Широтное Приобье

А. Салымский НГР (Салымский свод, Юганская впадина, Ярсомовский мегапрогиб, Чупальская седловина, Колтогорский мегапрогиб, Тундринская впадина.

Салымское месторождение

б. Нижневартовский НГР (Северо-Вартовская моноклиналь, Нижневартовский свод, Южно-Вартовская моноклиналь,

Самотлорское нефтяное месторождение

в.Сургутский НГР (Северо-Сургутская моноклиналб, Сургутский свод,

Приобское месторождение является уникальным по запасам нефти в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции. Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г и разрабатывается ОАО "Юганскнефтегаз". В Юганском регионе Приобское месторождение является основным перспективным объектом. В общем объеме запасов ОАО «Юганскнефтегаз» доля Приобского месторождения составляет 37 % остаточных извлекаемых запасов и около 70 % новых неразбуренных запасов. В разрезе Приобского месторождения выявлены 5 залежей нефти, приуроченных к песчаным пластам мелового возраста. Объектом исследования специальной части дипломной работы, мною выбраны пласты АС₁₀-АС_12. Эти пласты содержат 50% от общих запасов Приобского месторождения. Характеризуются сложностью геологического строения и значительной изменчивостью емкостно-фильтрационных свойств как по площади так и по разрезу. Приобское нефтяное месторождение открыто в 1982г. “ГлавТюменьгеологией” в результате бурения и испытания разведочной скважины 151 пл.Салымская, в которой получен приток нефти дебитом 14,2м³/сут.

В административном отношении Приобское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 65-и км к востоку от г. Ханты-Мансийска, и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска. В непосредственной близости от Приобского месторождения расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее) Правдинское (57 км на юго-восток)

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий (Рис. 2.2).

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до готерив-барремского возраста и составляет около 1 км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, модели строения залежей к настоящему времени не достаточно обоснованы.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено более 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС₇, АС₉, АС₁₀⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₁⁰, АС₁₁¹, АС₁₁^2-4, АС₁₂², АС₁₂^3-4

Все залежи нефти являются литологическими или литолого - стратиграфическими и относятся к категории сложнопостроенных (Табл.2.3.). Характерна резкая изменчивость литолого-физических свойств пород-коллекторов, как по разрезу, так и по латерали, что обусловлено условиями их формирования в краевой части палеошельфа и склона аккумулятивной террасы. Области развития песчаных тел практически не контролируются современным структурным планом. Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения определяется наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Все это обусловило очень сложное геологическое строение песчано-алевролитовых тел, которое затрудняет интерпретацию геолого-геофизических данных, оценку фильтрационно - емкостных свойств коллекторов и их насыщение.

Залежи нефти горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, о чем свидетельствует отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях скважин.

Дата добавления: 2014-12-27