Характеристика геологического строения

Геологический разрез Приобского нефтяного месторождения вскрыт до глубины 3190 м (скважина15 ХМ).

Разрез в стратиграфическом отношении представлен терригенными отложениями юрской, палеогеновой и четвертичной систем.

Объектом изучения являются осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, с которыми связана промышленная нефтегазоносность.

Продуктивными являются нижнемеловые отложения готеривбарремского возраста - пласты АС³₁₂, АС^1-2₁₂, АС⁰₁₂, АС^2-4₁₁, АС¹₁₁ ,АС⁰₁₁,АС^2-3₁₀, АС¹₁₀, АС⁰₁₀, АС₉, АС₇.

Проницаемые породы имеют простирание северо-восточное и субмеридиональное. Практически для всех пластов характерно увеличение суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости к центральным частям зон развития коллекторов.

Однако улучшение коллекторских свойств происходит в восточном (для пластов горизонта АС₁₂) и северо-восточном (для пластов горизонта АС₁₁) направлениях.

Все залежи нефти на Приобском месторождении литологически экранированные [4].

Пласт А³₁₂.Средняя глубина залегания - 2695 м. В пределах пласта выявлено 5 залежей нефти, которые в виде цепочки песчаных линзовидных тел имеют северо-восточное простирание. Общая толщина пласта колеблется от 3,2 до 37 м. Наблюдается тенденция увеличения толщин в каждой песчаной линзе в северо-восточном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в среднем составляет 4,4 м. В разрезе пласта А³₁₂ выделяется от 3 до 14 прослоев коллектора. Коэффициент расчлененности равен 5, коэффициент песчанистости - 0,49. Проницаемость пласта по данным исследования керна очень низкая и составляет всего 4,8 мД.

Пласт А^1-2₁₂.Средняя глубина залегания - 2673 м. В пределах пласта выделено две залежи: основная и залежь в районе скважины 419. Основная залежь самая крупная на месторождении имеет размеры 45х25 км и высоту 176 м. Пласт представлен в виде мощного субмеридионально - вытянутого линзовидного песчаного тела. Общая толщина пласта изменяется от 17 до 75 м, уменьшаясь в западном направлении. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 11,3 м. Пласт А^1-2₁₂ имеет самую высокую расчлененность, которая равняется 10. Коэффициент песчанистости составляет 0,40. Проницаемость пласта по керну очень низкая - 5,4 мД.

Пласт А⁰₁₂.Средняя глубина залегания - 2639 м. В пределах пласта, который имеет ту же зону простирания, но меньше по размеру, чем пласт А^1-2₁₂ , выделяют две залежи нефти. Основная залежь имеет размеры 41х14 км и представляет собой линзообразное тело. Общая толщина пласта уменьшается от 38 до 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 27,0 до 0,6 м (скважина 255), при среднем значении 6,1 м. Пласт А⁰₁₂ наиболее изменчив по толщине. Средний коэффициент расчлененности равен 7, средний коэффициент песчанистости - 0,28. 72,2 % толщины пласта составляют пропластки с толщиной менее 1 м. Проницаемость пласта по данным исследования керна составляет всего 4,8 мД. Покрышка горизонта А⁰₁₂ представлена толщей глинистых пород до 60 и более метров.

Пласт А^2-4₁₁.Средняя глубина залегания - 2572 м. Пласт имеет очень сложное строение. Формирование пород-коллекторов происходило большей частью в условиях шельфового мелководья при активной деятельности моря. В пределах пласта выделено 7 залежей нефти. Общая толщина пласта увеличивается на северо-восток до 78,6 м (скважина 246). Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 11,0 м в том же направлении. Среднее значение нефтенасыщенной толщины - 3,6 м. Средняя величина коэффициента песчанистости - 0,13, коэффициент расчлененности - 5. Пропластки толщиной менее 1 м составляют 79,4 %. Проницаемость пласта по геофизическим данным составляет 8 мД, по керну - 16 мД.

Пласт А¹₁₁.Средняя глубина залегания пласта - 2469 м. Основная залежь в виде широкой полосы имеет северо-восточное простирание. Кроме того, в районе разведочной скважины 151 выделена залежь в виде песчаной линзы. К пласту АС¹₁₁ приурочена вторая по значению залежь нефти, которая имеет размеры 48х15 км, высота - 112 м. Общая толщина пласта составляет 20-30 м, увеличиваясь до 47 м (скважина 246) на северо-восток. Эффективные нефтенасыщенные толщины имеют тенденцию к увеличению на северо-восток до 41,6 м в скважине 246, при среднем значении 10,6 м. Коэффициент расчлененности составляет 8. Пласт АС¹₁₁ имеет самые высокие значения коэффициента песчанистости - 0,47 и проницаемости по керну - 47 мД.

Пласт А⁰₁₁.Средняя глубина залегания пласта - 2464 м. Пласт представлен в виде линз, приуроченных к погружным участкам присводовой части и имеющих незначительную зону развития. В пределах пласта выделены две залежи нефти в районе скважин 409 и 172. Общая толщина пласта меняется от 8,6 до 22,8 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3,8 м. Средний коэффициент расчлененности - 4.

Пласт АС^2-3₁₀.Средняя глубина залегания - 2591 м. В пределах пласта выявлено три залежи нефти: основная залежь и залежи в районе скважин 243 и 295. Наиболее значимая по запасам основная залежь имеет размеры 31х11 км, высота - 292 м. Пласт представлен в виде линзовидных песчаных тел, приуроченных к западному погружению структуры. Общая толщина пласта изменяется от 6,4 до 64,0 м (скважина 295). Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6,6 м, изменяясь от 0,8 (скважина 180) до 15,6 м (скважина 181). Средний коэффициент песчанистости - 0,33. Коэффициент проницаемости по геофизическим данным - 18 мД.

Пласт АС¹₁₀.Средняя глубина залегания пласта - 2502 м. Пласт развит в центральной части, локальные участки коллекторов прослеживаются и в северной части изучаемой площади (район скважина 255, 330, 420). В пределах пласта выделено две залежи: основная и в районе разведочной скважины 420. Размеры основной залежи 38х13 км, высота до 120 м. Общая толщина пласта имеет тенденцию увеличения в западном направлении от 6 до 33 м. Средняя нефтенасыщенная толщина - 3,5 м. Средний коэффициент песчанистости - 0,30, коэффициент расчлененности - 4,0, проницаемость по данным исследования керна - 19 мД.

Пласт АС⁰₁₀.Средняя глубина залегания пласта - 2470 м. От нижележащего пласта АС¹₁₀ пласт АС⁰₁₀ отделяется глинистой перемычкой со средней толщиной 25-30 м. Покрышка из глинистых пород над горизонтом АС₁₀ имеет толщину 10-60 м, увеличиваясь с востока на запад. Пласт представлен тремя небольшими залежами в виде субмеридиально–вытянутых песчаных линз. Общая толщина пласта увеличивается на север от 5,6 до 14,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина колеблется от 1,6 до 4,0 м и в среднем составляет - 2,8 м. Коэффициент песчанистости в среднем составляет 0,27, имеет тенденцию увеличения в южном направлении. Коэффициент расчлененности - 4; проницаемость, принятая по аналогии, составляет 19 мД.

Пласт АС₉.Средняя глубина залегания - 2450 м. Пласт имеет ограниченное распространение. В пределах пласта выявлено пять небольших залежей нефти. Общая толщина нефти изменяется от 11,2 до 26,4 м, эффективная нефтенасыщенная от 0,4 до 7,2 м и в среднем составляет 4,6 м. Средний коэффициент песчанистости составляет 0,24, коэффициент расчлененности - 5. Проницаемость принята по аналогии и составляет всего 5 мД.

Пласт АС₇.Средняя глубина пласта - 2328 м. Пласт представлен набором песчаных линз, расположенных в северо-восточном направлении. В пределах пласта выделено 5 залежей нефти. Основная залежь имеет размеры 46х8,5 км, высота - до 91 м и расположена с юго-запада на северо-восток (южная граница проведена условно). Общая толщина пласта изменяется от 7 до 17 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта от 1,2 до 7,8 м, в среднем составляет 3,5 м. Средний коэффициент песчанистости - 0,30; коэффициент расчлененности - 4; проницаемость, принятая по аналогии, составляет 19 мД.

Основные показатели неоднородности продуктивных пластов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Основные показатели неоднородности продуктивных пластов Приобского месторождения (по данным ГлавТюменьГеологии).

Пласт	Коэффициент песчанистости Кп	Коэффициент расчлененности Кр	Hэф. h-нас., м
АС 312	0,29/0,49 *		4,4
АС 1-212	0,29/0,40		11,3
АС 012	0,28/0,45		6,1
АС 2-411	0,13/0,28		3,6
АС 111	0,47/0,59		10,6
АС 011	0,24/0,63		3,8
АС 2-310	0,33/0,44		6,6
АС 110	0,29-0,49		3,5
АС 010	0,27-0,51		2,8
АС 9	0,24/0,42		4,6
АС 7	0,30/0,54		3,5

- коэффициент песчанистости, рассчитанный для проницаемой части пласта, т.е. от кровли верхнего проницаемого пропластка до подошвы нижнего проницаемого пропластка в продуктивном пласте.

Геолого-физическая характеристика пластовТаблица 2.2.

Параметры	Продуктивные пласты
АС7	АС9	АС010	АС110	АС2-310	АС011	АС11	АС2-411	АС012	АС1-212	АС312
Средняя глубина, м
Тип залежи	Литологически-экранированный
Тип коллектора	Терригенный, поровый
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м	3,5	4,6	2,8	3,5	6,6	3,8	10,6	3,6	6,1	11,3	4,4
Средняя проницаемость (по керну), 10-3 мкм2 (мД)									4,8	5,4	4,8
Средняя пористость, доли ед.	0,18	0,17	0,19	0,19	0,19	0,19	0,20	0,19	0,19	0,18	0,18
Начальное пластовое давление, Мпа	24,2	24,2	24,2	22,8	25,5	25,0	25,0	24,6	25,0	25,4	25,4
Давление насыщения, МПа	11,7	11,7	11,7	10,5	12,9	12,1	12,1	12,1	12,5	14,3	14,3
Пластовая температура, 0C
Вязкость пластовой нефти, мПа.с	1,52	1,52	1,52	1,59	1,44	1,41	1,41	1,41	1,43	1,08	1,08
Вязкость пластовой воды, мПа.с	0,36	0,36	0,36	0,36	0,36	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35	0,35
Соотношение вязкостей нефти и воды	4,2	4,2	4,2	4,4	4,0	4,0	4,0	4,0	4,1	3,1	3,1
Плотность нефти в пов. усл., кг/м3
Плотность нефти в пл. усл., кг/м3
Содержание серы в нефти, %	1,34	1,03	1,11	1,32	1,08	1,14	1,30	1,30	1,26	1,21	1,13
Содержание парафина в нефти, %	2,03	3,43	2,30	2,65	2,35	2,42	2,80	2,80	2,57	2,48	2,64
Газосодержание, м3/т
Газовый фактор, м3/т
Начальные балансовые запасы нефти (С1+С2), тыс.т.
- утвержденные ГКЗ
Коэффициент нефтеотдачи, доли ед.
- утвержденный ГКЗ	0,100	0,100	0,100	0,226	0,231	0,100	0,385	0,178	0,187	0,227	0,142
Начальные извлекаемее запасы, тыс.т.

1.5 Свойства и состав нефти, газа воды Приобского месторождения

На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин.

Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАНТ-3700. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и СибНИИНП.

Глубинные пробы нефти отобраны из пластов АС¹₁₀, АС²⁺³₁₀, АС¹₁₁, АС⁰₁₂ и АС¹⁺²₁₂. Из пластов АС₇, АС₉, АС⁰₁₀, АС⁰₁₁, АС²⁺⁴₁₁ и АС³₁₂ глубинные пробы не отбирались. Поверхностные пробы отобраны из пластов группы АС_7-12 .

Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Среднее значение свойств пластовых нефтей приведено в таблице 2.3. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида.

На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Приобского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10,5 - 14,3 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.

Данные об изменчивости нефти по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о том, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительна.

Нефти всех пластов сернистые, парафинистые, средней плотности. Нефти пластов АС⁰₁₀, АС²⁺³₁₀, АС⁰₁₁, АС²⁺⁴₁₁, ЮС₀, ЮС₂ средней вязкости, нефти остальных пластов вязкие.

Указанные значения газового фактора, плотности и объемного коэффициента нефти получены при условии дифференциального (ступенчатого) разгазирования. Численное значение величин приведено к стандартным условиям 0,1 МПа и 20⁰C.

Свойства пластовой нефти Приобского месторождения. Таблица 2.3.

Наименование	Индекс пласта
АС7	АС9	АС010	АС110	АС2-310	АС011	АС111	АС2+411	АС012	АС1+212	АС312
Пластовое давление, Мпа	24,2	24,2	24,2	22,8	25,5	25,0	25,0	25,0	25,0	25,4	25,4
Пластовая температура, 0C
Давление насыщения, Мпа	11,7	11,7	11,7	10,5	12,9	12,1	12,1	12,1	12,5	14,3	14,3
Газосодержание, м3/т
Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т
Объемный коэффициент	1,225	1,225	1,225	1,198	1,252	1,236	1,236	1,236	1,236	1,271	1,271
Плотность нефти, кг/м3
Объемный коэффициент при усл. Сепарации	1,199	1,199	1,199	1,172	1,225	1,203	1,203	1,203	1,206	1,241	1,241
Вязкость нефти, мПа. С	1,52	1,52	1,52	1,59	1,44	1,41	1,41	1,41	1,43	1,08	1,08
Коэффициент объемной упругости, 1/МПА.10-4	7,94	7,94	7,94	7,80	8,07	10,10	10,10	10,10	12,15	8,20	8,20
Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3

На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98 – 15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС₁₀ к АС₁₂ с 2,05 моль/м³ до 10,75 моль/м³, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м³.

Предварительный анализ состава пластовых вод, содержания солеобразующих ионов позволяет сделать вывод о возможности выпадения осадков из пластовых вод в виде карбоната кальция, с увеличением интенсивности солеобразования из вод пласта АС₁₂.

В условиях пласта плотность и вязкость воды уменьшаются, содержание газа, растворенного в воде, незначительно возрастает с 2,69 до 2,77 м³/т.

Таблица 2.4 - Свойства пластовой воды

Показатель	Единицы измерения	Среднее значение по пластам
АС10	АС11	АС12
Газосодержание	м3/т	2,69	2,74	2,77
В т.ч. сероводорода	м3/т	-	-	-
Объемный коэффициент	доли единиц	1,026	1,027	1,03
Вязкость	мПа. с	0,3564	0,3475	0,3348
Общая минерализация	г/л	11,23	12,35	10,0
Плотность разгазированной воды	кг/м3	1006,3	1007,0	1005,4
Плотность воды в пластовых условиях	кг/м3	982,9	982,3	978,3

Содержание ионов и примесей в пластовой воде. Таблица 2.5.

Пласт	Ионный состав	Количество исследованных	Диапазон изменения, моль/м3	Среднее значение, моль/м3
Проб	Скважин
АС10	Na++K+			-	176,5
Ca2+			-	2,05
Mg2+			-	0,9
Cl -			-	159,2
SO42-			-	отс.
HCO3-			-	23,2
Примеси, г/м3	-	-	-	-
АС11	Na++K+			140,57-246,38	193,48
Ca2+			3,8-6,35	5,08
Mg2+			1,3-2,2	1,75
Cl -			148-260
SO42-	-	-	-	-
HCO3-			4,4-7,0	5,7
Примеси, г/м3			1,63-3,52	2,57
АС12	Na++K+			-	134,4
Ca2+			-	10,75
Mg2+			-	отс.
Cl -			-
SO42-			-	отс.
HCO3-			-	31,9
Примеси, г/м3			-	-