2.2 Нефтегазоносность пластов

Этаж нефтегазоносности на Приобском месторождении охватывает толщу осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км, но все же основные запасы нефти на месторождении сосредоточены в отложениях неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счет выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море. По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зональные репера), так содержащихся между ними песчано-алевролитовых пород.

При подсчете запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7. Пачка продуктивных пластов АС12 залегает в основании мегакомплекса и является его наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В ее составе выделено три пласта АС12/3, АС12/1-2 и АC12/0, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.

Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологический экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются oт 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м^3/сут до 7,5 м^3/сут при Hд=1327 м. Размеры литологический экранированной залежи составляют 25,5х7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС12/3 в районе скв.241 вскрыта на глубинах 2640-2707м и приурочена к Ханты-Мансийскиму 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 м^3/сут. Размеры залежи 18х8,5 км, высота 70 м. Тип - литологический экранированный.

Залежь пласта АС12/3 в районе скв.234 вскрыта на глубинах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Нефтенасыщенные толщины, как и в предыдущих залежах, максимальные на востоке 6 м и минимальные на западе 1 м. В скв.234 при испытании интервала 2646-2656 м получен приток нефти 13.9 м^3/сут нефти при Hд=1329 м. Размеры залежи 8,5х4 км, высота 40 м, тип - литологический экранированный.

Залежь АС12/3 в районе скв.15 вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Нефтенасыщенные толщины но ГИС изменяются от 0,4 м до 6,5 м. Размеры литологический экранированной залежи 11,5х5,5 км, высота до 28 м.

Залежь в районе скв.420 вскрыта на глубине 2732-2802м, Нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Размеры литологический экранированной залежи 5х4 км, высота 70м.

Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложненной небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними. С трех сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Дебиты нефти изменяются от 1 м3/сут при динамическом уровне до 26 м3/сут на 6 мм штуцере (скв.235). Размеры литологический экранированной залежи 45х25 км, высота 176 м.

В пласте АС12/1-2 вскрыты залежи в районе скв. 4Х-М (7.5х7 км, высотой 7 м) и в районе скв.330 (11х4,5 км, высотой 9м). Обе залежи литологический экранированного типа.

Пласт АС12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41х14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от 1 м^3/сут при динамических уровнях до 48 м^3/сут (8 мм штуцер). Небольшая изолированная залежь выявлена в районе скв.331, размеры ее 5х4,2 км, высота 21 м. Дебит нефти 2,5 м^3/сут при динамическом уровне 1932 м. Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС11, в состав которой входят АС11/0, АCll/1, АCll/2, АCll/3, АС11/4. Три последних объединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводовым участкам, наблюдаются наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78.6 м в скв.246). На юго-востоке (скв.151) этот горизонт представлен лишь пластом АС11/2, в центральной части (скв.262) - пластом АCll/3, на севере (скв.246-247) - пластом АС11/2-4. Выделено 8 небольших по размерам и площадям отдельных залежей в пласте АС12/2-4, вскрытых 1-2 скважинами каждая: в районе скв.246(7х4,6 км), 247(5х4,2 км), 251(7х3,6 км), 232(11,5х5 м), 262(4,5х4 км), 271(14х5 км), 151(5,1х3 км) и 293(6,2х3,6 км). Дебиты в диапазоне от 0.4 (скв.252) до 25.5 м^3/сут (скв.246) при динамических уровнях 801-1284 м.

Основная залежь АCll/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводовой части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48х15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м^3/сут при динамическом уровне 1195 м до 118 м^3/сут через 8 мм штуцер. Имеется линзовидная залежь в районе скв.151 (5х3,2 км, высотой 7м).

Пласт АС11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8х5,5 км, вторая 4,7х4,1 м. Обе залежи литологический экранированного типа, имеют нефтенасыщенные толщины от 2 до 4 м. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м^3/сут при динамическом уровне.

Горизонт АС10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС10/2-3, АС10/1, АС10/0.

Основная залежь АС10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологический экранированный, размеры 31х11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м. Небольшие литологический экранированные залежи зафиксированы в районах скважин 243(8х3,5 км) и 295(9,7х4 км). Нефтенасыщенные толщины 1,6-8,4 м. Дебиты нефти 5,7-8,4 м^3/сут при динамическом уровне 1248 м.

В пределах зон развития пласта АС10/1 в песчаных фациях выделены четыре залежи. Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38х13 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 при динамическом уровне 1064 м до 6,4 м^3/сут переливом на 2 мм штуцере. В районе скважин 255, 420, 330 выявлены литологический экранированные залежи небольших размеров(6х4 км) с нефтенасыщенными толщинами от 0,8 до 5,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС10 продуктивный пласт АC10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридионального простирания.

Залежь АС10/0 в районе скв.242 литологический экранированная. Дебиты нефти составляют 4,9-9 м^3/сут при динамических уровнях 1261-1312 м. Размеры 15х4,5 км, высота до 58 м. Залежь АС10/0 в районе скв.239 размерами 9х5 км, высотой 63 м. Нефтенасыщенные толщины от 1,6 до 2,4 м, дебиты 2,2-6,5 м^3.сут. В районе скв.180 литологический экранированная залежь размерами 6,2х4,5 м. Нефтенасыщенная толщина 2,6 м. Дебит 25,9 м^3/сут при динамическом уровне 1070 м.

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.

В районе скв.290 залежь АС9 вскрыта на глубинах 2473-2548 м. Размеры залежи 16,1х6 км, высота до 88 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составили 1,2-4,75 м^3/сут при динамических уровнях 1382-1184 м. На востоке месторождения выявлены три небольших (6х3,6 км) залежи в районе скв.406, 411, 408. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Все залежи литологический экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС7, который имеет очень 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 м^3/сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины от 0,8 до 7,8 м. Размеры залежи 46х8,5 км, высота 91 м.

Залежь пласта АС7 в районе скв.331 вскрыта на глубинах 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. Размеры залежи 17х6,5 км, высота 27 м. Тип литологический экранированный. Меньшие по размерам литологический экранированные залежи (в районах скв.290, 230, 243, 255) имеют площади от 19 км^2 до 36 км^2, нефтенасыщенные толщины 1,2-3,6 м. Дебиты нефти от 1,5 до 5,3 м^3/сут.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018км^2), минимальную (10 км^2) - залежь в пласте АС10/1.