Автор:

Рубрика: Геология

Опубликовано в Молодой учёный №3 (137) январь 2017 г.

Дата публикации: 23.01.2017

Статья просмотрена: 979 раз

Библиографическое описание:

Альтемиров Д. В. Характеристика Приобского нефтяного месторождения // Молодой ученый. — 2017. — №3. — С. 204-207. — URL https://moluch.ru/archive/137/38572/ (дата обращения: 21.05.2018).



В статье кратко охарактеризована характеристика Приобского нефтяного месторождения, которая является одним из самых крупных в России. Представлены основные черты геологического строения, нефтегеологического районирования и нефтеносности месторождения.

Ключевые слова: месторождение, нефтегазоносная область, залежь, нефтеносность, комплекс

Приобское — это гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого — в 1999 году. Каждое месторождение территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции обладает большим потенциалом, но особый научно-практический интерес представляет Приобское месторождение, так является одним из самых крупных и занимает первую позицию по среднесуточной добыче в России [4].

Геологические запасы оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд тонн. Приобское имеет ряд характерных особенностей: крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное.

В региональном тектоническом плане Приобское месторождение, согласно тектонической карте центральной части Западно-Сибирской плиты [шпильман], расположено в пределах Фроловской мегавпадины, между Сыньеганской террасой и Салымским мегавалом. Из крупных структур Фроловская мегавпадина граничит: с Сургутским сводом на востоке, Помутской мегатеррасой на севере, Красноленинским сводом на западе [1].

Фроловская мегавпадина объединяет в себе серию впадин (котловин): Вынглорскую, Тундринскую, Ханты-Мансийскую. Существенную роль в строение мегавпадины играют карбонатные породы девона, из которых получены высокие дебиты нефти. Особенностью формирования мезозойского чехла в пределах структуры является развитие валанжин-готеривских клиноформных линз, падающих на запад и восток. На территории структуры проходит осевая зона неокомского бассейна.

Территория месторождения представляет собой по отражающему горизонту «Б» моноклиналь, погружающуюся с запада на восток с а. о. — 2720 м до а. о. — 2920 м и осложненную локальными поднятиями (Селияровское, Светлое, Западно-Сахалинское, Крестовое, Западно-Горшковское, Восточно-Селияровское, Южно-Горшковское, Горшковское). По отражающему горизонту «Б» локальные поднятия имеют размеры от 3х3 км до 16х7 км, амплитуду от 25 до 75 м.

Рис. 1. Схематическая тектоническая карта Фроловской мегавпадины

Месторождение приурочено к Фроловской нефтегазоносной области, Приобского нефтегазоносного района Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Нефтеносность месторождения связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями, охватывающими значительные по толщине отложения осадочного чехла, от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км. Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими и относятся к категории сложнопостроенных, что обусловлено особенностями формирования песчаных тел, к которым они приурочены [1]. Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю1 и Ю2) и баженовской (пласт Ю0) свит. Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90 % разведанных запасов.

Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин (рис.2). Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома. Отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза, доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела. Данные тела полностью заполнены нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз.

Рис. 2. Блок-схема Приобского нефтяного месторождения: 1 — песчаные и алеврито-песчаные нефтяные пласты, 2 — глины, 3 — плотные региональные глинистые пачки

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 объектов (пласты группы «AC»): АС123, АС122, АС112–4, АС111, АС110, АС101–2, АС100, АС9, АС7. Залежи пластов АС7, АС9 промышленного интереса не представляют.

По данным [1] в стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхневартовской свиты. Литологически верхневартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами.

Эффективные нефтенасыщенные толщин варьируют в пределах от 0,4 до 55,7 м, в среднем по залежи составляя 13 м. На площади отмечается две области развития максимальных нефтенасыщенных толщ:

  1. В зоне сочленения южной части правобережного эксплуатационного участка и острова;
  2. В зоне эксплуатационного участка в левобережной части площади.

Основные геолого-физические характеристики Приобского месторождения:

– глубина залегания продуктивных пластов 2400–2600 м; пластовая температура 88–90°С;

– проницаемость коллекторов — низкая;

– нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая;

– вязкость пластовой нефти 1,4–1,6 мПа*с.

Приобское нефтяное месторождение удаленное, труднодоступное, 80 % территории которого находится в пойме реки Обь и почти всегда подвергается затоплению в паводковый период. Месторождению присуще сложное геологическое строение песчаных тел по площади и разрезу. Для коллекторов характерны низкая проницаемость и песчанистость. Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на то, что невозможно освоить месторождения без активного вмешательства на продуктивные пласты коллектора и без использования методов интенсификации добычи. [3]

Литература:

  1. Абдулмазитов Р. Д., Баймухаметов К.С, Викторин В. Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Москва ОАО «ВНИИОЭНГ» 1996 г.
  2. Атлас «Геология и нефтегазоносность Ханты-Мансийского автономного округа». Ханты-Мансийск. 2004 г. 143 стр.
  3. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 1998 г.
  4. Гуторов, А. Ю. Типовые технологические процессы в теории разработ- ки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений [Текст]: учебное посо- бие / А. Ю. Гуторов, Л. В. Петрова. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2014. — 81 с.
Основные термины (генерируются автоматически): Приобское месторождение, Приобского нефтяного месторождения, нефтяное месторождение, гигантское нефтяное месторождение, продуктивных пластов месторождения, плане Приобское месторождение, месторождение территории Западно-Сибирской, Приобское нефтяное месторождение, продуктивные пласты, Нефтеносность месторождения связана, нефтеносности месторождения, характеристики Приобского месторождения, песчаных тел, Территория месторождения, отражающему горизонту, эксплуатационного участка, пластовой воды, Фроловской мегавпадины, залегания продуктивных пластов, Фроловская мегавпадина.


Обсуждение

Социальные комментарии Cackle
Задать вопрос