Геология Приобского месторождения (Приобка). Характеристика приобского месторождения, методы его разработки

Приобское нефтяное месторождение

§1.Приобское нефтяное месторождение.

Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3-2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м 3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %(относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76). По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. - составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин.

Таблица 1. Диапазон и среднее значение содержания микроэлементов приобской нефти (мг/кг)

Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35.

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи.

В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин.

Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин.

Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте.

Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте.

Глубиннонасосным способом добычи нефти называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанговых и бесштанговых насосных установок различных типов.
На Приобском месторождении используются электроцентробежные насосы- бесштанговый глубинный насос, состоящий из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого (50-600 ступеней) центробежного насоса, электромотора (асинхронный электродвигатель, заполненный диэлектрическим маслом) и протектора, служащего для защиты электромотора от попадания в него жидкости. Питание мотора происходит по бронированному кабелю, спускаемому вместе с насосными трубами. Частота вращения вала электродвигателя около 3000 об/мин. Насос управляется в поверхности посредством станции управления. Производительность электроцентробежного насоса изменяется от 10 до 1000 мЗ жидкости в сутки при КПД 30-50%.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование.
Установка скважинного электроцентробежного насоса (УЭЦН) имеет на поверхности скважины только станцию управления с силовым трансформатором и характеризуется наличием высокого напряжения в силовом кабеле, опускаемом в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами. Установками электроцентробежных насосов эксплуатируются высокопродуктивные скважины с высоким пластовым давлением.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

Низкая проницаемость;

Низкая песчанистость;

Повышенная глинистость;

Высокая расчлененность.

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:

1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,

2)залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый,

3)толщина пластовАС 10 , АС 11 и АС 12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

4)начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,

5)пластовая температура- 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

8)вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

Приобское месторождение на карте ХМАО появилось в 1985 году, когда была открыта ее левобережная часть скважиной под номером 181. Геологи получили фонтан нефти объемом 58 кубометров в сутки. Еще через четыре года на левом берегу началось бурение, а промышленная эксплуатация первой скважины на правобережье реки началась спустя 10 лет.

Приобское месторождение характеристики

Приобское месторождение залегает поблизости от границ нефтегазоносных районов Салымского и Ляминского.

Характеристики нефти Приобского месторождения позволяют отнести ее к малосмолистым (парафины на уровне 2,4-2,5 процента), но при этом с повышенным содержанием серы (1,2-1,3 процента), что требует ее дополнительной очистки и понижает рентабельность. Вязкость пластовой нефти находится на уровне 1,4-1,6 мПа*с, а толщина пластов достигает от 2 до 40 метров.

Приобское месторождение, характеристики которого являются уникальными, располагает геологическими обоснованными запасами в пять миллиардов тонн. Из них к категории доказанных и извлекаемых относятся 2,4 миллиарда. По состоянию на 2013-й оценка извлекаемых запасов на Приобском месторождении составляла свыше 820 млн. тонн.

К 2005 году дневная добыча достигла высоких цифр - 60,2 тыс. тонн за сутки. В 2007-м было добыто свыше 40 млн тонн.

К настоящему моменту на месторождении пробурено около тысячи добывающих и почти 400 нагнетательных скважин. Пластовые залежи Приобского нефтяного месторождения находятся на глубине 2,3,2,6 километров.

В 2007 г. годовой объем добычи жидких углеводородов на Приобском месторождении достиг 33,6 миллионов тонн (или больше 7% от всей добычи в России).

Приобское нефтяное месторождение: особенности освоения

Особенность бурения в том, что кусты Приобского месторождения расположены по обе стороны реки Обь и их большая часть находится в пойме реки. По этому признаку Приобское месторождение делят на Южно- и Северо-Приобское. В весенне-осенний период территорию месторождение регулярно заливают паводковые воды.

Подобное расположение стало причиной того, что у ее частей разные владельцы.

С северного берега реки разработкой занимается Юганскнефтегаз (структура, перешедшая к Роснефти после ЮКОСа), а с южного расположены участки, которые разрабатывает компания «Хантос», структура «Газпромнефти» (кроме Приобского, она занимается также Пальяновским проектом). В южной части Приобского месторождения для «дочки» Русснефти, компании Аки Отыр, выделены незначительные лицензионные территории под Верхне- и Средне Шапшинский участки.

Эти факторы наряду со сложным геологическим строением (многопластовостью и низкой продуктивностью) позволяют характеризовать Приобское месторождение как труднодоступное.

Но современные технологии гидроразрыва пласта, с помощью закачивания под землю большого количества водяной смеси, позволяют преодолеть эту трудность. Поэтому все вновь пробуренные кусты Приобского месторождения начинают эксплуатироваться только с ГРП, что значительно снижает затраты по эксплуатации и капиталовложениям.

При этом одновременно проводится разрыв трех нефтяных пластов. Кроме того, основная часть скважин закладывается с помощью прогрессивного кустового способа, когда боковые скважины направляются под разными углами. В разрезе это напоминает куст с ветками, направленными вниз. Такой способ экономит обустройство наземных площадок для бурения.

Методика кустового бурения получила широкое распространение, поскольку позволяет сохранять плодородный слой почвы и лишь в незначительной степени влияет на экологию.

Приобское месторождение на карте

Приобское месторождение на карте ХМАО определяется с помощью следующих координат:

• 61°20′00″ северной широты,
• 70°18′50″ восточной долготы.

Приобское нефтяное месторождение располагается всего в 65 км от столицы автономного округа - Ханты-Мансийска и в 200-х километрах от городаНефтеюганска. В районе освоения месторождения находятся участки с поселениями коренных малых народностей:

• Ханты (около половины населения),
• Ненцы,
• Манси,
• Селькупы.

В районе образовано несколько природных заказников, в том числе Елизаровский (республиканского значения), Васпухольский, Шапшинский кедровник. С 2008 года в ХМАО - Югра (историческое название местности с центром в Самарово) был учрежден памятник природы «Луговские мамонты» площадью 161,2 га, на участке которого неоднократно находили ископаемые останки мамонтов и орудия охоты, датируемые от 10 до 15 тыс. лет назад.

Приобское нефтегазовое месторождение географически расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Ближайший к Приобскому месторождению город - Нефтеюганск (расположен в 200 км к востоку от месторождения).

Приобское месторождение открыто в 1982 году. Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. Территория разрезана рекой Обь, заболочена и в период паводка по большей части затопляется; здесь находятся места нерестилищ рыб. Как отмечалось в материалах Минтопэнерго РФ, представленных в Госдуму, эти факторы осложняют разработку и требуют значительных финансовых средств для применения новейших высокоэффективных и экологически безопасных технологий.

Лицензия на освоение Приобского месторождения принадлежит дочернему предприятию ОАО "Роснефть", компании "Роснефть-Юганскнефтегаз".

По расчетам специалистов, разработка месторождения при существующей системе налогообложения нерентабельна и невозможна. На условиях СРП добыча нефти за 20 лет составит 274,3 млн. тонн, доход государства - $48,7 млрд.

Извлекаемые запасы Приобского месторождения - 578 млн. тонн нефти, газа - 37 млрд. кубометров. Период разработки на условиях СРП - 58 лет. Пиковый уровень добычи - 19,9 мллн. тонн на 16 году освоения. Первоначальное финансирование составляло по плану 1,3 млрд. долларов. Капитальные затраты - 28 млрд. долларов, эксплуатационные затраты - 27,28 млрд. долларов. Вероятные направления транспортировки нефти с месторождения - Вентспилс, Новороссийск, Одесса, "Дружба".

Возможность совместной разработки северной части Приобского месторождения "Юганснефтегаз" и Амосо начали обсуждать в 1991 году. В 1993 году Амосо приняла участие в международном тендере на право пользования недрами на месторождениях Ханты-Мансийского АО и была признана победителем конкурса на исключительное право стать иностранным партнером в разработке Приобского месторождения совместно с "Юганскнефтегазом".

В 1994 году "Юганскнефтегаз" и Амосо подготовили и представили в правительство проект соглашения о разделе продукции и Тенико-экономической и экологическое обоснование проекта.

В начале 1995 года в правительство было представлено дополнительное ТЭО, в которое в том же году были внесены изменения в свете полученных новых данных о месторождении.
В 1995 году Центральная комиссия по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики РФ и Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ одобрили уточненную схему разработки месторождения и природоохранную часть предпроектной документации.

7 марта 1995 года вышло распоряжение бывшего тогда премьер-министром Виктора Черномырдина о формировании правительственной делегации из представителей ХМАО и ряда министерств и ведомств для ведения переговоров по СРП при разработке северной части Приобского месторождения.

В июле 1996 года в Москве совместная российско-американская комиссия по экономическому и техническому сотрудничеству выступила с совместным заявлением о приоритетности проектов в энергетической области, в числе которых было конкретно названо Приобское месторождение. В совместном заявлении указывается, что оба правительства привествуют обязательства заключить соглашение о разделе продукции по этмоу проекту к следующему заседанию комиссии в феврале 1997 года.

В конце 1998 года партнер "Юганскнефтегаза" по проекту освоения Приобского месторождения - американская компания Амосо была поглощена британской компанией British Petroleum.

В начале 1999 года компания ВР/Амосо официально объявила о своем выходе из участия в проекте освоения Приобского месторождения.

Этническая история Приобского месторождения

С древних времен район месторождения населяли ханты. У хантов были развиты сложные социальные системы, называемые княжествами и к XI-XII вв. у них имелись крупные племенные поселения с укрепленными столицами, которые управлялись князьями и защищались профессиональными войсками.

Первые известные контакты России с данной территорией имели место в X или XI веке. В это время стали развиваться торговые отношения между русским и коренным населением Западной Сибири, которые принесли культурные изменения в жизнь аборигенов. Появились и стали материальной частью жизни хантов железная и керамическая домашняя утварь и ткани. Огромную важность приобрел пушной промысел, как средст во получения этих товаров.

В 1581 году Западная Сибирь была присоединена к России. Князей сменило царское правительство, а налоги плаитились в российскую казну. В XVII веке царские чиновники и служивые люди (казаки) начали селиться на данной территории и контакты между русскими и хантами получили дальнейшее развитие. В результате более тесных контактов русские и ханты начали перенимать атрибуты жизненных укладов друг друга. Ханты начали использовать ружья и капканы, некоторые, по примеру русских, занялись разведением крупного рогатого скота и лошадей. Русские позаимствовали у хантов некоторые приемы охоты и рыбной ловли. Русские приобретали у хантов земли и промысловые угодья и к XVIII веку большая часть хантыйской земли была продана русским поселенцам. Русское культурное влияние расширилось в начале XVIII века с введением христианства. В то же время количество русских продолжало увеличиваться и к концу XVIII века русское население в данном районе по численности превосходило хантов в пять раз. Большинство хантыйских семей заимствовало у русских ведение сельского хозяйства, разведение скота и огородничество.

Ассимиляция хантов в русскую культуру ускорилась с установлением в 1920 году советской власти. Советская политика социальной интеграции принесла в район единую систему образования. Детей хантов обычно отправляли из семей в интернаты на срок от 8 до 10 лет. Многие из них после окончания школы уже не могли вернуться к традиционному укладу жизни, не имея для этого необходимых навыков.

Начавшаяся в 20-х годах коллективизация оказала существенное влияние на этнографический характер территории. В 50-60-х годах началось образование крупных колхозов и несколько небольших поселений исчезло по мере объединения населения в более крупные населенные пункты. К 50-м годам получили распространение смешанные браки между русскими и хантами и почти все ханты, родившиеся после 50-х годов, родились в смешанных браках. С 60-х годов по мере миграции в район русских, украинцев, белоруссов, молдаван, чувашей, башкир, аварцев и представителей других национальностей процент хантов снизился еще больше. В настоящее время ханты составляют немногим меньше 1 процента населения ХМАО.

Помимо хантов, на территории Приобского месторождения проживают манси (33%), ненцы (6%) и селькупы (менее 1%).

ИСТОРИКО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Т.Н. Немченко (НК "ЮКОС")

Приобское нефтяное месторождение по величине запасов относится к группе уникальных и введено в разработку в 1989 г. Месторождение расположено в Ханты-Мансийском АО Тюменской области, в 65 км к востоку от Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от Нефтеюганска. Оно входит во Фроловскую нефтегазоносную область - западную часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

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 . К пластам готеривского возраста, залегающим на глубине 2300-2700 м, приурочено более 20 залежей, большинство из которых отнесено к категории крупных. 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 ().

Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения контролируется практически только одним фактором - наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях (пласты 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 ().

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения. С ней связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, нефтегазоносность которой не определяется региональным структурным фоном, а контролируется областью развития неокомских клиноформ (Карогодин Ю.Н., 1998).

Целый ряд важных вопросов, связанных с условиями формирования нефтяных залежей, остается слабоизученным. В связи с этим особое значение приобретает создание принципиальной историко-генетической модели формирования нефтяных залежей в сложнопостроенных резервуарах Приобского месторождения.

Месторождение входит в крупную нефтегазоносную зону меридионального простирания, приуроченную к осложненной группе локальных поднятий моноклинали в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины и Салымского свода.

Приобское куполовидное поднятие непосредственно примыкает к землям Большого Салыма, где базисным горизонтом служит баженовская свита. По этому горизонту выделяется группа нефтяных месторождений - Салымское, Северо- и Западно-Салымские, Верхне- и Средне-Шапшинские, Правдинское и др.

Ханты-Мансийская впадина в течение меловой истории Западной Сибири оставалась наиболее погруженной частью бассейна осадконакопления, в связи с чем здесь по сравнению с окружающими территориями разрез более глинистый. В волжское время район Приобского месторождения оказался в глубокопогруженной (до 500 м) приосевой зоне палеобассейна с характерными чертами недокомпенсированно-го бассейна. Это привело к аккумуляции богатого ОВ аргиллитового интервала баженовской свиты. В районе Приобского месторождения с раннего берриаса на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. Клиноформы и стратиграфические пакеты, вытянутые вдоль палеооси бассейна, начали формироваться с востоко-юго-востока и постепенно заполнили весь бассейн. В трансгрессивные фазы накапливались преимущественно глинистые толщи, такие как пимская, быстринская, а в регрессивные фазы - песчано-алевролитовые пласты (АС 7 -АС 12) (Карогодин Ю.Н., 1998).

Баженовская свита имеет высокие содержание общего ОВ и генерационный потенциал. Считается, что этот горизонт является нефтематеринской толщей для большинства выявленных в нижнем мелу месторождений нефти в Западно-Сибирском бассейне. Однако в свете спокойной тектонической истории Приобского месторождения предположение о формировании залежей в неокомских резервуарах в результате широкомасштабной вертикальной миграции УВ представляется весьма проблематичным.

В целях создания историко-генетической модели формирования нефтяных залежей неокомских отложений Приобского месторождения был использован программный комплекс Basin Modeling . Комплекс позволяет быстро и с минимальным набором геологических данных создать модель для оценки УВ-потенциала. Фрагменты базы данных программы, содержащей информацию по скв. 151 и 254 Приобского месторождения, приведены соответственно в, . Для визуализации данных модели использовалось изображение кривых истории погружения осадков совместно с другими данными: стадиями зрелости, изотермами и т.д. ().

Как видно из , нефтяные залежи неокомских пластов относятся к главной фазе нефтеносности, точнее, к ее верхней части - зоне ранней стадии генерации. В отличие от неокомских нефтей, нефти баженовской свиты относятся к зоне поздней стадии генерации (). Этот вывод находится в полном соответствии с установленной в Западно-Сибирском бассейне вертикальной фазово-генетической зональностью УВ-систем . В разрезе мезозойских отложений выделяется пять зон, каждая из которых характеризуется своим фазовым состоянием УВ, составом, степенью зрелости ОВ, термобарическими условиями и т.д. Неокомские горизонты (валанжин-готерив Среднего Приобья) входят в состав третьей, преимущественно нефтяной, зоны - главной зоны нефтеобразования и нефтенакопления в разрезе мезозоя Западно-Сибирского бассейна (пластовая температура 80-100 °С), залежи, выявленные в верхне- и среднеюрских отложениях, - к четвертой нефтегазоконденсатной зоне, где отмечаются скопления легкой нефти (Салымский, Красноленинский районы, пластовая температура 100-120 °С).

Анализ геохимических, в том числе генетических, параметров (групповой, изотопный состав углерода и др.) нефтей неокомских отложений Приобского месторождения и баженовской свиты Салымского месторождения показал, что эти нефти различны, относятся к различным генетическим зонам ().

По геохимическим и термобарическим показателям Приобское месторождение отличается:

· значительной недонасыщенностью нефтей нижнемеловых отложений УВ-газами (низкие значения Р нас /Р пл и газового фактора);

· скачком в росте Р пл при переходе от меловых к юрским залежам (наличие АВПД в юрском комплексе). Выделяется два практически изолированных этажа нефтенасыщения - нижнемеловой и юрский. Формирование нефтяных залежей неокомских пластов Приобского месторождения проходило самостоятельно и не связано с вертикальной миграцией из баженовской свиты.

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: доминирующий литологический тип залежей; отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС; различие баженовских и неокомских нефтей.

Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания , когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС 12 , плотность 0,86-0,87 г/см 3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС 10 , плотность 0,88-0,89 г/см 3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС 6).

Создание историко-генетической модели формирования нефтяных залежей Приобского месторождения имеет принципиальное значение. В непосредственной близости от Приобского месторождения располагаются песчаные тела подобного типа в пределах Ханты-Мансийской, Фроловской и других площадей. По всей видимости, нефтяные залежи аналогичного генезиса будут выявлены и в других районах Западной Сибири в пределах неокомских отложений.

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения, которая протягивается полосой шириной 25-50 км от Шапшинского и Эргинского месторождений на юге до Туманного и Студеного на севере и с которой связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, где основными нефтематеринскими породами будут мощные одновозрастные глинистые толщи неокомских клиноформ.

Литература

1) Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. // Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция / Под ред. В.Е. Гавуры. - М. ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2.

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

3) Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. - М.: Недра, 1965.

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

5) Leonard С, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. -Denver, USA. - 1993.

Priob oil field in the system of oil and gas complexes of West Siberia ocupies a particular place. Neocomian beds AC10-12 having clinoform structure are considered as main by oil reserves. Complex analysis of paleogeographic sedimentation conditions and seismic prospecting data allowed to recognize a large zone of Neocomian clinoforms developed to the south and north of Priob field. Independent oil and gas accumulation zone which oil and gas potential is not governed by regional structure but controlled by a zone of Neocomian clinoforms development is associated with this zone.

For the purpose of creating a historic-genetic model of oil pools formation of Neocomian deposits at Priob field a programme complex Basin Modelling was used.

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ШИРОТНОМУ ПРИОБЬЮ (по Ф.З. Хафизову, Т.Н. Онищуку, С.Ф. Панову )

Отложения: 1 - песчаные, 2 - глинистые; 3 - битуминозные аргиллиты; 4 – кора выветривания; 5 - залежи нефти; 6 - скважины

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Приобское месторождение)

1 - песчано-глинистые отложения; 2 - интервал испытания. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. ПРИМЕРЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ ИХ ОБРАБОТКИ ПО СКВ. 151 (А) И 245 (Б)

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (0,5-0,7), 2 - средняя (0,7-1,0), 3 - поздняя (1,0-1,3); 4 - главная фаза генерации (1,3-2,6); линии: I - истории погружения, исходной (II) и аппроксимирующей (III) температур

Рис. 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОРИИ ПОГРУЖЕНИЯ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (10-25), 2 - средняя (25-65), 3 - поздняя (65-90)

Приобское нефтяное месторождение – гигантское российское месторождение нефти, располагающееся на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Считается самым крупным месторождением в России по текущим запасам и уровню добычи нефти.

Общие сведения

Приобское месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Рас-полагается на границе Салымского и Ляминского нефтегазоносных районов, в 65 км от города Ханты-Мансийск и 200 км от города Нефтеюганск, и приурочено к одноимённой локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области.

Около 80% площади месторождения находится в пойме реки Оби, которая, пересекая участок, разделяет его на 2 части: лево- и правобережный. Официально участки левого и правого берегов Оби называются Южно- и Северо-Приобское месторождения соответственно. В период паводков пойма регулярно затопляется, что наряду со сложным геологическим строением, позволяет характеризовать месторождение, как труднодоступное.

Запасы

Геологические запасы месторождения оцениваются в 5 млрд тонн нефти. Залежи углеводородов обнаружены на глубине 2,3-2,6 км, толщина пластов достигает от 2 до 40 метров.

Нефть Приобского месторождения малосмолистая, содержание парафинов на уровне 2,4-2,5%. Характеризуются средней плотностью (863-868 кг/м³), но повышенным содержанием серы (1,2-1,3%), что требует ее дополнительной очистки. Вязкость нефти около 1,4-1,6 мПа*с.

Открытие

Месторождение Приобское было открыто в 1982 году скважиной №151 «Главтюменьгеологии».
Эксплуатационная добыча нефти началась в 1988 году на левом берегу из скважины №181-Р фонтанным способом. Правый берег начали осваивать позднее – в 1999 году.

Освоение

В настоящий момент разработку северной части Приобского нефтяного месторождения (СЛТ) производит ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) - ООО «Газпромнефть - Хантос» (дочернее общество компании ПАО «Газпром нефть»).

Кроме этого на юге месторождения выделяются относительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания ОАО «НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ПАО НК «РуссНефть».

Методы разработки

В связи со специфическими условиями залегания углеводородов и географическим расположением залежей, добыча на Приобском нефтяном месторождении производится с помощью гидроразрыва пластов, что значительно снижает эксплуатационные расходы и капиталовложение.

В ноябре 2016 г. на месторождении был произведен крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта - в пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция проводилась совместно со специалистами компании Newco Well Service.

Текущий уровень добычи

Приобское месторождение по праву считается самым крупным месторождением нефти в России по запасам и по объемам добычи. К настоящему моменту на нем пробурено около 1000 добывающих и почти 400 нагнетательных скважин.

В 2016 году месторождение обеспечило 5% от всей добычи нефти в России, а за первые пять месяцев 2017 года на нем добыто более 10 млн тонн нефти.