Тектоническая позиция и структурный план месторождения
Приобское нефтяное месторождение расположено в пределах Фроловской мегавпадины — зоны сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба и Салымского мегавала.
Территория месторождения разделена рекой Обь на лево- и правобережную. Около 80 % площади находится в пойме, регулярно затапливаемой. [2]. Особенностью геологического строения мезозойского чехла является развитие валанжин-готеривских клиноформных линз, падающих на запад и восток.
Стратиграфия и литология продуктивных толщ
Нефтеносность месторождения связана с отложениями осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста, охватывающими толщину более 2,5 км. Продуктивные пласты залегают на глубине 2400–2600 м при пластовой температуре 88–90°С [3]. Основные объекты разработки сосредоточены в неокомских пластах группы АС, выделяемых между пимской и быстринской пачками глин.
В составе продуктивных отложений верхневартовской свиты выделено 9 объектов: — АС12₃; — АС12₂; — АС11₂₋₄; — АС11₁; — АС11₀; — АС10₁₋₂; — АС10₀; — АС9; — АС7.Залежи пластов АС7 и АС9 не представляют промышленного интереса из-за низких коллекторских свойств [4].
Коллекторы — песчаники кварц-полевошпатовые, мелкозернистые. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,4 до 55,7 м, в среднем 13 м. Значительная доля разреза характеризуется низкой проницаемостью — от 0,1 до 8×10⁻³ мкм² [6].
Характер залежей и природа нефтеносности
Все залежи относятся к литологическим или структурно-литологическим типам и характеризуются как сложнопостроенные. Отсутствие пластовой воды при испытаниях доказывает, что залежи представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные углеводородами.
Средняя плотность нефти составляет 0,863–0,868 г/см³, содержание парафинов умеренное (2,4–2,5 %), серы — 1,2–1,3 %. Вязкость пластовой нефти 1,4–1,6 мПа·с [3].
Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов
Коллекторы Приобского месторождения характеризуются низкой проницаемостью, высоким уровнем глинизации. Проницаемость более 20×10⁻³ мкм² встречается редко — на левобережье занимают 11–13 % толщины, на правобережье практически отсутствует [5].
Присутствие порово-трещиноватых коллекторов отрицательно влияет на заводнение: вода движется по промытым каналам, минуя значительные объемы низкопроницаемой матрицы, что приводит к росту обводненности при низком КИН [4].
Технологии разработки и методы интенсификации добычи
Гидроразрыв пласта (ГРП) является наиболее эффективным в условиях низкопроницаемых коллекторов. В 2006 году на Приобском месторождении был проведен крупнейший в России гидроразрыв с закачкой 864 т пропанта.
Для месторождения характерна девятиточечная система разработки. Давление смыкания трещин ГРП варьируется: — по АС₁₀ в среднем 404–454 атм; — АС₁₁ — 398–441 атм; — АС₁₂ — 411–476 атм.
Запасы и ресурсный потенциал
Геологические запасы оцениваются в 5 млрд т. Балансовые запасы категории С₁ составляют 1827,8 млн т, извлекаемые — 565,0 млн т, КИН(0,309). С₂ составляют 524 млн т, извлекаемые — 49 млн т при коэффициенте 0,093 [1].
Промышленная нефтеносность установлена в пластах группы АС, где сосредоточено 90 % разведанных запасов.
Заключение
Приобское нефтяное месторождение представляет собой уникальный объект с запасами категории С₁ свыше 1,8 млрд т. Геологическое строение характеризуется сложной структурой продуктивных горизонтов неокомского и среднеюрского возраста, приуроченных к клиноформным отложениям.
Низкопроницаемые коллекторы с литологически экранированными залежами формируют особые условия разработки. Эффективная выработка достигается применением ГРП, оптимизацией заводнения с учетом образования техногенных трещин. Перспективы освоения связаны с детальными геолого-геофизическими исследованиями, построением седиментационных моделей, внедрением избирательных технологий воздействия на пласт.
Литература:
- Государственный доклад о состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов РФ в 2023 году ФГБУ «Росгеолфонд», 2024 г.
- Бочкарев, В. С. Тектоника платформенного чехла Западно-Сибирской плиты / В. С. Бочкарев. — Тюмень: Тюменьгеология, 1992. — 78 с.
- Методические указания по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153–39.0–109–01: утверждены Министерством энергетики РФ 05.02.2001. — Москва: ВНИИнефть, 2001. — 123 с.
- Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов / И. Т. Мищенко. — Москва: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 816 с.
- О механизме формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья / А. Л. Наумов, Т. М. Онищук, П. Н. Биншток // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. — 1977. — № 1. — С. 13–19.
- Приобская нефтеносная зона Западной Сибири. Системно-литологический аспект/ Ю. Н. Кародин, С. В. Ершов, В. С. Сафонов и др. — Новосибирск: из-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. — 252 с.
