированием отдельных сеток скважин на каждый пласт. Попытки, направленные на самостоятельную эксплуатацию каждого пласта не увенчались успехом. В результате, после почти десяти лет усилий раздельной разработки пластов месторождения, проектанты были вынуждены перейти на совместную эксплуатацию горизонтов.

Гидроразрыв пласта. Является наиболее важным элементом разработки месторождения. ГРП и совместная эксплуатация пластов позволили ввести уникальное по величине запасов, но очень сложное по геологическому строению Приобское месторождение в разработку.

Низкими коллекторскими свойствами объясняется и переход на высокие давления нагнетания (устьевое давление – 18-19МПа.

Таким образом, почти семнадцатилетняя история эксплуатации и проектирования разработки Приобского месторождения уже позволяет сделать ряд выводов и исключить целый комплекс непригодных для условий месторождения проектных решений. В целом, ученым, проектировавшим разработку Приобского месторождения – коллективам СибНИНП и УФ ЮганскНИПИнефть, удалось на стадии ОПР последовательно выработать комплекс решений, позволяющий вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы месторождения. [2]

3 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ

Приобское месторождение приурочено к Приобскому локальному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Приобское поднятие представляет собой антиклинальную изометричную складку с локальным осложнением в южной части. [9]

На тектонической схеме мезокайнозойского осадочного чехла Западно-Сибирской плиты [5] Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской групп поднятий.

Геологический разрез Приобского месторождения сложен значительной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Максимально вскрытый разрез и составляет 3190м.

Месторождение находится в окружении таких известных месторождений, как Салымское, Приразломное, Правдинское и др. Этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км.

Нефтеносность связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями. Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими и относятся к категории сложнопостроенных, что обусловлено особенностями формирования песчаных тел, к которым они приурочены.

Неокомские отложения Приобского месторождения имеют клиноформное строение. Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения определяется практически только одним фактором – наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. [1]

3.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

Литолого-стратиграфическая характеристика дана по работе [9]

Геологический разрез Приобского нефтяного месторождения сложен мощной (3100-3300м) толщей осадочных пород мезозойского и кайнозойского возраста. Стратиграфическое расчленение геологического разреза Приобского месторождения дано согласно «Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины», принятые V Межведомственным стратиграфическим совещанием 14 – 17 мая 1990 года и утвержденные МСК СССР.

Повсеместно осадки осадочного чехла несогласно залегают на породах гетерогенного фундамента (доюрского основания). На изучаемой территории по данным сейсморазведки МОГТ породы доюрского основания залегают на глубинах 3200-3300м. На поверхности пород доюрского фундамента залегают отложения осадочного чехла толщиной до 3300м.

Юрская система

В составе юрских отложений изучаемой территории выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. В их строении можно выделить два комплекса пород: нижний континентального генезиса и верхний – морского.

Нижний комплекс представлен отложениями ягельной, горелой и тюменских свит, а верхний комплекс - абалакской и баженовской свитами верхнеюрского возраста.

Ягельная свита. Осадки свиты частично вскрыты, предположительно развиты только на юго-востоке изучаемой территории и по материалам сейсморазведки МОГТ - только в пределах, наиболее погруженных межструктурных зон. Толщина свиты до 50-60м.

Горелая свита. Осадки свиты имеют неравномерное распространение на юго-востоке и юге территории, отсутствуя на присводовых участках локальных выступов (структур) доюрского основания.

Тюменская свита. Развита на всей изучаемой территории. Как по разрезу, так и по латерали, свита сложена довольно неравномерным чередованием песчаников, Рисунок 2,1.2алевролитов, аргиллитов с прослоями бурых углей и с резкими тонкими прослоями сильно глинистых известняков. В кровле подсвиты залегает пласт ЮС2, наиболее четко выделяемый и прослеживаемый по площади.

Абалакская свита. Сложена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, массивными, прослоями алевритистыми, участками известковистыми, глауконитовыми. Толщина свиты 17-40м.

Баженовская свита. Является наиболее выдержанным по разрезу и в плане стратиграфическим подразделением осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. Залегание пород баженовской свиты почти горизонтально и кровля ее четко фиксируется как на Приобской площади, так и на большей части территории Западно-Сибирской плиты. Баженовская свита сложена, в основном, аргиллитами темно-серыми, иногда почти черными с коричневатым оттенком.

Меловая система.

Отложения меловой системы на изучаемой территории развиты повсеместно и в возрастном отношении представлены двумя отделами: нижним и верхним.

В геологическом разрезе нижнего отдела снизу вверх выделяются отложения ахской, черкашинской, алымской, викуловской и ханты-мансийской свит. Верхний отдел слагается осадками верхов ханты-мансийской, уватской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Ахская свита. В кровле ахской свиты залегает специфическая по литологии пачка аргиллитов темно-серых, приближающихся к серым, тонкоотмученных, прослоями алевритистых, слабо мелкослюдистых, однородных, прослоями известковистых с остатками пелиципод, с редко встречающимися позвонками рыб. Осадки пачки имеют региональное развитие в Среднем Приобье, и служат надежным литологическим и электрокаратажным репером и известны как пимская пачка. Толщина пачки на изучаемой территории до 220м. Общая толщина отложений ахской свиты на рассматриваемой территории варьирует от 35-75м до 407-415м.

Черкашинская свита. Поскольку к ней приурочены основные продуктивные пласты месторождния АС7, АС9, АС10, АС11, АС12, то строение свиты будет рассмотрено подробнее. В разрезе черкашинской свиты выделяется нижняя и верхняя подсвиты. Нижняя подсвита (70-290 м) представлена чередованием песчано-алевролитовых пластов (АС9-АС12) с пачками глин. Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты черкашинской свиты, тоже представляет чередование, но менее мощных и менее выдержанных, чем в нижней части пачки пластов алевритопесчаников и глин (пласты АС7-8). Верхняя (быстринская) пачка сравнительно маломощная (7-15 м ) и сложена глинами. Верхняя подсвита (50-80 м) не делится на пачки и представлена переслаиванием линзовидных песчаников и алевролитов и аргиллитов. Для продуктивных пластов характерна существенная неоднородность по простиранию, выражающаяся в частом литологическом замещении глинистыми разностями пород. Толщина отложений свиты составляет 290-610м.

Алымская свита. Сложена преимущественно глинами темно-серыми, прослоями до черных. В верхней части встречаются прослои битуминозных аргиллитов, в нижней – прослои алевролитов и песчаников светло-серых, мелкозернистых, глинистых. Встречаются маломощные прослои глинистых известняков. Породы алымской свиты накапливались в прибрежно-морских условиях. Толщина свиты составляет 190-240м.

Викуловская свита. Делится на две подсвиты: нижнюю – преимущественно глинистую и верхнюю – песчано-глинистую, с преобладанием песчаников и алевролитов.

Нижняя подсвита сложена аргиллитами и глинами темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, слюдистыми, алевритистыми. Прослоями алевритистые глины переходят в алевролит глинистый или песчаник мелкозернистый, полимиктовый.

Верхняя подсвита сложена преимущественно песчаниками и алевролитами серыми и светло-серыми мелкозернистыми, глинистыми. Прослои аргиллитов и глин имеют подчиненное значение. Для пород викуловской свиты характерно присутствие обильного растительного детрита.

Толщина викуловской свиты на изучаемом месторождении варьирует от 264м на западе до 2-6м на северо-востоке, минимальные толщины приурочены к приподнятым частям структур, максимальные – к погруженным. Возраст свиты по палинологическим комплексам – апт-альбский.

Ханты-Мансийская свита. Представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород, причем в нижней части преобладают глинистые разности, в верхней – песчано-алевритовые.

Глины темно-серые, плотные, аргиллитоподобные, алевритистые, слюдистые, с прослоями глинистых известняков и сидеритов. Алевролиты и песчаники светло-серые и серые, глинистые, не очень крепкие, слюдистые с прослоями глин.

Для пород свиты характерно обилие углистого детрита. Толщина отложений Ханты-Мансийской свиты колеблется в небольших пределах от 292 м до 306м.

Возраст свиты по палинологическим комплексам и стратиграфической схеме принимается как альб-сеноманский.

Уватская свита. Сложена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов, слабосцементированных, глинистых, полевошпатово-кварцевых песчаников и алевролитов, а также глин аргиллитоподобных зеленовато-серых и темно-серых. Характерно присутствие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Встречаются единичные фораминиферы. Толщина свиты изменяется от 270 м на западе до 300м на востоке.

Возраст отложений свиты по палинологическим комплексам – сеноманский.

Кузнецовская свита. Представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, плотными, с прослоями глауконитовых алевролитов и редко песчаников. Встречаются чешуя рыб, углефицированные растительные остатки, фораминиферы и пелициподы. Много остатков нитевидных водорослей.

Толщина кузнецовской свиты изменяется в небольших пределах от 49 м до 63 м. Наблюдается некоторое увеличение толщин на западе и на севере месторождения. Возраст осадков кузнецовской свиты по комплексам фораминифер – туронский – раннеконьякский.

Березовская свита. Подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена переслаиванием глин серых и пепельно-серых монтмориллонитового состава, прослоями опоковидных с опоками серыми и голубовато-серыми. Толщина нижней подсвиты увеличивается на восток и на север площади от 45м до 94м.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, иногда с зеленоватым оттенком, прослоями опоковидными, кремнистыми, однородными, песчанистыми. Толщина верхней подсвиты составляет 87-133м.

Для березовской свиты в целом характерно присутствие зерен глауконита, ихтиофауны, а также фораминифер и радиолярий. Толщина березовской свиты составляет 132-227м. Возраст свиты по комплексам фораминифер – коньяк-сантон-кампанский.

Ганькинская свита. Перекрывается согласно осадками Талицкой свиты и представлена глинами серыми, зеленовато-серыми, известковистыми, переходящими в мергели, с редкими зернами глауконита, конкрециями сидерита, с обломками пелиципод, комплексами фораминифер. Толщина ганькинской свиты изменяется от 55м до 82м. Встречены фораминиферы маастрихского яруса. Геологический возраст отложений свиты по комплексу фораминифер и радиолярий – поздне-кампанский – датский.

Палеогеновая система.

В составе палеогеновой системы в геологическом разрезе рассматриваемой территории выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.

Талицкая свита. Сложена глинами темно-серыми, иногда с буроватым или зеленоватым оттенком, неяснослоистыми, тонкоотмученными и алевритистыми с включениями глауконита. Толщина свиты составляет 117-150м.

Люлинворская свита. Представлена преимущественно глинами серыми, зеленовато-серыми, реже желтовато-зелеными, тонкоотмученными, алевритистыми. Толщина люлинворской свиты составляет 200-363м.

Тавдинская свита. Сложена глинами серыми, зеленовато-и голубовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевролитов.

Атлымская свита. Сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми преимущественно кварцевыми. Толщина свиты составляет 50-120м.

Новомихайловская свита. Представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина свиты достигает 80м.

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

Четвертичная система.

Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых разнозернистых с глинами зеленовато- и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, а также лессовидными суглинками и супесями. В верхней части залегают – болотные и озерные отложения: глины, суглинки и супеси, торф, ил.

3.2 Геологическое строение пластов Ас10-Ас12

Характеристика геологического строения пластов АС10-12 дана по книге Геология месторождений России. В составе мегакомлекса продуктивных неокомских отложений месторождения выделено 11 объектов: АС123, АС121-2, АС120, АС112-4, АС111, АС110, АС102-3, АС101, АС100, АС9, АС7.

Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее глубоководной частью, представляя собой песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с максимумами эффективных толщин в центральной части, а также на локальных участках в восточной зоне. По площади развития коллекторов она представляется наиболее обширной. В ее составе выделено три объекта: АС123, АС121-2, АС120, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, толщина которых колеблется в пределах 4-10 м.

Породы коллекторы пласта АС123 представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Общие толщины пласта колеблются от 3,2 до 32-37 м. В среднем коэффициент песчанитости составляет 0,29. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 14. Основную долю в разрезе эффективной части пласта занимают пропластки менее 1м (71,3%), остальные приходятся на пропластки от 1 до 4 м.

Породы-коллекторы пласта АС121-2 занимают наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдаются в виде субмеридеонольно вытянутого линзовидного песчаного тела, значительной толщины, приуроченного к центральной части Приобского месторождения. Общая толщина пласта изменяется от 17 до 75 м, максимальные величины приурочены к центральной части площади распространения коллекторов. Коэффициент песчанистости имеет такой же характер распространения по площади, изменяется от 0,04 до 0,63, составляя в среднем 0,29. Коэффициент расчлененности увеличивается повышение величины эффективной толщины от 1 до 33. В пределах эффективной толщины пласта 60% составляют пропластки менее 1м и 2% - прослоем более 4м. Пласт АС121-2 включает ряд самостоятельных по условиям осадконакопления песчаных тел.

Завершает разрез этой группы пластов залежь АС120 которая имеет ту же зону развития, что и нижележащий пласт АС121-2, но меньшую по размерам, и приурочен к центральной части. Общая толщина изменяется от 10 до 38 м, эффективная толщина пласта изменяется более значительно (0,6-27 м), и так же, как в нижележащих пластах, увеличивается от зон глинизации к центральной части развития коллектора. Коэффициент песчанистости подчиняется тем же закономерностям и колеблется от0,03 до 0,68, составляя в среднем 0,28. Коэффициент расчлененности изменяется от 1 до 25. В разрезе пласта 72,2% составляют пропластки эффективной толщиной менее 1 м.

Породы-коллекторы горизонта АС112-4 представлены в виде фациальных окон, имеющих, как и все песчаные пласты на Приобском месторождении, субмеридиональную направленность. Горизонт АС112-4 имеет очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. Средняя величина коэффициента песчанистости по пласту в целом равна 0,13, связь коэффициента песчанистости с эффективной толщиной отсутствует. Основная доля среди коллекторов приходится на пропластки менее 1 м (79,4%). По площади залежи располагаются в виде двух цепочек линз: на востоке – в наиболее приподнятой, а на западе - в более погруженной части моноклинальной структуры. Нефтенасыщенные толщи на восток увеличиваются в 2 и более раз по сравнению с западными скважинами.

Коллекторы пласта АС111 приурочены в основном к присводной части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченной с трех сторон зонами глинизации. Общая толщина пласта колеблется в небольших пределах (20-30 м), лишь на северо-востоке достигает 47 м. По сравнению с другими пластами коллекторы пласта АС111 характеризуются более значительной долей пропластков толщиной 1-4 м (41,8%) при небольшом преобладании прослоев менее 1 м (54,3%)

Горизонт АС10 вскрыт практически всеми пробуренными разведочными скважинами и представлен тремя объектами АС102-3, АС101, АС100. Породы коллекторы горизонта АС10 присутствуют в пределах центральной зоны изучаемого месторождения, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а также к юго-западному крылу структуры.

Породы-коллекторы пласта АС102-3, как уже отмечалось, развиты на Приобском месторождении в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64 м. В основной зоне развития коллекторов величины общей толщины увеличиваются от зон глинизации к центральной части и в восточном направлении. Таким же образом происходит распределение значений эффективной толщины и коэффициента песчанистости.

Коллекторы пласта АС101 тяготеют к центральной части площади и занимают практически ту же территорию, что и отложения пласта АС111, с небольшим смещением границ развития коллекторов на запад. Общая толщина пласта изменяется от 6 до 33 м с увеличением на запад. Эффективная толщина колеблется в пределах 0,4-11,8. Коэффициент песчанистости подчиняется тем же закономерностям и составляет 0,08-0,70, коэффициент расчлененности - 4. Как и для всех вышеописанных пластов, породы-коллекторы данного типа представлены пропластками менее 1 м (74,5%) и только 1% приходится на пропластки более 4 м.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АС100, в пределах которого выявлена залежь субмеридионального простирания. Коллекторы пласта АС100 представлены субмеридионально вытянутыми линзами. Общая толщина пласта колеблется в небольших пределах (5,6-14,0 м) с увеличением значений параметра в северном направлении. Коэффициент песчанистости имеет обратную картину в распределении: повышение параметра в южном направлении от 0,13 до 0,46 м. Расчлененность составляет – 4.

Песчано-алевритовые породы пласта АС9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры (образования мелководной зоны шельфа), а также к юго-западному погружению. Общая толщина пласта составляет 11,2-26,4 м, коэффициент песчанистости – 0,004-0,53, коэффициент расчлененности -5. Изменение величины общей тощины пласта невелико, 7-17 м.

Завершает неокомские отложения продуктивные отложения пласт АС7, характеризующийся мозаичным размещением нефтеносных и водоносных полей. Ориентирована залежь с юго-запада на юго-восток.

3.3 Выводы

Нефтеносность Приобского месторождения охватывает почти все продуктивные комплексы, выделяемые в юрско-меловом разрезе Западной-Сибири. Основные продуктивные пласты: АС10, АС11, АС12, приурочены к Черкашинской свите. Которая в свою очередь подразделяется на две подсвиты - нижняя и верхняя. Нижняя подсвита (70-290 м) представлена чередованием песчано-алевролитовых пластов (АС9-АС12) с пачками глин. Средняя пачка (50-100 м) нижней подсвиты черкашинской свиты, тоже представляет чередование, но менее мощных и менее выдержанных, чем в нижней части пачки пластов алевритопесчаников и глин (пласты АС7-8). Верхняя (быстринская) пачка сравнительно маломощная (7-15 м ) и сложена глинами.

Месторождение отличается сложным строением песчаных тел по площади и по разрезу, Неокомские отложения имеют клиноформное строение.

Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами, является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300–400 м) за счт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.

Практически все пласты на Приобском месторождении представляют собой линзовидные песчаные тела, исключением являются пласты: АС111, АС101,

4 ИСТОРИЯ И УСЛОВИЯ ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ

История и условия осадконакопления даны по работе [3]

История развития рассматривается со средней юры. В средней юре территория представляла бассейн. В период поздней юры кластические породы накапливались в результате нескольких трансгрессий моря с севера. Это приводит к тому, что бассейн становится существенно ограниченным от нормальной морской циркуляции, то есть создавались бескислородные условия, при которых была отложена мощная толща черных органогенных сланцев. Эта толща, называемая баженовской свитой, является основным источником углеводородов для резервуаров нижнемелового периода.

В раннемеловом периоде сформировалась шельфовая зона в Среднеобском регионе, которая постепенно углублялась к западу. Обломочные породы привносились с востока в регрессивные периоды, формируя стратиграфические циклы в виде клиноформ. В дальнейшем, на протяжении всего мелового периода остальные циклы покрывали предыдущие и мигрировали к западу, что приводило к заполнению бассейна.

Пласты-коллекторы отлагались в виде клиноформ, сложенные чешуйчатым образом и наклоненные к западу. Восточная часть формировалась в условиях относительно мелкой воды (20-30 м), в то время как западный край был отложен на глубине от 50 до 100-150 метров. Пачки клиноформ хорошо видны на сейсмических широтных профилях, пересекающих месторождение (Рисунок 5). Строение клиноформ выражается в постоянном наклоне на запад с выклиниванием вниз по падению и усечением вверх по восстанию.

Рисунок 5 - Сейсмический широтный разрез по линии скважин [9]

Песчаные коллекторы мелкозернистые, часто в виде переслаиваний с аргиллитами и алевролитами. Песчаники вверх по восстанию клиноформ являются более крупнозернистыми и лучше отсортированы. Эта часть относится к фациям мелководного морского бара или авандельты. Вниз по падению песчаники более мелкозернисты и хуже отсортированы, характерны частые переслаивания с глинистым материалом. Поэтому в этих осадках наблюдается самая низкая проницаемость на месторождении. Такие осадки относятся к продельтовым турбидитным фациям или подводным фациям конуса выноса.

5 НЕФТЕНОСНОСТЬ

Приобское нефтяное месторождение расположено в пределах Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

На Приобском месторождении, нефтеносность связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями, и охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими и относятся к категории сложнопостроенных, что обусловлено особенностями формирования песчаных тел, к которым они приурочены. [9]

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин (рис.6) Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома,. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

Рисунок 6 - Блок схема Приобского нефтяного месторождения: 1 – песчаные и алеврито-песчаные нефтяные пласты, 2 – глины, 3 – плотные региональные глинистые пачки. [ 1 ]

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 объектов: АС123, АС122, АС112-4, АС111, АС110, АС101-2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют.

Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы «АС»: АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 (рис.7). По данным [1] в стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхневартовской 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.

Рисунок 7 - Геологический профиль по линии скважин [1]

АС10. Подразделяется на пласты АС100, АС101, АС102-3. Имеет место увеличение зернистости вверх по разрезу. На месторождении горизонт АС10 представлен глубоководными фациями конуса выноса и дельтовыми отложениями на шельфовой части горизонта АС11. Эта глубоководная часть, которая в соответствии с кодировкой пластов называется АС102-3, формировалась в западной части, вниз по падению, клиноформы горизонта АС10. При низком уровне моря шельф горизонта АС101 был эродирован и осадки снесены в более глубокие части через подводные каньоны, прорезанные в склоне шельфа горизонта АС101. По каротажным и керновым данным пласт имеет слоистое строение. Детальная корреляция скважин эксплуатационных участков по продуктивному горизонту АС10 показала, пласт представляет собой единое песчаное тело.

АС11. На Приобском месторождении это основной коллектор, который имеет лучшие коллекторские свойства и высокие дебиты при опробовании. По условиям осадконакопления это либо серия прибрежно-морского бара, параллельного палеобереговой линии, либо песчаник авандельты (берегового склона).

АС12. Залежь нефти продуктивного пласта АС12 охватывает практически всю территорию, её размеры составляют 67.3км с севера на юг и 53.2 км с запада на восток по самой длинной оси. Площадь залежи - 2107 км2. Перепад отметок кровли продуктивного пласта по площади составляет 326 м, от минимальной -2420 м до -2751 м. Границы залежи определены по данным бурения скважин и результатам сейсмических исследований. Залежь вскрыта 1286 скважинами.

Коллекторы продуктивного пласта представлены серией линзовидных песчаных тел невыдержанных по простиранию. Их формирование происходило в фондоформной части циклита АС12. На площади залежи отмечается наличие пяти локальных малоразмерных зон отсутствия коллекторов. Восточная граница осложнена двумя узкими полосами зон замещения.

Запасы нефти залежи оценены по категориям В, С1, С2. Категория В охватывает три участка эксплуатационного разбуривания. Запасы по категории С1 выделены вокруг площадей с категорией В, а также локальными участками в краевых частях залежей, где при опробовании разведочных скважин получены притоки нефти. Запасы категории С2 выделены в пределах периферийных частей залежи, где границы залежи определены по данным геофизических исследований.

Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в пределах от 0.4м до 55.7м , в среднем по залежи составляя 13 м . На площади отмечается две области развития максимальных нефтенасыщенных толщин. Одна в зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и острова, другая - в зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади. Песчанистость пласта составляет в среднем 0,21 при коэффициенте расчлененности пласта равным 8. Дебиты нефти при испытании пласта в колонне изменяются от единиц м3/сут до 48 м3/сут.

В целом породы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные признаки. Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.

Таблица 1 - Сводная таблица параметров продуктивных пластов [9]

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина, м	Нефтенасыщен-ность, %	Коэффициент песчанистости	Расчлененность
АС100	2529	10,2	60,4	0,183	1,8
АС101-2	2593	66,1	71,1	0,200	10,5
АС110	2597	20,3	57,0	0,091	2,0
АС111	2672	47,3	66,6	0,191	6,1
АС112-4	2716	235,3	67,2	0,183	4,5
АС122	2752	26,7	67,5	0,164	3,3
АС123-4	2795	72,8	69,8	0,185	9,3

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: литологический тип залежей; отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС. [7]

Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания, когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС12, плотность 0,86-0,87 г/см3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС10, плотность 0,88-0,89 г/см3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС6). [7]

5.1 Состав и свойства пластовых флюидов

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей из горизонтов АС10, АС11, АС12 данны по данным СибНИИНП и объединения «Юганскнефтегаз».

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5-2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Нефти пластов Ас10, Ас11, и Ас12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте Ас11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6-С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами [9]

Количество лёгких углеводородов СН4-С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%. [9]

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт Ас10) - 64,29 (пластАс12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта Ас10 средней вязкости, с содержанием фракций до 350 С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350 С от 45% до 54,9%.

Значения физико-химических параметров нефти продуктивных пластов Приобского месторождения приведены в таблицах 2.3.4

Таблица 2 - Свойства нефти. Пласт АС10 [9]

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение (ТСР, 2001 г.)	Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПа	4,6-11,9	8,3	12,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	25-85	65	87
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д.ед.	1,111-1,280	1,196	87
Плотность пластовой нефти, кг/м3	761-836	796	763
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	866-875	868	877
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	1,13-3,91	1,52	1,28
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	40-76	59	71,1
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед.	1,100-1,234	1,151	1,200
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа		9,8	12,2

Таблица 3 - Свойства нефти. Пласт АС11 [9]

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение (ТСР, 2001 г.)	Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПа	5,6-13,3	10,9	12,8
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	49-113	75	95
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д.ед.	1,134-1,358	1,229	1,287
Плотность пластовой нефти, кг/м3	729-827	775	751
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	858-885	866	875
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	0,86-2,54	1,36	1,15
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	38-90	64	77,7
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед.	1,113-1,273	1,162	1,216
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа		10,4	13,3

Таблица 4 - Свойства нефти. Пласт АС12 [9]

Наименование	Диапазон изменения	Среднее значение (ТСР, 2001 г.)	Рекомендуемое значение
Давление насыщения газом, МПа	6,4-14,3	10,4	13,2
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	37,39-92,42	68	90
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, д.ед.	1,125-1,279	1,202	1,270
Плотность пластовой нефти, кг/м3	753-832	788	755
Плотность сепарированной нефти, кг/м3	852-873	863	872
Вязкость пластовой нефти, мПа*с	1,08-2,60	1,36	1,15
Суммарное газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т	32-82	66	73,6
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании, д.ед.	1.088-1.241	1,17	1,203
Коэффициент сжимаемости, 10-4 1/МПа		10,9	12,6

5.2 Петрофизическая характеристика пластов

Породы пластов АС10, АС11 и АС12 имеют достаточно близкие литологические и структурно-текстурные признаки. Структура порового пространства коллекторов в значительной степени сформировалась под влиянием постседиментационных процессов растворения и регенерации.

Коллекторы содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. Фильтрационно-емкостные свойства определяются составом глинисто-карбонатного цемента и формами его распределения. На месторождении выделяются два типа коллекторов: коллектор с рассеянной глинистостью и карбонатностью и микронеоднородный коллектор, представленный тонким переслаиванием песчаников или алевролитов с глинистыми или глинисто-карбонатными прослоями.

Рисунок 8 - Распределение пористости и проницаемости

[9]

Коллекторы пластов, при средних емкостных свойствах, отличаются преимущественно низкими фильтрационными характеристиками. Наилучшими коллекторскими свойствами обладает пласт АС11. ФЕС коллекторов горизонта АС10 отличаются ярко выраженной бимодальностью распределений пористости и проницаемости (8). Это связано с тем, что керн по пласту АС10 представлен по двум типам фаций – шельфовыми и турбидитовыми.

Наибольшей проницаемостью обладают отложения пласта АС11, сформировавшиеся в условиях шельфа и относящиеся к баровому телу, которое уже охвачено бурением эксплуатационного участка на правом берегу. Среднее значение Кпр по всей коллекции составляет 32 мД, соответственно для левого и правого берегов – 12 и 37 мД. Такое соотношение также потверждается результатами испытания пластов.

Некоторая взаимосвязь с условиями осадконакопления также отмечается для пласта АС10. Так, сформировавшиеся вблизи кромки палеошельфа отложения центральной части левобережного эксплуатационного участка (наиболее продуктивная зона пласта АС10) характеризуются повышенными значениями проницаемости. В целом Кпр.ср. варьирует от 23 мД на левом берегу до 1мД на правом.

Та же закономерность наблюдается по результатам ГИС и испытаний пластов. Однако при сравнении имеют место смещенные оценки проницаемости по керну и каротажу, что может быть вызвано разными масштабами измерений проницаемости анизотропных пластов коллекторов. Проблема калибровки, как правило, решается путем привлечения данных гидродинамических исследований скважин. Они отражают свойства большего объема пород по сравнению с точечными измерениями на одиночных образцах керна и с интегральными оценками ГИС анизотропных и микронеоднородных разностей коллекторов. Поэтому в расчетах используется Кпр.эфф. по данным ГДИ. Коэффициент отношения эффективной проницаемости равен 0.4. Соответственно для пластов АС10, АС11, АС12 Кпр.эфф. был принят 6.5, 9.4, 3.3 мД.

Выводы

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин.

Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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 АС10-12. 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.

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

Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения контролируется практически только одним фактором - наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Отсутствие пластовой воды в пластах АС10-12 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.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ