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.

Формация	Тип	Возраст, млн. лет	Глубина кровли, м	Мощность, м	Литология
Кузнецовская			1104		Глины
Уватская			1128	292	Песчаники, глины
Ханты-Мансийская (верхняя)		105	1420	136	“
Ханты-Мансийская (нижняя)		112	1556	159	Глины
Викуловская		118	1715	337	Песчаники, глины
Алымская		120	2052	250	“
Фроловская		145	2302	593	Глины

Формация	Тип	Возраст, млн. лет	Глубина кровли, м	Мощность, м
Кузнецовская			1058
Уватская			1082	293
Ханты-Мансийская (верхняя)		105	1375	134
Ханты-Мансийская (нижняя)		112	1509	162
Викуловская		118	1671	187
Алымская		120	1858	156
Фроловская		145	2014	837

Параметры	Месторождение
	Приобское	Салымское
Интервал залегания, м	2350-2733	2800-2975
Возраст, свита	К 1 , ахская	J 3 , баженовская
Групповой состав нефти, %:
насыщенные УВ	30,8-46,4	48,0-74,0
ароматические УВ	33,8-40,1	18,0-33,0
неУВ	16,2-29,1	7,0-16,0
насыщенные УВ/ароматические УВ	0,8-1,3	1,4-40,0
Изотопный состав d 13 С, %о
насыщенные УВ	31,78...-31,35	31,22...-30,69
ароматические УВ	31,25--31,07	30,92...-30,26
Плотность, г/см 3	0,88-0,89	0,80-0,81
Газовый фактор, м 3 /т	67,7	100,0-500,0
Давление насыщения, МПа	11-13	25-30
Пластовое давление, МПа	25,0	37,7
Пластовая температура, °С	87-90	120

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 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 м 3 /сут на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м (Тюменская свита ЮС 2) и 2463-2467 м (пласт АС 11 1) - 5,9 м 3 /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": АС 7 , АС 9 , АС 10 , АС 11 , АС 12 . 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 АС 12) и северо-восточном направлениях (для горизонта АС 11).

Горизонт АС 12 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 АС 12 3 , АС 12 1-2 , АС 12 0 .

Залежи пласта АС 12 3 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 АС 12 3 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 АС 12 3 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 АС 12 3 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 АС 12 3 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 АС 12 1-2 - 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 м 3 /сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота - 176 м.

Залежь АС 12 1-2 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 АС 12 1-2 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 АС 12 0 - 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 48м 3 /сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота - 187 м. Залежь АС 12 0 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 м 3 /сут на Нд =1932 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 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 АС 11 2-4 в районе скв.246 вскрыта на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота - 43 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота - 21 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 251 вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота - 60 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 232 вскрыта на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота - 140 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 262 вскрыта на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 10 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.271 вскрыта на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 151 вскрыта на глубине 2464-2501м. Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота - 37 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 293 вскрыта на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота - 40 м.

Залежи пласта АС 11 1 приурочены, в основном, к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.

Основная залежь АС 11 1 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 м 3 /сут при динамическом уровне - 1195 м (скв. 243) до 118 м 3 /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 АС 11 0 . Пласт АС 11 0 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел, приуроченных к погруженным участкам присводовой части.

Залежь АС 11 0 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 АС 11 0 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 м 3 /сут на Нд =1150 м.

Залежь АС 11 0 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 м 3 /сут, Нд =1145 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 425 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность - 3,6 м. Дебит нефти составил 6,1 м 3 /сут на Нд =1260 м.

Горизонт АС 10 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 АС 10 1 , АС 10 2-3 (в центральной и восточной части) и АС 10 2-3 (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 АС 10 2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м 3 /сут на 8 мм штуцере (скв. 181) до 10 м 3 /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 АС 10 2-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м 3 /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 АС 10 2-3 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 м 3 /сут при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота - 59 м.

Основная залежь АС 10 1 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 м 3 /сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м 3 /сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи - литологически экранированный.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 16 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота - 29 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС 10 продуктивный пласт АС 10 0 . В пределах которого выявлено три залежи, расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной. Дебиты нефти составляют 4,9 - 9 м 3 /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 АС 10 0 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти составляют 2,2 - 6,5 м 3 /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 АС 10 0 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина - 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м 3 /сут при Нд-1070 м.

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

Песчано-алевролитовые породы пласта АС 9 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 АС 9 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 м 3 /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 м 3 /сут при Нд =1300-1258 м. Залежи литологически экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС 7 , который имеет очень мозаическую картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади восточная залежь пласта АС 7 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 м 3 /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 АС 7 в районе скв. 290 вскрыта на глубине 2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 - 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м 3 /сут нефти при Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота - 24 м.

Залежь АС 7 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 м 3 /сут при Нд =1511 м. Размеры литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота - 27 м.

Залежь АС 7 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 м 3 /сут на Нд-1362 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 259 вскрыта на глубине 2300 м, представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.

Приобского месторождения

Наименование показателей

Кате-гория

АС 12 3

АС 12 1-2

АС 12 0

АС 11 2-4

АС 11 1

АС 11 0

АС 10 2-3

АС 10 1

АС 10 0

АС 9

АС 7

Начальные извлекаемые запасы, тыс.тонн

ВС 1 С 2

7737 3502

230392 39058

26231 1908

3725

266919 4143

1377

40981 4484

33247 2643

1879 5672

Накопленная добыча ,тыс.тонн

1006

Годовая добыча ,тыс.тонн

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

Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

Приобского месторождения

Параметры				Индекс						пласта
Продуктивный пласт	АС 12 3	АС 12 1-2	АС 12 0		АС 11 2-4	АС 11 1		АС 11 0	АС 10 2-3		АС 10 1	АС 10 0		АС 9	АС 7
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														18.8
Эффективная толщина, м		11.3				10.6
Нефтенасыщенная толщина, м	2.88		4.68		1.69			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		АС 12 3	АС 12 1-2	АС 12 0		АС 11 2-4	АС 11 1	АС 11 0		АС 10 2-3	АС 10 1	АС 10 0		АС 9	АС 7
Карбонатность,%	мин-мак среднее	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6			1.6-4.6				1.3-2.1
При размере зерен, 0.5-0.25мм	мин-мак среднее	1.75
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		11.0	10.3						15.3
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 мкм 2	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 мкм 2
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
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				1.39
Гидропроводность, 10 -11 м -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	АС 12 3	АС 11 2-4	АС 10 1
Плотность нефти в поверхностных Условиях,кг/м3	886.0	884.0
Плотность нефти в пластовых условиях
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек	32.26	32.8	29.10
Вязкость в пластовых условиях	1.57	1.41	1.75
Смол селикагелевых	7.35		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 , С 0
Температ. насыщения нефти парафином, С 0
Выход фракций,%
до 100 С 0
до 150 С 0	66.8
до 200 С 0	15.1	17.0	17.5
до 250 С 0	24.7	25.9	26.6
до 300 С 0		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			161.3
Давление насыщения,мПа			6.01
Объемный коэффициент	1.198	1.238	1.209
Газовый фактор при услов.сепарации м 3 /т
Плотность газа ,кг/м3	1.242	1.279	1.275
Тип газа
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	АС 12 0	АС 11 0	АС 10 1
Плотность воды поверхностных условиях, т/м3
Минерализация,г/л
Тип воды		хлор-ка-	льцевый
Хлор		9217
Натрий+Калий		5667
Кальйий
Магний
Гидрокарбонат		11.38
Иод		47.67
Бром
Бор
Амоний		40.0

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%).

Приобское нефтяное месторождение, было открыто в 1982 году скважиной № 151 «Главтюменьгеологии».
Относится к распределённому фонду недр. Лицензия зарегистрирована ООО «Юганскнефгегаз» и НК«Сибнефть-Югра» в 1999 году. Рас-положено на границе Салымского и Лямин-ского нефтегазоносных районов и приурочено к одноимённого локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области. По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изолинией - 2890 м и имеет площадь 400 км2. Фундамент вскрыт скважиной № 409 в интервале глубине 3212 - 3340 м и представлен метаморфизов. породами зеленоватого цве-та. На нём с угловым несогласием и размы-вом залегают отложения нижней юры. Основ-ной платформенный разрез сложен юрски-ми и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. Подошва многолетнемёрзлых пород отмечается на глубине 280 м, кровля - на глубине 100 м. В пределах месторождения выявлены 13 нефтяных залежей пласто-вого, пластово-сводового и литологически экранированного типов, которые связаны с песч. линзами ютерива ибаррелю. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоя-ми глин. Относится к классу уникальных.

Находятся в Саудовской Аравии, знает даже старшеклассник. Так же, как и том, что Россия стоит сразу за ней в списке стран, имеющих значительные нефтяные запасы. Однако по уровню добычи мы уступаем сразу нескольким странам.

Крупнейшие в России есть практически во всех регионах: на Кавказе, в Уральском и Западно-Сибирском округах, на Севере, в Татарстане. Однако разработаны далеко не все из них, а некоторые, как, например, «Технефтьинвест», чьи участки расположены в Ямало-ненецком и соседнем с ним Ханты-Мансийском округе, являются убыточными.

Именно поэтому 4 апреля 2013 года была открыта сделка с Rockefeller Oil Company, которая уже начала в этом районе.

Однако далеко не все нефтегазовые месторождения России являются убыточными. Доказательство тому - успешная добыча, которую сразу несколько компаний ведут в Ямало-Ненецком округе, на обоих берегах Оби.

Приобское месторождение считается одним из самых крупных не только в России, но и в целом мире. Открыто оно было в 1982 году. Оказалось, что запасы Западно-Сибирской нефти располагаются и по левому, и по правому берегу Разработка на левом берегу началась шесть лет спустя, в 1988 году, а правого - на одиннадцать лет позже.

Сегодня известно, что Приобское месторождение - это свыше 5 миллиардов тонн высококачественной нефти, которая находится на глубине, не превышающей 2,5 километра.

Огромные запасы нефти и позволили возвести рядом с месторождением Приобскую газотурбинную электростанцию, работающую исключительно на попутном топливе. Эта станция не только полностью обеспечивает запросы месторождения. Она способна поставлять добываемую электроэнергию в Ханты-Мансийский округ для нужд жителей.

Сегодня разрабатывают Приобское месторождение сразу несколько компаний.

Некоторые уверены, что во время добычи из-под земли поступает готовая, очищенная нефть. Это глубокое заблуждение. Пластовая жидкость, которая выходит на

поверхность (нефть-сырец) поступает в цеха, где ее очистят от примесей и воды, нормализуют количество ионов магния, отделят попутный газ. Это - большая и высокоточная работа. Для ее выполнения Приобское месторождение обеспечили целым комплексом лабораторий, цехов и транспортных сетей.

Готовые продукты (нефть и газ) транспортируются и используются по назначению, остаются только отходы. Именно они и создают сегодня самую большую проблему для месторождения: их накопилось так много, что ликвидировать их пока невозможно.

Предприятие, созданное специально для утилизации, сегодня перерабатывает только самые «свежие» отходы. Из шлама (так называют на предприятии изготавливают керамзит, который сильно востребован в строительстве. Однако пока из полученного керамзита строят только подъездные пути для месторождения.

Месторождение имеет еще одно значение: оно обеспечивает стабильной, хорошо оплачиваемой работой несколько тысяч рабочих, среди которых есть и высококлассные специалисты, и рабочие без квалификации.

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).