2.3 Нефтегазоносность

Согласно нефтегазогеологическому районированию, Приобское нефтяное месторождение находится в Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до готерив - барремского возраста и составляет около 1 км. 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 более 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС₇, АС₉, АС₁₀⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₁⁰, АС₁₁¹, АС₁₁^2-4, АС₁₂², АС₁₂^3-4.

Объектами промышленной эксплуатации на месторождении в данное время являются отложения черкашинской свиты (продуктивные горизонты АС₁₀, АС₁₂), залегающие на глубинах 2350-2800 м [3].

По геологической модели южной части Приобского месторождения (включающей Восточно-Фроловскую и Восточно-Эргинскую площади), представленной в проекте пробной эксплуатации (протокол № 2191 от 13.11.97 г.), основные залежи нефти в пластах АС₁₀¹ и АС₁₁⁰, АС₁₁¹, АС₁₂^1-2, АС₁₂^3-4, Приобского месторождения приурочены к горизонтам АС₁₀ (рис. 12) и АС₁₂ соответственно. При подсчете запасов, рассмотренных на ГКЗ (протокол № 427 от 16.05.97 г.), было произведено уточнение корреляции разрезов скважин: нефтенасыщенные пласты, ранее относимые к горизонту АС_11, были приобщены к горизонту АС₁₂.

Все залежи нефти являются литологическими или литолого-стратиграфическими и относятся к категории сложнопостроенных. Характерна резкая изменчивость литолого-физических свойств пород-

Рисунок 12 – Фрагмент структурной карты горизонта АС10 [Приобское месторождение, ООО НППГМ "Геосейс", 2008].

коллекторов, как по разрезу, так и по латерали (рис. 13, 14), что обусловлено условиями их формирования в краевой части палеошельфа и склона аккумулятивной террасы. Все это обусловило клиноформное очень сложное геологическое строение песчано-алевролитовых тел, которое затрудняет интерпретацию геолого-геофизических данных, оценку фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и их насыщение (рис. 15), (табл. 2).

Песчаные тела полностью нефтенасыщенны, ВНК отсутствует, о чем свидетельствует отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях скважин. Проницаемые пласты-коллекторы имеют очень низкую проницаемость, что делает ресурсы месторождения трудно извлекаемыми. [3].

Таблица 2 - Характеристика нефтяных залежей

Про-дуктив-ный пласт	Залежь	Тип залежи	Средняя h эфф., м	Абсолютная отметка кровли продуктивного пласта			Размер залежи, км		Число разведочных скважин
								всего		в кон- туре
АС100	р-н экспл. уч-ка	литологически экранированная	3,2	-2352		10х7		228		1
	р-н скв.232, 237	-//-	2,6	-2335	-2420	10х11				5
	р-н скв.260, 242	-//-	2,9	-2321	-2366	13х8				4
	р-н скв.601, 600	-//-	2	-2541		6х4				2
	р-н скв.614,613	литологически экранированная	4,6	-2416	-2532	8х3,5				2
АС101-2	центральная	-//-	5,6	-2346	-2619	31х30		228		44
	р-н скв. 295,294	-//-	6,4	-2416	-2425	6х11				4
АС110	Северо-восточная (р-н скв 247, 413)	-//-	3,4	-2380	-2520	28,3х9		228		10
	р-н экспл. уч-ка	-//-	2,2	-2390	-2410	3х11,5				1
	р-н скв.417	-//-	1,4	-2395		3х3,5				1
АС111		-//-	9,7	-2396	-2496	51,2х21,5		228		43
АС112-4	Южная	-//-	8,2	-2439	-2603	27,1х16,1		228		10
	р-н скв.42, 430	-//-	8,3	-2431	-2474	8,6х6,3				3
	р-н скв.252, 246	литологически экранированная	5,7	-2462	-2476	4,5х4				3
	р-н скв.415	-//-	2,6	-2484		3,5х5				1
АС122	Центральная	-//-	13,5	-2488	-2648	40,9х25,2		228		44
	Северная	-//-	7,8	-2531	-2673	30х21,3				17
	Восточная	-//-	1,4	-2481	-2486	14х8				3
АС123-4		-//-	5,3	-2423	-2731	69,1х42		228		73

Рисунок 15 – Сейсмогеологический профиль нижнемеловых отложений по линии скважин №№ 7-110 -113 – 1774 – 1281 Приобского месторождения (направление запад-восток) [1].

Формирование природных резервуаров горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ происходило в различных фациальных условиях. Каждый пласт формировался в трех типах “обстановок” осадконакопления: шельф, склон и бассейновая часть. Породы-коллекторы, отлагавшиеся в различных фациальных условиях, характеризуются различными свойствами.

Породы-коллекторы представлены кварцем (40 - 46 %), полевыми шпатами (40 - 46 %) и обломками пород (10 - 13 %), сцементированными глиной, каолинитом, карбонатным материалом.

Р исунок 13 – Фациальная карта на завершение формирования сейсмокомплекса АС10.0 [Приобское месторождение, ООО НППГМ "Геосейс", 2008].

Рисунок 14 - Схема развития песчаных тел продуктивного горизонта АС10 Приобского месторождения [3].

Пласты-коллекторы гидродинамически разобщены между собой глинистыми пачками. Пористость коллекторов составляет в среднем 18,0-19,7 %, проницаемость от 0,2 до 10,0 мД, нефтенасыщенность 50-61 %.

Описание пластов приведено по проектному документу (протокол № 2191 от 13.11.97 г.).

Пласт АС₁₀¹ залегает в южной части Приобского месторождения на глубинах (кровля) 2420-2582 м, при средней глубине кровли 2484 м. На широте св-в.472-475 происходит резкое увеличение (примерно на 50 м) глубины залегания кровли в южной части рассматриваемой площади по сравнению с северной.

Основная залежь пласта АС₁₀¹ имеет размеры 51*14 км, ориентирована в направлении ЮЮЗ-ССВ. Залежь вскрыта 28 разведочными скважинами. Часть залежи, в районе разведочных скважин № 6, 7, 400, относится к Верхнешапшинскому месторождению. Северная часть залежи уходит за границу лицензионного участка.

Границами залежи являются линии литологического замещения коллекторов непродуктивными породами. На большей части площади залежи нефтенасыщенные толщи пласта АС₁₀¹ имеют сравнительно небольшие значения (не более 10 м). Лишь в скважине 477 происходит резкое увеличение эффективной нефтенасыщенной толщины до 20,8 м.

Юго-западней основной залежи вскрыта небольшая – радиус около 2,5 км – залежь нефти (район разведочной скв. 71). Нефтенасыщенная толщина пласта АС₁₀¹ в предполагаемом центре этой залежи составляет 4,0 м.

Пласт АС₁₁⁰ имеет ограниченное развитие на исследуемой площади. В настоящее время выделяется в разрезах разведочных скважин 427 и 443. Представлен в виде двух небольших залежей литологически ограниченного типа с условными размерами 6*3 и 3*3 км. Глубины залегания кровли пласта АС₁₁⁰ различные: в скв. № 276 (427) – 2434, в скв. № 443 – 2591 м.

Эффективные нефтенасыщенные толщины сравнительно небольшие: 3,6 и 5,4 м, соответственно в скв. 276 и 443. Данных о нефтенасыщенных толщинах пласта в скв. 427 в нашем распоряжении не имеется. Примечательно, что в разрезах скважин 276 и 443 основной пласт АС₁₁¹ не выделяется. В скв. 427 эффективная толщина его составляет 11,4 м.

Пласт АС₁₁¹. Кровля пласта на исследуемой площади Приобского месторождения залегает на глубинах 2446-2675 м. Увеличение глубины горизонта происходит с севера на юг. Средняя глубина залегания кровли пласта АС₁₁¹ на южной части Приобского месторождения составляет 2586 м. Как и по пласту АС₁₀¹, у пласта АС₁₁¹ происходит увеличение глубины залегания кровли в южном направлении.

На рассматриваемом участке Приобского месторождения в настоящее время в пласте АС₁₁¹ выделяются четыре самостоятельные литологически экранированные залежи нефти.

Северная залежь, размером 14*10 км, вскрыта девятью разведочными скважинами. Северная часть залежи находится за пределами лицензионного участка.

Нефтенасыщенные толщины в основном небольшие, максимальное значение 6,6 м установлено в разрезе скв. 460. При испытании скв. 220 получено небольшое количество пластовой воды (2,6 м3/сут.), что указывает на наличие здесь небольшой законтурной водоносной зоны.

К юго-западу от северной залежи на расстоянии 8 км расположена центральная, наиболее крупная, залежь нефти пласта АС₁₁¹. Размеры ее 27*13 км. Залежь литологически экранированная, вскрыта десятью разведочными скважинами. При разбуривании этого участка возможно разделение центральной части на две самостоятельные.

Максимальные значения нефтенасыщенных толщин в центральной залежи пласта АС₁₁¹ приурочены к северо-восточному (скв. 427, h = 11,4 м) и юго-западному окончаниям залежи (скв. 88, h = 8,8 м).

Южная залежь пласта АС111 находится на расстоянии 8 км от центральной. Имеет небольшие размеры (условно 3*3 км). Вскрыта одной скв. 71. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта АС₁₁¹ в разрезе скв. 71 составляет 4,4 м.

Еще одна залежь литологически экранированного типа пласта АС₁₁¹ расположена несколько восточней (5 км) центральной залежи. Вскрыта она тремя скважинами 444, 5, 12, из которых две последних находятся на территории Верхнешапшинского месторождения (за границей лицензионного участка). Размеры залежи 10*7 км. К Приобскому месторождению отнесена примерно третья часть площади залежи с максимальными толщинами (6,4 м) и примерно половиной балансовых запасов нефти.

Пласт АС₁₂^1-2 Кровля пласта на южной части Приобского месторождения залегает на глубинах 2542-2754 м при средней глубине 2648 м. Глубины залегания горизонта АС₁₂ на рассматриваемом участке Приобского месторождения увеличиваются с севера на юг. Однако в Южной части участка (Эргинская площадь) происходит их резкое сокращение (примерно на 100 м) по сравнению с соседними участками (район скв. 477, Фроловская площадь).

В пласте АС₁₂^1-2 рассматриваемой территории месторождения выделено две литологически экранированные залежи нефти: основная в северной части и южная (Эргинская).

Основная залежь нефти пласта АС₁₂^1-2 южной части Приобского месторождения вскрыта 29-ю разведочными скважинами. Северная часть залежи находится за пределами лицензионного участка.

Размеры залежи в границах лицензионного участка 51*14 км.

Максимальные эффективные нефтенасыщенные толщины сосредоточены в центральной части залежи, в районе разведочной скв. 427 (hэф = 22,4 м). Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта АС121-2 на основной залежи южного участка Приобского месторождения – 6,9 м.

Пласт АС₁₂^3-4. На большей части рассматриваемой территории представлен непродуктивными породами. Небольшая литологически экранированная залежь нефти вскрыта под основной залежью пласта АС121-2 разведочными скважинами 276, 287.

Размер залежи 7*3 км. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 2,5 м при максимальном значении 5,0 м (скв. 276). Следует отметить, что северо-восточная часть залежи (район скв. 287) выделена достаточно условно: по данным ГИС при общей толщине пласта 10 м на эффективную часть приходится 1,0 м.

Испытание пластов АС₁₂^1-2 и АС₁₂^3-4 в скв. 287 проведено совместно (интервалы испытания 2592-2612 м и 2626-2632 м). Получен незначительный приток нефти (2,1 м3/сут. при СДУ – 1123 м и 3,2 м3/сут. при СДУ – 1342 м).

Расстояние между залежами пластов АС₁₂^1-2 и АС₁₂^3-4 в скв. 276 – 10 м, в скв. 287 – 13 м. Средняя глубина кровли пласта АС₁₂^3-4 – 2657 м.

При наличии в разрезе одной скважины верхнего (АС₁₀1) и нижнего (АС₁₂^1-2) продуктивных пластов в вертикальных глубинах или абс. отметках кровли верхнего и подошвы нижнего пластов изменяется на рассматриваемой площади от 185 до 259 м.

Геолого-физическая характеристика продуктивных горизонтов Приобского месторождения приведена в таблице 3 [1].

Таблица 3 – Геолого-физическая характеристика продуктивных горизонтов Приобского месторождения.

Параметры	АС10	АС12
Средняя глубина залегания, м	2484	2550
Тип залежи	Литологически - экранированная
Тип коллектора	Терригенный - поровый	Терригенный - поровый
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс.м2	586504	1880816
Средняя общая толщина, м	75	147
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	5.52	8.89
Средняя водонасыщенная толщина, м	-	-
Пористость, %	18.3	18
Проницаемость, мкм2	0.004	0.0018
Коэффициент песчанистости, доли ед.	0.06	10.8
Коэффициент расчлененности, доли ед.	5.7	8.5
Начальная пластовая температура, оС	90	92
Начальное пластовое давление, МПа	24.2	25.1
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.834	0.818
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.87	0.87
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	22.6	32.3
Абсолютная отметка ВНК, м	-2416	-2413
Пересчетный коэффициент, доли ед.	0.943	0.963
Содержание серы в нефти, %	1.02	1.12
Содержание парафина в нефти, %	2.32	5.65
Давление насыщения нефти газом, МПа	8.26	7.84
Газосодержание нефти, м3/т	55.4	57.9
Плотность газа выделившегося при однократном разгазировании, кг/м3	1.14	1.19
Содержание стабильного конденсата, г/м3	-	-
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0,4	0.4
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	1.01	1.01