Фроловская нефтегазоносноая область

Приобское нефтяное месторождениерасположено у восточной границы Фроловской НГО. Открыто первыми поисковыми скважинами в 1981 г. Первые дебиты были небольшие, в основном на динамическом уровне. В последующем были выявлены удовлетворительные и хорошие коллекторы в пластах (и пропластках) АС₇; АС₉; АС₁₀; АС₁₁; АС₁₂. В 1987 г. утверждены запасы, в 1989 г. начата разработка месторождения. Основными являются пласты АС_10-12, входящие в состав клиноформного комплекса неокома. Их сопоставляют с песчаниками ачимовской толщи. Коллекторы месторождения представлены полевошпатовыми мелкозернистыми песчаниками, умеренно и хорошо отсортированными, зерна угловатые и полуугловатые. Залежи литологического типа. Вся нефтеносная зона протягивается на десятки километров.

Дебиты изменчивы от первых кубических метров до 118 м³/сут. На 8 мм штуцере Максимальные дебиты эксплуатационных скважин до 50 м³/сут. Геологические запасы группы пластов АС_10-12 оцениваются более чем в 1,5 млрд т. Для месторождения характерно отсутствие при испытании пластов притоков воды (объясняется это тем, что залежи приурочены к линзам песчаников, полностью насыщенных нефтью). Плотность нефти 0,89–0,88 г/см³, содержание серы 1,0-1,5%, парафинов 1,96-2,73%. Месторождение имеет сложное строение и приурочено к низкопродуктивным коллекторам.

На Приобском месторождении пласты БС_1-5 были переиндексированы на АС_7-12. При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов : 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, АС₉, АС₇.

Пачка продуктивных пластов АС₁₂ залегает в основании мегакомплекса. В её составе выделено три пласта АС_12/3, АС_12/1-2, АС_12/0, разделяющихся между собой относительно выдержанными на большой площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

Залежи пласта АС_12/3 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними.

Основная залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8 м до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м³/сут., при Нд=1239м до 7,5 м³/сут. при Нд=1327м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5 х 7,5 км, высота - 126 м.

Залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м³/сут. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая на -2716 м. Размеры залежи на 18 х 8,5 км, высота 76 м. Залежь литологически экранированная.

Основная залежь АС_12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (ближе к Восточно-Фроловской площади) коллекторы имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также - восточную. Размеры литологически экранированной залежи 45 х 25 км, высота 176 м.

В пласте АС_12/1-2 вскрыты залежи 7,5 х 7,0 км и 7,0 х 11,0 км, высотой ~ 9 м. Обе залежи литологически экранированные.

Пласт АС_12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС_12/0 представляет собой линзовидное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры - 41 х 14 км; высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м³/сут. при динамических уровнях до 48 м³/сут. Покрышка горизонта АС₁₂ образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС₁₁, в состав которой входят АС_11/0, АС_11/1, АС_11/2, АС_11/3, АС_11/4. Три последних соединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводным участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78,6 м). На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом АС_11/2, в центральной части – пластом АС_11/3, на севере – пластом АС_11/2-4.

Основная залежь АС_11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС_11/1 развит в присводной части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трёх сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48 х 15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м³/сут. при динамическом уровне 1195 м до 11,8 м³/сут.

Пласт АС_11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге месторождения. Толщина его - от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 х 5,5 км, вторая - 4,7 х 4,1 км. Обе залежи литологически экранированные. Притоки нефти от 4 до 14 м³/сут. Горизонт АС₁₀ вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС_10/2-3, АС_10/1, АС_10/0.

Основная залежь АС_10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи – литологически экранированный, размеры 31 х11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м . Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 м³/сут. при динамическом уровне 1064 м до 6,4м³/сут. Завершает разрез пачки пластов АС₁₀ продуктивный пласт АС_10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС₉ имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фациальных зон, располагающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС₇, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м³/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 х 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь занимает основная залежь в пласте АС_12/1-2 (1018 км²), минимальную (10 км² ) – залежь в пласте АС_10/1.

Нефти пластов АС₁₀, АС₁₁, и АС₁₂ близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆-С₅Н₁₂ – 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности >50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС₁₀) – 64,29 (пластАС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С₂Н₆ /С₃Н₈ равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Основные геолого-физические параметры основных продуктивных пластов Приобского месторождения

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС₁₀ средней вязкости, с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС₁₂ вязкие, с содержанием фракций до