Карта приобського родовища з кущами лівого берега. Пріобське нм - складне, але перспективне нафтове родовище в хмао

Приобське родовище знаходиться у центральній частині Західно-Сибірської рівнини. В адміністративному відношенні розташоване в Ханти-Мансійському районі за 65 км на схід від м.Ханти-Мансійська і за 100 км на захід від м. Нафтоюганська.

У період 1978-1979 р.р. в результаті детальних сейсморозвідувальних робіт МОВ ОГТ було виявлено Пріобське підняття. З цього моменту починається детальне вивчення геологічної будови території: широкий розвиток сейсморозвідувальних робіт у поєднанні з глибинним бурінням.

Відкриття Пріобського родовища відбулося 1982 р. в результаті бурінняі випробування свердловини 151, коли було отримано промисловий приплив нафтидебітом 14,2 м 3 /сут на 4 мм штуцері з інтервалів 2885-2977 м (Тюменська оточення ЮС 2) і 2463-2467 м (пласт АС 11 1) - 5,9 м 3 /сут при динамічному рівні 1023 м.

Приобська структура, згідно з тектонічною картою мезокайнозойського платформного чохла.

Західно-Сибірської геосинеклізи, розташовується в зоні зчленування Ханти-Мансійської западини, Ламінського мегапрогину, Салимської та Західно-Лямінської групи піднять.

Структури першого порядку ускладнені валоподібними та куполоподібними підняттями другого порядку та окремими локальними антиклінальними структурами, які є об'єктами проведення пошукових та розвідувальних робіт на нафтуі газ.

Продуктивними пластами на Приобском родовищі є пласти групи "АС": АС 7 , АС 9 , АС 10 , АС 11 , АС 12 . У стратиграфічному плані дані пласти відносяться до крейдяних відкладів верхньосторожової почту. Літологічно верхньо-вартівська оточення складена частим і нерівномірним перешаровуванням аргілітів з пісковиками та алевролітами. Аргіліти темно-сірі, сірі із зеленуватим відтінком, алевритисті, слюдисті. Пісковики та алевроліти сірі, глинисті, слюдисті, дрібнозернисті. Серед аргілітів та пісковиків зустрічаються прошарки глинистих вапняків, конкреції сидериту.

У породах зустрічається обвуглений рослинний детрит, рідко двостулки (іношарами) поганої та середньої безпеки.

Проникні породи продуктивних пластів мають північно-східне та субмеридіальне простягання. Практично для всіх пластів характерно збільшення сумарних ефективних товщин, коефіцієнта піщанистості, в основному, до центральних частин зон розвитку колекторів, підвищення колекторських властивостей і відповідно, зміцнення уламкового матеріалу відбувається в східному (для пластів горизонту АС 12) і північно-східному напрямках (для горизонту АС 11).

Горизонт АС 12 є потужним піщаним тілом, витягнутим з південного заходу на північний схід у вигляді широкої смуги з максимальними ефективними товщинами в центральній частині до 42 м (скв. 237). У цьому горизонті виділяються три об'єкти: пласти АС 12 3 , АС 12 1-2 , АС 12 0 .

Поклади пласта АС 12 3 представлені у вигляді ланцюжка піщаних лінзовидних тіл, що мають північно-східне простягання. Ефективні товщини змінюються від 0,4 м до 12,8 м, причому вищі значення приурочені до основного покладу.

Основний поклад АС 12 3 розкрито на глибинах -2620 і -2755 м і є літологічно екранованим з усіх боків. Розміри покладу 34 х 7,5 км, а висота – 126 м.

Поклад АС 12 3 у районі вкв. 241 розкрита на глибинах -2640-2707 м і присвячена Ханти-Мансійському локальному підняттю. Поклад контролюється з усіх боків зонами заміщення колекторів. Розміри покладу становлять 18 х 8,5 км, висота – 76 м.

Поклад АС 12 3 у районі вкв. 234 розкрита на глибинах 2632-2672 м і є лінзою пісковиків на західному зануренні Приобської структури. Розміри покладу 8,5 х 4 км, а висота – 40 м, тип літологічно екранований.

Поклад АС 12 3 у районі вкв. 15-З розкрита на глибинах 2664-2689 м у межах Селіярівського структурного виступу. Розміри літологічно екранованого покладу становлять 11,5 х 5,5 км, а висота – 28 м.

Поклад АС 12 1-2 - основна, є найбільшою на родовищі. Приурочена до монокліналі, ускладненої невеликими амплітудою локальними підняттями (р-н скв.246, 400) з зонами переходу між ними. З трьох сторін обмежена літологічними екранами і лише на півдні (до Східно-Фролівської площі) колектори мають тенденцію до розвитку. Однак, враховуючи значні відстані межа покладу поки що умовно обмежена лінією, що проходить за 2 км на південь від вкв. 271 та 259. Нафтонасиченітовщини змінюються в широкому діапазоні від 0,8 м (скв. 407) до 40,6 м (скв. 237). нафтидо 26 м 3 /сут на 6 мм штуцері (скв. 235). Розміри покладу 45 х 25 км, висота – 176 м.

Поклад АС 12 1-2 в районі вкв. 4-ХМ розкрита на глибинах 2659-2728 м та приурочена до піщаної лінзи на північно-західному схилі Ханти-Мансійського локального підняття. Нафтонасиченітовщини змінюються від 0,4 до 1,2 м. Розміри покладу 7,5 х 7 км, висота – 71 м.

Поклад АС 12 1-2 в районі вкв. 330 розкрита на глибинах 2734-2753м Нафтонасиченітовщини змінюються від 2,2 до 2,8 м. Розміри покладу становлять 11 х 4,5 км, висота – 9 м. Тип – літологічно екранований.

Поклади пласта АС 12 0 - основна - розкрита на глибинах 2421-2533 м. Вона є лінзоподібне тіло, орієнтоване з південного заходу на північний схід. Нафтонасиченітовщини змінюються від 0,6 (скв. 172) до 27 м (скв. 262). Притоки нафтидо 48м3/добу на 8 мм штуцері. Розміри літологічно екранованого покладу 41 х 14 км, висота - 187 м. Поклад АС 12 0 в районі вкв. 331 розкрита на глибинах 2691-2713 м і є лінзою піщаних порід. Нафтонасиченатовщина у цій свердловині становить 10 м. Розміри 5 х 4,2 км, висота – 21 м. Дебіт нафти- 2,5 м 3 /сут на Нд = 1932 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 літологічно екранованого типу, всього налічується 8, розкритими 1-2 свердловинами. У майданному відношенні поклади розташовуються у вигляді 2 ланцюжків лінз у східній частині (найбільш піднятій) і на заході в більш зануреній частині моноклінальної структури. Нафтонасиченітовщини Сході збільшуються у 2 і більше разів проти західними свердловинами. Загальний діапазон зміни від 04 до 11 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі скв.246 розкрито на глибині 2513-2555 м. Розміри покладу 7 х 4,6 км, висота - 43 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі вкв. 247 розкрито на глибині 2469-2490 м. Розміри покладу 5 х 4,2 км, висота – 21 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі вкв. 251 розкрито на глибині 2552-2613 м. Розміри покладу 7 х 3,6 км, висота – 60 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі вкв. 232 розкрито на глибині 2532-2673м. Розміри покладу 11,5 х 5 км, висота – 140 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі вкв. 262 розкрито на глибині 2491-2501м. Розміри покладу 4,5 х 4 км, висота – 10 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі скв.271 розкрита на глибині 2550-2667м. Розміри покладу 14 х 5 км.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі вкв. 151 розкрито на глибині 2464-2501м. Розміри покладу 5,1 х 3 км, висота – 37 м.

Поклад пласта АС 11 2-4 в районі вкв. 293 розкрито на глибині 2612-2652 м. Розміри покладу 6,2 х 3,6 км, висота – 40 м.

Поклади пласта АС 11 1 приурочені, переважно, до приводної частини у вигляді широкої смуги північно-східного простягання, обмежені з трьох сторін зонами глінізації.

Основна поклад АС 11 1 є другою за значенням у межах Приобського родовища розкрита на глибинах 2421-2533 м. З трьох сторін поклад обмежена зонами глінізації, а на півдні кордон проведено умовно, по лінії, що проходить за 2 км на південь від скв.271 259. Дебіти нафтизмінюються від 2,46 м 3 /сут при динамічному рівні - 1195 м (скв. 243) до 118 м 3 /сут через 8 мм штуцер (скв.246). Нафтонасиченітовщини змінюються від 0,4 м (скв. 172) до 41,6 (скв.246). Розміри покладу становлять 48 х 15 км, висота до 112 м, тип – літологічно екранований.

Поклади пласта АС 11 0 . Пласт АС 11 0 має вельми незначну зону розвитку колекторів у вигляді лінзовидних тіл, присвячених зануреним ділянкам привідної частини.

Поклад АС 11 0 у районі вкв. 408 відкрито на глибині 2432-2501 м. Розміри покладу 10,8 х 5,5 км, висота - 59 м, тип літологічно екранований. Дебіт нафтиіз вкв. 252 становив 14,2 м3/сут на Нд =1410 м.

Поклад АС 11 0 у районі вкв. 172 розкрито однією свердловиною на глибині 2442-2446 м та має розміри 4,7 х 4,1 км, висоту - 3 м. Дебіт нафтистановив 4,8 м 3 /сут на Нд = 1150 м.

Поклад АС 11 0 у районі вкв. 461 має розміри 16 х 6 км. Нафтонасиченатовщина змінюється від 1,6 до 4,8 м. Тип покладу – літологічно екранований. Дебіт нафтиіз вкв. 461 становив 15,5 м 3 /сут, Нд = 1145 м.

Поклад АС 11 0 у районі вкв. 425 розкрито однією свердловиною. Нафтонасиченапотужність – 3,6 м. Дебіт нафтистановив 6,1 м 3 /сут на Нд = 1260 м.

Горизонт АС 10 розкрито в межах центральної зони Приобського родовища, де приурочені до більш занурених місць приводної частини, а також до південно-західного крила структури. Поділ горизонту на пласти АС 10 1 , АС 10 2-3 (у центральній та східній частині) та АС 10 2-3 (у західній) певною мірою умовне та визначається умовами залягання, формування цих відкладень при врахуванні літологічного складу порід та фізико- хімічної характеристики нафтою.

Поклад основний АС 10 2-3 розкритий на глибинах 2427-2721 м і розташований у південній частині родовища. Дебіти нафтизнаходяться в межах від 1,5 м 3 /сут на 8 мм штуцері (скв. 181) до 10 м 3 /сут на Нд = 1633 м (скв. 421). Нафтонасиченітовщини коливаються від 0,8 м (скв. 180) до 15,6 м (скв. 181). Розміри покладу становлять 31 х 11 км, висота до 292 м, поклад - літологічно екранована.

Поклад АС 10 2-3 в районі вкв. 243 розкрито на глибинах 2393-2433 м. Дебіт нафтистановить 8,4 м 3 /сут при Нд = 1248 м (скв. 237). Нафтонасиченітовщини – 4,2 – 5 м. Розміри 8 х 3,5 км, висота до 40 м. Тип покладу – літологічно екранована.

Поклад АС 10 2-3 в районі вкв. 295 розкрито на глибинах 2500-2566 м та контролюється зонами глінізації пласта. Нафтонасиченітовщини змінюються від 1,6 до 8,4 м. У вкв. 295 отримано 3,75 м 3 /сут при Нд = 1100 м. Розміри покладу 9,7 х 4 км, висота - 59 м.

Основна поклад АС 10 1 розкрита на глибинах 2374-2492 м. Зони заміщення колекторів контролюють поклад з трьох сторін, а на півдні її межі проведено умовно на відстані 2 км від вкв. 259 та 271. Нафтонасиченітовщини змінюються від 0,4 (скв. 237) до 11,8 м (скв. 265). Дебіти нафти: від 2,9 м 3 /сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м 3 /сут на 2 мм штуцері. Розміри покладу 38 х 13 км, висота до 120 м, тип покладу – літологічно екранований.

Поклад АС 10 1 у районі вкв. 420 розкрито на глибинах 2480-2496 м. Розміри покладу 4,5 х 4 км, висота – 16 м.

Поклад АС 10 1 у районі вкв. 330 розкрито на глибинах 2499-2528 м. Розміри покладу 6 х 4 км, висота – 29 м.

Поклад АС 10 1 у районі вкв. 255 розкрито на глибинах 2468-2469 м. Розміри покладу 4 х 3,2 км.

Завершує розріз пачки пластів АС 10 продуктивний пласт АС 10 0 . У межах якого виявлено три поклади, розташовані у вигляді ланцюжка субмеридіанального простягання.

Поклад АС 10 0 у районі вкв. 242 розкрито на глибинах 2356-2427 м, є літологічно екранованою. Дебіти нафтистановлять 4,9 - 9 м 3 /сут при Нд-1261-1312 м-коду. Нафтонасиченітовщини дорівнюють 2,8 - 4 м. Розміри покладу 15 х 4,5 км, висота до 58 м.

Поклад АС 10 0 у районі вкв. 239 розкрито на глибинах 2370-2433 м. Дебіти нафтистановлять 2,2 - 6,5 м 3 /сут при Нд-1244-1275 м-коду. Нафтонасиченітовщини дорівнюють 1,6 -2,4 м. Розміри покладу 9 х 5 км, висота до 63 м.

Поклад АС 10 0 у районі вкв. 180 розкрита на глибинах 2388-2391 м, є літологічно екранованою. Нафтонасиченатовщина – 2,6м. Приплив нафтистановив 25,9 м 3 /сут при Нд-1070 м.

Покришка над горизонтом АС 10 представлена ​​пачкою глинистих порід змінюється від 10 до 60 м зі сходу на захід.

Піщано-алевролітові породи пласта АС 9 мають обмежене поширення і представлені у вигляді фаціальних вікон, що тяжіють переважно до північно-східних і східних ділянок структури, а також до південно-західного занурення.

Поклад пласта АС 9 в районі вкв. 290 розкрито на глибинах 2473-2548 м і присвячено західній частині родовища. Нафтонасиченітовщини коливаються від 3,2 до 7,2 м. Дебіти нафтистановлять 1,2 - 4,75 м 3 /сут при Нд - 1382-1184 м. Розмір покладу 16,1 х ​​6 км, висота - до 88 м.

На сході родовища виявлено два невеликі поклади (6 х 3 км). Нафтонасиченітовщини змінюються від 0,4 до 6,8 м. Притоки нафти 6 та 5,6 м 3 /сут при Нд = 1300-1258 м. Поклади літологічно екрановані.

Завершує неокомські продуктивні відкладення пласт АС 7 , який має дуже мозаїчну картину розміщення нафтоноснихта водоносних полів.

Найбільша за площею східна поклад пласта АС 7 розкрита на глибинах 2291-2382 м. З трьох сторін оконтурена зонами заміщення колекторів, а на півдні її межа умовна і проведена по лінії, що проходить в 2 км від скв.271 і 259. Орієнтована -Заходу на північний схід. Притоки нафти: 4,9 - 6,7 м 3 /сут на Нд = 1359-875 м. Нафтонасиченітовщини змінюються від 0,8 до 7,8 м. Розміри літологічно екранованого покладу становлять 46 х 8,5 км, висота до 91 м.

Поклад АС 7 у районі вкв. 290 розкрито на глибині 2302-2328 м-коду. Нафтоноснітовщини становлять 1,6 - 3 м. У вкв. 290 отримано 5,3 м 3 /добу нафтипри Р = 15 МПА. Розмір покладу 10 х 3,6 км, висота – 24 м.

Поклад АС 7 у районі вкв. 331 розкрита на глибині 2316-2345 м і є лінзовидним тілом дугоподібної форми. Нафтонасиченітовщини змінюються від 3 до 6 м. У вкв. 331 отримано притоку нафти 1,5 м 3 /сут при Нд = 1511 м. Розміри літологічно екранованого покладу 17 х 6,5 км, висота - 27 м.

Поклад АС 7 у районі вкв. 243 розкрито на глибині 2254-2304 м-коду. Нафтонасиченітовщини 2,2-3,6 м. Розміри 11,5 х 2,8 км, висота – 51м. У вкв. 243 отримано нафту 1,84 м 3 /сут на Нд-1362 м.

Поклад АС 7 у районі вкв. 259 розкрита на глибині 2300 м, являє собою лінзу пісковиків. Нафтонасиченатовщина 5,0 м. Розміри 4х3 км.

Приобського родовища

Коротка геолого-промислова характеристика пластів

Приобського родовища

Петрофізична характеристика колекторів

Фізико-хімічна характеристика нафтиі газу

Склад та властивості пластових вод

Приобське нафтогазове родовище географічно розташоване біля Ханты-Мансийского автономного округу Тюменської області Російської Федерації. Найближче до Приобського родовища місто - Нефтеюганськ (розташований за 200 км на схід від родовища).

Приобське родовище відкрито 1982 року. Родовище характеризується як багатопластове, низькопродуктивне. Територія розрізана річкою Об, заболочена і в період паводку здебільшого затоплюється; тут знаходяться місця нерестовищ риб. Як зазначалося в матеріалах Мінпаливенерго РФ, представлених до Держдуми, ці фактори ускладнюють розробку та вимагають значних фінансових засобів для застосування новітніх високоефективних та екологічно безпечних технологій.

Ліцензія на освоєння Приобського родовища належить дочірньому підприємству ВАТ "Роснефть", компанії "Роснефть-Юганскнефтегаз".

За розрахунками фахівців, розробка родовища за існуючої системи оподаткування нерентабельна і неможлива. На умовах УРП видобуток нафти за 20 років становитиме 274,3 млн. тонн, дохід держави - $48,7 млрд.

Запаси Приобського родовища - 578 млн. тонн нафти, газу - 37 млрд. кубометрів. Період розробки на умовах УРП – 58 років. Піковий рівень видобутку – 19,9 млн. тонн на 16 року освоєння. Початкове фінансування становило за планом 1,3 млрд доларів. Капітальні витрати – 28 млрд. доларів, експлуатаційні витрати – 27,28 млрд. доларів. Імовірні напрямки транспортування нафти з родовища – Вентспілс, Новоросійськ, Одеса, "Дружба".

Можливість спільної розробки північної частини Пріобського родовища "Юганснафтогаз" та Амосо почали обговорювати 1991 року. У 1993 році Амосо взяла участь у міжнародному тендері на право користування надрами на родовищах Ханти-Мансійського АТ та була визнана переможцем конкурсу на виняткове право стати іноземним партнером у розробці Пріобського родовища спільно з "Юганськнафтогазом".

У 1994 році "Юганскнафтогаз" та Амосо підготували та представили в уряд проект угоди про розподіл продукції та теніко-економічної та екологічне обґрунтування проекту.

На початку 1995 року уряд було представлено додаткове ТЕО, у якому у тому року були внесено зміни у світлі отриманих нових даних про родовищі.
У 1995 році Центральна комісія з розробки нафтових та нафтогазових родовищ Міністерства палива та енергетики РФ та Міністерство охорони навколишнього середовища та природних ресурсів РФ схвалили уточнену схему розробки родовища та природоохоронну частину передпроектної документації.

7 березня 1995 року вийшло розпорядження колишнього тоді прем'єр-міністром Віктора Черномирдіна про формування урядової делегації з представників ХМАО та низки міністерств та відомств для ведення переговорів щодо УРП при розробці північної частини Приобського родовища.

У липні 1996 року в Москві спільна російсько-американська комісія з економічного та технічного співробітництва виступила із спільною заявою про пріоритетність проектів в енергетичній галузі, серед яких було конкретно назване Пріобське родовище. У спільній заяві вказується, що обидва уряди вітають зобов'язання укласти угоду про розподіл продукції за цим проектом до наступного засідання комісії у лютому 1997 року.

Наприкінці 1998 року партнер "Юганскнефтегаза" за проектом освоєння Пріобського родовища - американська компанія Амосо була поглинена британською компанією British Petroleum.

На початку 1999 року компанія ВР/Амосо офіційно оголосила про свій вихід із участі у проекті освоєння Пріобського родовища.

Етнічна історія Пріобського родовища

З давніх-давен район родовища населяли ханти. У хантів розвинені складні соціальні системи, звані князівствами і до XI-XII ст. вони мали великі племінні поселення з укріпленими столицями, які керувалися князями і захищалися професійними військами.

Перші відомі контакти Росії із цією територією мали місце у X чи XI столітті. У цей час почали розвиватися торговельні відносини між російським і корінним населенням Західного Сибіру, ​​які принесли культурні зміни життя аборигенів. З'явилися і стали матеріальною частиною життя хантів залізне та керамічне домашнє начиння та тканини. Величезну роль набув хутровий видобуток, як засіб отримання цих продуктів.

У 1581 році Західний Сибір був приєднаний до Росії. Князів змінив царський уряд, а податки плаїтилися в російську скарбницю. У XVII столітті царські чиновники та служиві люди (козаки) почали селитися на цій території та контакти між росіянами та хантами отримали подальший розвиток. Через війну тісніших контактів росіяни і ханты почали переймати атрибути життєвих укладів одне одного. Ханти почали використовувати рушниці та капкани, деякі, за прикладом росіян, зайнялися розведенням великої рогатої худоби та коней. Росіяни запозичили у хантів деякі прийоми полювання та риболовлі. Росіяни купували у хантів землі та промислові угіддя і до XVIII століття більшість хантійської землі було продано російським поселенцям. Російське культурне вплив розширилося на початку XVIII століття із запровадженням християнства. У той самий час кількість росіян продовжувало збільшуватися і до кінця XVIII століття російське населення у районі за чисельністю перевищувало хантів вп'ятеро. Більшість хантійських сімей запозичало у російських ведення сільського господарства, розведення худоби та городництво.

Асиміляція хантів у російську культуру прискорилася із встановленням 1920 року радянської влади. Радянська політика соціальної інтеграції принесла у район єдину систему освіти. Дітей хантів зазвичай відправляли із сімей до інтернатів терміном від 8 до 10 років. Багато хто з них після закінчення школи вже не міг повернутися до традиційного способу життя, не маючи для цього необхідних навичок.

Початкова в 20-х роках колективізація істотно вплинула на етнографічний характер території. У 50-60-х роках почалося утворення великих колгоспів і кілька невеликих поселень зникло в міру об'єднання населення у великі населені пункти. До 50-х років набули поширення змішані шлюби між росіянами і хантами і майже всі ханти, що народилися після 50-х років, народилися у змішаних шлюбах. З 60-х років у міру міграції до району росіян, українців, білорусів, молдаван, чувашів, башкир, аварців та представників інших національностей відсоток хантів знизився ще більше. Нині ханти становлять трохи менше 1 відсотка населення ХМАО.

Крім хантів, на території Пріобського родовища проживають мансі (33%), ненці (6%) та сількупи (менше 1%).

Нові технології та грамотна політика «Юганськнафтогазу» покращили стан Пріобського нафтового родовища, геологічні запаси якого перебувають на рівні 5 млрд тонн нафти.

Пріобська НМ є гігантським родовищем з видобутку нафти на території Росії. Це важкодоступне та віддалене родовище знаходиться за 70 км від міста Ханти-Мансійська та на відстань 200 кілометрів від міста Нафтоюганська. Воно включено до Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції. Близько 80% Пріобського НМ розміщується безпосередньо в заплаві річки Об і поділено водою на дві частини. Особливістю Пріобського є затоплення у періоди паводків.

Основні геолого-фізичні характеристики родовища

Відмінною рисою Приобського є ускладнене геологічне будова, що характеризується багатопластовістю та низьким ступенем продуктивності. Колектори основних продуктивних пластів відрізняються невисокою проникністю, незначною піщанистістю, високим рівнем глинистості та високою розчленованістю. Ці чинники передбачають у процесі розробки застосування технологій ГРП.

Розташування покладів не глибше 2,6 км. Показники густини нафти дорівнюють 0,86–0,87 тонн на м³. Кількість парафінів помірно і вбирається у 2,6 %, кількість сірки становить близько 1,35 %.