Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.
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, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. 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.
Основные запасы нефти на Приобском месторождении приурочены к группе пластов АС10-АС12.
Условиям их формирования посвящены многочисленные работы А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, В.И. Игошкина, Г.Н. Гогоненкова, Карогодина Ю.Н. и др. /9,16,17,25,26,27/. Результаты их исследований свидетельствуют о клиноформном строении неокомских отложений Приобского месторождения. Основой для таких выводов послужила модель бокового заполнения морского бассейна терригенным материалом при переходе от мелководно-шельфовой области к относительно глубоководной недокомпенсированной впадине, по которой источник поступления обломочного материала располагался на востоке. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании региональных клиноформ. В периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией поступал более грубый обломочный материал. Важным фактором, определившим особенности седиментации и контролирующим распространение песчаных тел-коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов явилась геоморфология дна бассейна. Структурный фактор имел второстепенное значение.
Согласно этой модели выделяется три основных ее элемента: пологая, слабо наклоненная мелководная шельфовая терраса (ундаформа), сменяющий ее к западу относительно крутой аккумулятивный склон (клиноформа) переходящий в более пологое подножие и относительно глубоководная некомпенсированная впадина (фондоформа). Карогодин Ю.Н. и др. склонны считать, что клиноформы представляют собой дельтовые образования. По их мнению, бассейновые процессы не в состоянии перераспределять огромное количество поступающего в приемный бассейн осадочного материала. Пользуясь их терминологией, применяемой к дельтам, так называемый «шельф» относится к «дельтовой платформе», «склон шельфа» к склону дельты, а «бровка шельфа» к фронту дельты. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах дельтовых платформ дает основание относить существующие в то время палеодельты данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы. Последние преобладали в периферийных районах дельтовых платформ.
В разрезе продуктивных неокомских отложений выделено несколько пластов: АС123, АС121-2, АС120, АС112-4, АС111, АС110, АС102-3, АС101, АС100, объединенные в три продуктивных горизонта и пласты АС9, АС7.
Продуктивный горизонт АС12. Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. По площади развития коллекторов она представляется наиболее обширной. Вскрыт практически всеми пробуренными скважинами и представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с экстремумами эффективной толщины в центральной части (до 42 м. в районе скв. № 237), и также на локальных участках в восточной зоне (37,6 м. в районе скв. №261). Размеры залежи нефти горизонта АС12 - 42х25км. Нефтенасыщенная толщина 21,8 м., проницаемость низкая 5,1 мД.
В составе горизонта АС12 выделяется три объекта: АС120, АС12 1-2, АС123, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, толщина которых колеблется от 4-10 м.
Зона развития коллекторов пласта АС120 приурочена к центральной части месторождения. Основная залежь представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Глубина залегания - 2555 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м (скв. №172) до 27 м (скв. №262). Наиболее высокая отметка - 2483 м. зафиксирована в скв. №262, наиболее низкая - 2647м. в скв. №245. Площадь нефтеносности почти 27 тыс. га, коэффициент песчанистости 0,45, коэффициент расчлененности 7. Запасы нефти составляют 12% от запасов горизонта.
Пласт АС121-2 занимает наиболее обширную территорию
на месторождении и наблюдается в виде мощного субмеридианально вытянутого линзовидного
песчаного тела, приуроченного к центральной части месторождения. Основная
залежь пласта приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде
локальными поднятиями (район скв. №242, 180) и впадинами (район скв. №246, 400)
с зонами перехода между ними. Продуктивный пласт АС121-2
включает, вероятно, ряд самостоятельных по условиям осадконакопления песчаных
тел, о чем свидетельствует сложное тонкое чередование песчано-алевролитовых
разностей, текстурно - структурные особенности отложений по разрезу.
Нефтенасыщенная толщина изменяется в широком диапазоне от 0,8 м (скв. №407) до
40,6 м (скв. №237), при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает
центральную часть залежи, а также восточную (район скв. №261). Площадь
нефтеносности - 93 тыс. га. Нефтенасыщенная толщина 11,3 м. Основная доля
запасов (81%) приходится на пласт АС121-2. Коэффициент
песчанистости 0,4. Коэффициент расчлененности 10.
Таблица 2.1
Геолого-физическая характеристика пластов
|
Параметры |
Горизонты, пласты |
||||
|
|
А10(1) |
А10(2-3) |
А11(1) |
А12(1-2) |
А12(3) |
|
Средняя глубина, м. |
2387 |
2464 |
2434 |
2673 |
2695 |
|
Тип залежи |
Литологически экранированный |
||||
|
Тип коллектора |
Терригенный, поровый |
||||
|
Нефтенасыщенная толщина, м |
3,5 |
6,6 |
10,6 |
11,3 |
4,4 |
|
Средняя |
|
|
|
|
|
|
проницаемость |
19 |
18 |
47 |
5,4 |
4,8 |
|
Средняя пористость,Д. Ед. |
0,19 |
0,19 |
0,2 |
0,18 |
0,18 |
|
Пластовое давление,Мпа |
23,4 |
24,3 |
24,6 |
25,1 |
25,4 |
|
Давление насыщения, МПа. |
9,9 |
8,7 |
11,8 |
10,2 |
14,3 |
|
Пластовая температура, С. |
88 |
87 |
89 |
88 |
92 |
|
Вязкость пластовой нефти, Па * с. |
1,52 |
1,85 |
1,37 |
1,6 |
1,6 |
|
Вязкость пластовой воды |
0,36 |
0,36 |
0,35 |
0,35 |
0,35 |
|
Соотношение вязкости нефти и воды |
4,2 |
5,1 |
3,9 |
4,6 |
3,1 |
|
Плотность нефти в пов. усл. кг/м3 |
873 |
869 |
869 |
869 |
886 |
|
Плотность нефти в пл. усл.кг/м3. |
785 |
782 |
769 |
792 |
753 |
|
Содержание серы в нефти, %. |
1,32 |
1,08 |
1,26 |
1,21 |
1,11 |
|
Содержание парафина в нефти, %. |
2,65 |
2,35 |
2,48 |
2,48 |
2,64 |
|
Газосодержание,м3/т. |
67 |
66 |
80 |
69 |
69 |
|
Газовый фактор,м3/т. |
54 |
55 |
70 |
59 |
59 |
|
Начальные запасы нефти (кат. С1+С2), тыс. т. |
|
|
|
|
|
|
- балансовые |
142804 |
195348 |
665775 |
1021268 |
75886 |
|
- извлекаемые |
32318 |
45172 |
256188 |
231552 |
10746 |
Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно-Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750 м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:
- водоносный горизонт четвертичных отложений;
- водоносный горизонт новомихайловских отложений;
- водоносный горизонт атлымских отложений.
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт (Ф8).
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и практически застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.
Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
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).
Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.
В таблице 2.2 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефтей по пласту АС12.
Нефти пластов 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.
Таблица 2.2
Компонентный состав
|
Наименование, мольное содержание,% |
Пласт АС12 |
||||
|
|
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных усл. |
При дифференц. разгазировании пластовой нефти в рабочих усл. |
Пластовая нефть |
||
|
|
выделив. газ |
нефть |
выделив. газ |
нефть |
|
|
Двуокись углерода |
1,08 |
|
1,67 |
0,02 |
0,57 |
|
Азот + редкие, |
0,96 |
|
0,76 |
0 |
0,27 |
|
в т.ч. гелий |
0,009 |
|
|
|
|
|
Метан |
64,29 |
0,04 |
68,28 |
0,05 |
23,87 |
|
Этан |
8,25 |
0,06 |
11,11 |
0,48 |
4,10 |
|
Пропан |
13,67 |
1,07 |
11,81 |
3,24 |
6,18 |
|
Изобутан |
2,30 |
0,40 |
1,27 |
1,05 |
1,16 |
|
Норм. Бутан |
5,79 |
2,38 |
3,24 |
3,91 |
3,69 |
|
Изопентан |
1,29 |
1,42 |
0,56 |
1,80 |
1,25 |
|
Норм. Пентан |
1,42 |
2,88 |
0,70 |
2,93 |
2,19 |
|
Гексаны |
0,67 |
7,49 |
|
|
|
|
Гептаны |
0,26 |
6,68 |
0,60 |
86,52 |
56,72 |
|
Остаток (С8+ высшие) |
0,02 |
77,58 |
|
|
|
|
Молекул. масса |
27,19 |
225 |
24,51 |
218 |
150,2 |
Количество лёгких углеводородов СН4-С5Н12, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.
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 залежей. 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%.
Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12 - II Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.
Условия сепарации следующие:
ступень - давление 0,785 МПа, температура 10°С;
ступень - давление 0,687 МПа, температура 30°С;
ступень - давление 0,491 МПа, температура 40°С;
ступень - давление 0,103 МПа, температура 40°С
Приобское месторождение введено в разработку в 1988 году. Месторождение разрабатывалось по проектному документу «Уточненные показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения», составленного СибНИИНП в 1988 году.
С 1997 года разработка месторождения ведется по «Дополнению к технологической схеме опытно-промышленной эксплуатации Левобережной части приобского месторождения, включая Пойменный участок №4», с реализацией блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/ скв.). С переходом в дальнейшем на более поздней стадии на блочно-замкнутую систему, в зоне раздельного залегания пласта АС12 - применение площадной семиточечной системы заводнения (плотность сетки -25 га/скв.).
На Приобском месторождении с начала разработки на 1.01.1999 года добыто 5761.260 тыс.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 11,7 т/сут., обводненность 3,46%. Закачено в продуктивные пласты 7400 тыс.м3. воды, накопленная компенсация 90,7%.
В 1998 году продолжены работы по реализации проектных решений, принятых в 1997 году по Левобережной части месторождения. Основная деятельность была направлена на усовершенствование системы ППД. В результате проведенных работ были получены следующие результаты:
вырос средний дебит по эксплуатационному фонду скважин с 11,7 т/с до 12 т/с.
соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4:1.
сократился бездействующий фонд скважин с 104 до 92 скважин.
В таблице 3.1 приведено выполнение мероприятий за 1998 год.