2.2 Продуктивные пласты

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км.

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, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС₇, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой..

Основные запасы нефти на Приобском месторождении приурочены к группе пластов АС₁₀-АС₁₂.

Условиям их формирования посвящены многочисленные работы А.Л.Наумова, А.А.Нежданова, В.И.Игошкина, Г.Н.Гогоненкова, Карогодина Ю.Н. и др../9,16,17,25,26,27/. Результаты их исследований свидетельствуют о клиноформном строении неокомских отложений Приобского месторождения. Основой для таких выводов послужила модель бокового заполнения морского бассейна терригенным материалом при переходе от мелководно-шельфовой области к относительно глубоководной недокомпенсированной впадине, по которой источник поступления обломочного материала располагался на востоке. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании региональных клиноформ. В периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией поступал более грубый обломочный материал. Важным фактором, определившим особенности седиментации и контролирующим распространение песчаных тел-коллекторов и фильтрационно - емкостных свойств коллекторов явилась геоморфология дна бассейна. Структурный фактор имел второстепенное значение.

Согласно этой модели выделяется три основных ее элемента: пологая, слабо наклоненная мелководная шельфовая терраса (ундаформа), сменяющий ее к западу относительно крутой аккумулятивный склон (клиноформа) переходящий в более пологое подножие и относительно глубоководная некомпенсированная впадина (фондоформа). Карогодин Ю.Н. и др. склонны считать, что клиноформы представляют собой дельтовые образования. По их мнению, бассейновые процессы не в состоянии перераспределять огромное количество поступающего в приемный бассейн осадочного материала. Пользуясь их терминологией, применяемой к дельтам, так называемый «шельф» относится к «дельтовой платформе», «склон шельфа» к склону дельты, а «бровка шельфа» к фронту дельты. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах дельтовых платформ дает основание относить существующие в то время палеодельты данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы. Последние преобладали в периферийных районах дельтовых платформ .

В разрезе продуктивных неокомских отложений выделено несколько пластов: АС₁₂³, АС₁₂^1-2, АС₁₂⁰, АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^2-3, АС₁₀¹,АС₁₀⁰, объединенные в три продуктивных горизонта и пласты АС₉, АС₇.

Продуктивный горизонт АС_{12 .} Пачка продуктивных пластов АС₁₂ залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. По площади развития коллекторов она представляется наиболее обширной. Вскрыт практически всеми пробуренными скважинами и представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с экстремумами эффективной толщины в центральной части ( до 42 м. в районе скв. № 237 ) , и также на локальных участках в восточной зоне ( 37,6 м. в районе скв. №261 ). Размеры залежи нефти горизонта АС₁₂ - 42х25км. Нефтенасыщенная толщина 21,8 м., проницаемость низкая 5,1 мД.

В составе горизонта АС₁₂ выделяется три объекта: АС₁₂⁰, АС₁₂ ^1-2, АС₁₂³, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, толщина которых колеблется от 4-10 м.

Зона развития коллекторов пласта АС₁₂⁰ приурочена к центральной части месторождения. Основная залежь представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Глубина залегания – 2555 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 м. ( скв. № 172 ) до 27 м. ( скв. № 262 ). Наиболее высокая отметка – 2483 м. зафиксирована в скв. № 262, наиболее низкая – 2647м. в скв. №245. Площадь нефтеносности почти 27 тыс.га, коэффициент песчанистости 0,45, коэффициент расчлененности 7. Запасы нефти составляют 12 % от запасов горизонта.

Пласт АС₁₂^1-2 занимает наиболее обширную территорию на месторождении и наблюдается в виде мощного субмеридианально вытянутого линзовидного песчаного тела, приуроченного к центральной части месторождения. Основная залежь пласта приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями (район скв. № 242, 180 ) и впадинами ( район скв.№ 246, 400 ) с зонами перехода между ними. Продуктивный пласт АС₁₂^1-2 включает, вероятно, ряд самостоятельных по условиям осадконакопления песчаных тел, о чем свидетельствует сложное тонкое чередование песчано - алевролитовых разностей, текстурно – структурные особенности отложений по разрезу. Нефтенасыщенная толщина изменяется в широком диапазоне от 0,8м. ( скв.№ 407 ) до 40,6м. (скв. № 237 ), при этом зона максимальных толщин (более 12м.) охватывает центральную часть залежи, а также восточную (район скв. № 261 ) . Площадь нефтеносности - 93 тыс.га . Нефтенасыщенная толщина 11,3 м. Основная доля запасов ( 81% ) приходится на пласт АС₁₂^1-2 . Коэффициент песчанистости 0,4 . Коэффициент расчлененности 10 .

Таблица 2.1 - Геолого – физическая характеристика пластов

Параметры	Горизонты , пласты
	А10(1)		А10(2-3)		А11(1)		А12(1-2)	А12(3)
Средняя глубина, м.	2387		2464		2434		2673	2695
Тип залежи	Литологически экранированный
Тип коллектора	Терригенный, поровый
Нефтенасыщенная
толщина ,м.	3,5		6,6		10,6		11,3	4,4
Средняя
проницаемость	19		18		47		5,4	4,8
Средняя пористость,
Д. Ед.	0,19		0,19		0,2		0,18	0,18
Пластовое давление,
Мпа	234		243		246		251	254
Давление
насыщения, МПа.	9,9		8,7		11,8		10,2	14,3
Пластовая
температура, С.	88		87		89		88	92
Вязкость пластовой
нефти, Па * с.	1,52		1,85		1,37		1,6	1,6
Вязкость пластовой
воды	0,36		0,36		0,35		0,35	0,35
Соотношение вяз-
кости нефти и воды	4,2		5,1		3,9		4,6	3,1
Плотность нефти в
пов.усл. кг/м3	873		869		869		869	886
Плотность нефти в
пл. усл.кг/м3.	785		782		769		792	753
Содержание серы
в нефти, %.	1,32		1,08		1,26		1,21	1,11
Содержание пара-
фина в нефти, %.	2,65		2,35		2,48		2,48	2,64

Продолжение таблицы 2.1

Газосодержание,
М3/т.	67	66	80	69	69
Газовый фактор,
М3/т.	54	55	70	59	59
Начальные запасы
нефти (кат. С1+С2),
тыс. т.
- балансовые	142804	195348	665775	1021268	75886
- извлекаемые	32318	45172	256188	231552	10746