foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Геология Приобского месторождения (Приобка)

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 м3/сут  на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м  (Тюменская свита ЮС2)  и 2463-2467 м  (пласт АС111)  -  5,9 м3/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":  АС7, АС9,  АС10, АС11, АС12.  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 АС12)  и северо-восточном направлениях (для горизонта АС11).

                Горизонт АС12 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 АС123,  АС121-2, АС120.

                Залежи пласта АС123  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 АС123  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 АС123 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 АС123 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 АС123 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 АС121-2 - 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 м3/сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота - 176 м.

                Залежь АС121-2  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 АС121-2 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 АС120 -  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 48м3/сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота - 187 м. Залежь АС120  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 м3/сут на Нд =1932 м.

                Залежь пласта АС112-4 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 АС112-4 в районе  скв.246  вскрыта  на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота - 43 м.    

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота - 21 м.

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв. 251  вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота - 60 м.

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв. 232  вскрыта  на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота - 140 м.

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв.  262  вскрыта  на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 10 м.

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв.271 вскрыта  на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.               

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв. 151  вскрыта  на глубине 2464-2501м.  Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота - 37 м.

                Залежь  пласта АС112-4  в районе  скв. 293 вскрыта  на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота - 40 м.

                Залежи  пласта АС111  приурочены,  в  основном,  к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.

                Основная  залежь АС111  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 м3/сут при динамическом уровне - 1195 м (скв. 243) до 118 м3/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 АС110.  Пласт АС110 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел,  приуроченных к погруженным участкам присводовой части.

                Залежь АС110 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 АС110  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 м3/сут на Нд =1150 м.

                Залежь АС110 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 м3/сут, Нд =1145 м.

                Залежь АС110 в районе скв. 425  вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность - 3,6 м.  Дебит нефти  составил 6,1 м3/сут  на Нд =1260 м.

                Горизонт АС10  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 АС101,  АС102-3  (в  центральной  и  восточной части)  и АС102-3 (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 АС102-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения.  Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м3/сут на 8 мм штуцере (скв. 181)  до 10 м3/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 АС102-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м3/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 АС102-3 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 м3/сут  при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота - 59 м.

                Основная залежь АС101  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 м3/сут при Нд =1064 м (скв. 236)  до 6,4 м3/сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи - литологически экранированный.

                Залежь АС101 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 16 м.

                Залежь АС101 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота - 29 м.

                Залежь АС101 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.               

                Завершает разрез  пачки пластов АС10  продуктивный пласт АС100. В пределах которого выявлено три залежи,  расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.

                Залежь АС100 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной.  Дебиты нефти  составляют 4,9 - 9 м3/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 АС100 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти  составляют 2,2 - 6,5 м3/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 АС100 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина - 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м3/сут при Нд-1070 м.                     

                Покрышка над горизонтом АС10  представлена пачкой глинистых пород изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.

                Песчано-алевролитовые породы пласта АС9 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 АС9  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 м3/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 м3/сут при Нд =1300-1258 м.  Залежи литологически экранированные.

                Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7,  который имеет очень мозаическую картину  в размещении нефтеносных и водоносных полей.

                Наибольшая по площади  восточная залежь  пласта АС7  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 м3/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 АС7  в районе скв. 290  вскрыта  на глубине  2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 - 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м3/сут нефти при   Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота - 24 м.

                Залежь АС7  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 м3/сут при Нд =1511 м.  Размеры  литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота - 27 м.

                Залежь АС7  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 м3/сут на Нд-1362 м.

                Залежь АС7  в районе скв. 259 вскрыта  на глубине 2300 м,  представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.

                                                               Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

                                                                                     Приобского     месторождения

Наименование

показателей

Кате-гория

АС123

АС121-2

АС120

АС112-4

АС111

АС110

АС102-3

АС101

АС100

АС9

АС7

Начальные извлекаемые

запасы, тыс.тонн

ВС1

С2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

931

266919

4143

1377

445

40981

4484

33247

2643

569

932

323

1879

5672

Накопленная

добыча,тыс.тонн

6

415

47

35

360

4

1006

815

5

Годовая 

добыча,тыс.тонн

6

164

7

10

179

4

190

150

5

Фонд скважин

добывающие

нагнетательные

Схема

разбуривания

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

Размер сетки

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

Плотность

скважин

25

25

25

25

25

25

25

25

25

                                        Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

                                                   Приобского     месторождения

Параметры

Индекс

      пласта

Продуктивный пласт

АС123

АС121-2

АС120

АС112-4

АС111

АС110

АС102-3

АС101

АС100

АС9

АС7

Глубина залегания кровли пласта, м

2620-2802

2536-2753

2495-2713

2464-2667

2421-2533

2442-2501

2393-2721

2374-2528

2356-2433

2393-2548

2254-2382

Абсолютная отметка кровли пласта, м

2587-2750

2504-2685

2460-2680

2423-2618

2388-2500

2400-2459

2360-2686

2340-2460

2322-2400

2357-2514

2220-2348

Абсолютная отметка ВНК, м

Общая толщина пласта, м

18

46

24

20

24

15

35

20

10

18.8

12

Эффективная толщина, м

4.4

11.3

6.1

3.6

10.6

3.8

6.6

3.5

2.8

4.6

3.5

Нефтенасыщенная толщина, м

2.88

9.4

4.68

1.69

9.3

1.52

4.72

3.25

1.72

2.41

2.47

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.49

0.40

0.45

0.28

0.53

0.63

0.47

0.48

0.51

0.42

0.54

                                                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС123

АС121-2

АС120

АС112-4

АС111

АС110

АС102-3

АС101

АС100

АС9

АС7

Карбонатность,%                                    

мин-мак среднее

3.05

3.05                    

3.2

1.9-5.1

3.8

2.2-5.6

2.1

2.1

2.2

1.6-4.6

0.8

0.8

2.0

1.3-2.1

2.7

2.7

Содержание фракций %,

 при размере зерен, 0.5-0.25мм

мин-мак среднее

1.75

1.6

1.6

1.4

1.0

0.8

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак среднее

35.45

35.9

38.5

42.4

41.4

28.7

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак среднее

53.2

51.3

48.3

46.3

42.3

60.7

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак среднее

9.6

11.0

10.3

9.9

15.3

9.8

Коэффициент отсортированности,

мин-мак среднее

1.814

1.755

1.660

1.692

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

0.086

0.089

0.095

0.073

Глинистость,%

Тип цемента

глинистый, карбонатно-глинистый, пленочно-поровый.

Коэфф. Открытой пористос. по керну, доли единицы

 мин-мак среднее

0.17

0.16-0.18

0.18

0.17-0.19

0.18

0.17-0.20

0.19

0.18-0.19

0.20

0.18-0.22

0.18

0.18

0.20

0.20-0.22

0.17

0.17

Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2                                        

мин-мак среднее

1.04

1.0-1.05

5.41

0.59-20.2

4.76

0.57-13.0

15.9

4.3-27.0

47.0

2.2-87.6

2.2

2.2-23.1

Водоудерживающая способность,%       

мин-мак среднее

Коэфф. Открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

Коэфф. Проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

0.41

0.44

0.45

0.71

0.62

0.73

Начальное пластовое давление, мПа

25.73

25.0

25.0

25.54

26.3

Пластовая температура,  С

88

87

87

Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут.           

 мин-мак среднее

1.0-7.5

0.1-26.0

2.5-21.6

0.4-25.5

2.5-118

5.94-14.2

1.5-58

1.64-6.4

9-25.9

1.2-4.8

1.5-6.7

Продуктивность, м3/сут. мПа

мин-мак среднее

2.67

2.12

4.42

5.9

1.39

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.

мин-мак среднее

58.9

55.8

55.1

28.9

38.0

34.6

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС123

АС112-4

АС101

Плотность нефти в поверхностных

 условиях,кг/м3

886.0

884.0

886

Плотность нефти в пластовых условиях

791

770

790

Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек

32.26

32.8

29.10

Вязкость в пластовых условиях

1.57

1.41

1.75

Содержание,%

Смол селикагелевых

7.35

7.6

7.31

Асфальтенов

2.70

2.44

2.48

Серы

1.19

1.26

1.30

Парафина

2.54

2.51

2.73

Температура застывания нефти,  С0

-21

Температ. насыщения нефти парафином, С0

54

54

54

Выход фракций,%

до 100 С0

0.5

0.9

0.5

до 150 С0

66.8

8.2

8.4

до 200 С0

15.1

17.0

17.5

до 250 С0

24.7

25.9

26.6

до 300 С0

38

38.2

39.2

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.49

0.52

0.41

Азот

0.25

0.32

0.22

Метан

22.97

23.67

18.27

Этан

4.07

4.21

5.18

Пропан

6.16

6.83

7.58

Изобутан

1.10

1.08

1.13

Нормальный бутан

3.65

3.86

4.37

Изопентан

1.19

1.58

1.25

Нормальный пентан

2.18

2.15

2.29

С6+высшие

57.94

55.78

59.30

Молекулярная масса,кг/моль

153

145

161.3

Давление насыщения,мПа

6.2

4.8

6.01

Объемный коэффициент

1.198

1.238

1.209

Газовый фактор при услов.сепарации м3 /т  

55

63

50

Плотность газа,кг/м3

1.242

1.279

1.275

Тип газа

м

Компонентный состав нефтяного газа

 (молярная  концентрация,%)

Азот

1.43

1.45

1.26

Углекислый газ

0.74

0.90

0.69

Метан

68.46

66.79

57.79

Этан

11.17

1.06

15.24

Пропан

11.90

13.01

16.42

Изобутан

1.26

1.26

1.54

Нормальный бутан

3.24

3.50

4.72

Изопентан

0.49

0.67

0.65

Пентан

0.71

0.73

0.95

С6+высшие

0.60

0.63

0.74

                                                           Состав и свойства пластовых вод

Водоносный   комплекс

Продуктивный пласт

АС120

АС110

АС101

Плотность воды  поверхностных условиях, т/м3

Минерализация,г/л

Тип воды

хлор-ка-

льцевый

Содержание,мг/л

    Хлор

9217

    Натрий+Калий

5667

    Кальйий

254

    Магний

54

    Гидрокарбонат

11.38

    Иод

47.67

    Бром

    Бор

   Амоний

40.0

Статистика



Яндекс.Метрика