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]

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]

Таблица 3 - Свойства нефти. Пласт АС₁₁ [9]

Таблица 4 - Свойства нефти. Пласт АС₁₂ [9]

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 (Рисунок 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 К_пр по всей коллекции составляет 32 мД, соответственно для левого и правого берегов - 12 и 37 мД. Такое соотношение также подтверждается 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 К_{пр. 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 К_{пр. эфф}. по данным ГДИ. Коэффициент отношения эффективной проницаемости равен 0.4. Соответственно для пластов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ К_{пр. эфф}. был принят 6.5, 9.4, 3.3 мД.

5.3 Выводы

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.

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.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 объектов: АС₁₂³, АС₁₂², АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₀⁰, АС₉, АС₇. Залежи пластов АС₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

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 окруженных краевой водой.

Коллекторы содержат в основном субкапиллярные и микрокапиллярные поры, доля капиллярных пор незначительна. Фильтрационно-емкостные свойства определяются составом глинисто-карбонатного цемента и формами его распределения.

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 АС_10-12. 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 АС_10-12 позволяет предполагать, что залежи нефти, связанные с этими пачками, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью (водонефтяные контакты отсутствуют), а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения.

Список используемых источников

1. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К. С, Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Москва ОАО "ВНИИОЭНГ" 1996 г.

2. Л.В. Каламкаров нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран/ Казань: НПО "Союзнефтепромхим”, 1989. - 24 с

3. Немченко Т.Н. Историко-генетическая модель формирования залежей нефти Приобского месторождения Западной Сибири / Геология нефти и газа. - 2000. - №2.С. 20-26.

4. Карагодин Ю.Н., Ершов С.В., Сафонов В.С. и др. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири. Системно-литологический аспект. Новосибирск, издательство СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996г.

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

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

7. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 141 c.

8. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. - М.: ЦентрЛит, 2004. - 514 с.

9. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 1998 г.

Размещено на Allbest.ru