Отчет по производственной практике на Приобском месторождении

В связи с отсутствием  проектных решений на пласты АС₇, АС₉, которые в настоящее время находятся на этапе изучения, в данной работе рассматриваются нефтегазоносные объекты основных продуктивных пластов группы АС₁₀-АС₁₂. Всего в разрезе выделено 9 подсчетных объектов: пласты АС₁₂³, АС₁₂^1-2, АС₁₂⁰, АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^2-3, АС₁₀¹, АС₁₀⁰. Залежи нефти горизонтов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂ представляют собой линзовидные тела, полностью заполненные нефтью.

 

Горизонт АС₁₂ представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток, включает в себя продуктивные пласты АС₁₂³, АС₁₂^1-2 , АС₁₂⁰. Породы-коллектора пласта АС₁₂³ представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Отмечается тенденция увеличения общих толщин в каждой песчаной линзе в северо-восточном направлении. В разрезе нефтенасыщенный коллектор вскрыт на абсолютных отметках от -2587        до -2738 м, представлен крупнозернистыми алевролитами с прослоями в нижней части разреза неотсортированных разностей. Эффективные толщины изменяются от 0,8 до 12,8 м, более высокие значения приурочены к восточной зоне развития коллектора.

Коэффициент песчанистости  колеблется от  0,04 до 0,7, в среднем  – 0,29; коэффициент расчлененности от 1 до 14, в среднем – 5. Открытая пористость изменяется в пределах от 15 до 20 %, нефтенасыщенность – от 49 до 84 %, проницаемость – 1,04*10^-15 м².

С коллекторами пласта АС12³ связаны четыре самостоятельных залежи нефти. Тип залежей – литологически замкнутый. Породы-коллектора пласта АС₁₂^1-2 занимают наиболее обширную территорию на месторождении и представлены в виде мощного субмеридианально вытянутого линзовидного

песчаного тела. Общая толщина пласта изменяется от 17 до 75 м, эффективная от 1,0 до 40,6 м. Увеличение толщины происходит к центральной части присутствия коллектора с тенденцией повышения параметра в восточном направлении. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,04 до 0,63 (в среднем 0,29), расчлененности от 1 до 33 (в среднем 10) и имеют такой же характер распределения в плане. Открытая пористость изменяется в пределах от 16 до 20 %, нефтенасыщенность – от 49 до 84 %, проницаемость – от 0,59 до 20,2*10-15 м² . С коллекторами пласта АС₁₂^1-2 связаны две самостоятельных залежи нефти. Тип залежей

– литологически замкнутый.

Породы-коллектора пласта АС₁₂⁰ имеют ту же зону развития, что и нижележащий пластАС12^1-2, но меньшую по размерам, и представляют линзовидное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток и приуроченное к центральной части месторождения. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,8 до 27 м, коэффициент песчанистости от 0,03 до 0,68 (в среднем 0,28), коэффициент расчлененности от 1 до 25 (в среднем 7) с

приуроченностью максимальных значений к центральной и восточной  зонам. Средняя открытая пористость – 0,19, нефтенасыщенность – 0,73, проницаемость – от 0,57 до 13,0*10^-15 м². Залежь нефти литологически замкнутая. Нефть горизонта АС₁₂ сернистая (1,2%), парафинистая (2,8%), смолистая (7,9%), легкая (плотность в пластовых условиях – 789 кг/м3, сепарированной при ступенчатом разгазировании – 868 кг/м3), смешанного углеводородного состава с преобладанием метановых углеводородов.

Вязкость в пластовых  условиях 1,52 мПа*с, газовый фактор после  однократного разгазирования – 69,9 м3/т, после ступенчатой сепарации  – 61,0 м3/т. Давление насыщения нефти газом – 10,7 МПа. По свойствам нефти продуктивных пластов горизонта схожи между собой.

 

Горизонт АС₁₁ включает продуктивные пласты АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰ и представляет собой огромную субмеридианально вытянутую песчаную линзу, ограниченную практически со всех сторон зонами глинизации. Породы – коллектора пласта АС11^2-4 представляют толщу, сложенную очень тонким чередованием нефтенасыщенных песчано-алевритово-глинистых пород с линзами преимущественно песчано-алевритовых пород. Пласт имеет очень сложное строение, как по площади так и по разрезу. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводовым участкам (восточная и центральная часть площади), наблюдается наиболее значительные толщины горизонта с тенденцией увеличения параметра на северо-восток. Эффективные толщины данного горизонта изменяются от 0,8 до 16 м; коэффициент песчанистости от 0,05 до 0,23 (в среднем 0,13); коэффициент расчлененности от 1 до 14 (в среднем 5). Средняя открытая пористость 0,19, средняя нефтенасыщенность 0,64, проницаемость–15,9*10^-15 м². В пласте выделено семь самостоятельных залежей литологически замкнутого типа.

 

                                                                                                        

Рис.2 распространение песчаных тел пластов АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂   Приобской нефтяной зоны.

Продуктивный пласт АС₁₁¹ характеризуется отложениями шельфа. Коллектор представлен песчаниками в виде широкой полосы северо-восточного простирания, вскрыт на абсолютных отметках от -2378 до -2508 м. Песчаники данного возраста имеют наиболее высокие показатели фильтрационно-ёмкостных свойств и относительно однородное строение. Эффективные толщины в значительных пределах с закономерным увеличением параметра на северо-восток. Максимальные толщины составляют 43 м. Коллекторы данного пласта характеризируются наличием пропластков толщиной до 20 м. Открытая пористость по скважинам изменяется в интервале от 16 до 21 %, нефтенасыщенность от 49 до 82 %, коэффициент песчанистости от 0,03 до 0,74, коэффициент расчлененности от 1 до 14 (в среднем 8), проницаемость – от 2,2 до 87,6*10-15 м². Пласт представлен одной залежью, второй по значению в пределах Приобского месторождения. Залежь литологически замкнутого типа.

В продуктивном пласте АС₁₁⁰ выделено три литологически замкнутых залежи, вытянутые в виде цепочки в субмеридианальном направлении. Коллекторы представлены песчаником, зона их развития контролируется бровкой палеошельфа. Проницаемые породы вытянуты узкой полосой шириной от 3,5 до 2 км. Нефтенасыщенный коллектор вскрыт на абсолютных отметках от -2380 до -2520 м. Общая толщина пласта в среднем составляет 15м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 8 м. Средние значения открытой пористости составляют 17%, нефтенасыщенности – 0,6, песчанистости – 0,19, расчлененности – 2,1, проницаемость – до 2,6*10^-15 м². Нефти продуктивных пластов горизонта АС11 идентичны. В целом нефть горизонта АС₁₁ легкая (плотность пластовой нефти – 766 кг/м3, сепарированной при ступенчатом разгазировании – 863 кг/м3), сернистая – 1,22%, смолистая – 7,92%, смешанного углеводородного состава с преобладанием метановых углеводородов. Вязкость в пластовых условиях 1,27 мПа*с, газовый фактор после однократного разгазирования – 76,7 м3/т, после ступенчатой сепарации – 66,0 м3/т. Давление насыщения нефти газом – 10,8 МПа.

Горизонт АС₁₀. Продуктивные отложения горизонта накапливались преимущественно в шельфовых условиях. Продуктивными в горизонте АС10 являются переслаивающиеся песчано-алевролитовые линзы. В составе горизонта АС₁₀ выделены продуктивные пласты АС₁₀²⁺³,АС₁₀¹, АС₁₀⁰. Основные объемы коллекторов сосредоточены в пласте АС₁₀^2-3, распределение песчаного материала в котором наиболее полно соответствует представлениям о строении клиноформных тел.

Пласт АС₁₀^2-3 вскрыт на всей площади месторождения, однако, как и в нижележащих горизонтах, основной объем поступающего обломочного материала накапливался узкой полосой у подножья шельфового склона. В субмеридиональном направлении выделяются три крупных зоны увеличения толщин: в крайней северной части месторождения (максимальное значение 100 м. в скв. 1010р), в районе левобережного эксплуатационного участка (максимальное значение 76,8 м в скв.19), в центральной части ЮЛТ (максимальное значение 98,6 м. в скв. 441р). Коллектора представлены песчаными линзами шельфового и глубоководного генезиса. Эффективная толщина изменяется от 0,8 до 35,6 м, коэффициент песчанистости от 0,11 до 0,60 (в среднем 0,38), коэффициент расчлененности – 7. В пласте выделено четыре литологически замкнутых залежи.

Пласт АС₁₀¹ сформировался в результате активного приноса и аккомодации терригенного материала. Коллектора пласта тяготеют к центральной площади месторождения и занимают практически ту же территорию, что и отложения пласта АС11¹, с небольшим смещением границ развития коллектора на запад. Максимальная толщина вскрыта скважиной 2085 и составляет 76 м. Максимальная эффективная толщина 23,9 м. Коэффициент песчанистости составляет от 0,08 до 0,70, расчлененности – 4. В пласте выделено три литологически замкнутых залежи.

Пласт АС₁₀⁰ прослеживается на всей площади месторождения. В северной части наблюдается вытянутая зона увеличения толщин. Максимальное значение зафиксировано в скважине 614р, составляет 55,2 м. Коллекторы пласта представлены относительно небольшими субмеридианально вытянутыми линзами преимущественно шельфового происхождения. Эффективная толщина изменяется от 1,4 до 5,8 м. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,13 до 0,46 с тенденцией увеличения в южном направлении. Расчлененность составляет – 4. В пласте выделено две литологически замкнутых залежи. В целом нефть горизонта АС10 легкая (плотность пластовой нефти – 807 кг/м3, сепарированной при ступенчатом разгазировании – 872 кг/м3), сернистая – 1,29%, смолистая – 8,32%, смешанного углеводородного состава с преобладанием метановых углеводородов. Вязкость в пластовых условиях 1,54 мПа*с, газовый фактор после однократного разгазирования – 66,4 м3/т, после ступенчатой сепарации – 58,0 м3/т. Давление насыщения нефти газом – 9,7 МПа. (Приложения №4,5.)  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

Таблица 1 

Пласт	Средняя глубина, м	Средняя толщина			Открытая Пористость. %	Нефтенасыщенн..%	Коэффициент песчанистости	Расчлененност
		Общая, м		Эффект,м
АС100	2529	10,2	1,9		17,6	60,4	0,183	1,8
АС101-2	2593	66,1	13,4		18,1	71,1	0,200	10,5
АС110	2597	20,3	1,9		17,2	57,0	0,091	2,0
АС111	2672	47,3	6,4		17,6	66,6	0,191	6,1
АС112-4	2716	235,3	4,9		17,6	67,2	0,183	4,5
АС122	2752	26,7	4,0		17,7	67,5	0,164	3,3
АС123-4	2795	72,8	12,8		18,0	69,8	0,185	9,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение.

В данном отчете были рассмотрены  и исследованы вопросы о геологическом  строении, включая стратиграфию и  тектонику, дана физико-гидродинамическая  характеристика продуктивных коллекторов, охарактеризованы свойства и состав нефти, газа и воды.

 

Максимальная толщина  разреза вскрыта скв. 680 и составляет 3200 м.

В целом, изучаемая площадь  пережила два тектонических режима. Первый - геосинклинальный закончился в триасе и в настоящее время  практически не изучен в пределах месторождения. Второй - платформенный, начался в раннеюрское время и продолжается поныне.

 

На 01.01.2008 г. на месторождении выделяется 12 участков разработки, различающиеся геологическими характеристиками, долей пластов в запасах, а также системой разработки, вводом их в эксплуатацию. Шесть участков находятся в активной разработке. Учитывая совместный характер вскрытия, а также близость коллекторских свойств и пластовых флюидов горизонтов, показатели разработки в дальнейшем анализируются по участкам. (приложение №10)

Разбуренность Приобского месторождения составляет почти 20 % от площади всего месторождения (765 км²). При этом вовлечено в разработку около 1431 млн.т геологических запасов нефти, что составляет 47 % всех запасов по категории ВС1+С2 числящихся на балансе РФГФ. По состоянию на 01.01.2008 г. из продуктивных пластов отобрано 137,8 млн.т нефти, что составляет 8,8 % начальных геологических запасов вовлеченных в разработку и 25,6 % от начальных извлекаемых запасов разбуренной части месторождения, при средней текущей обводненности 46 %. Находящиеся в разработке пласты характеризуются различной степенью выработанности, однако при этом обводнение каждого пласта идет с некоторым опережением отбора извлекаемых запасов.

Лучшей выработанностью характеризуется пласт АС₁₁, отбор извлекаемых запасов по которому составляет 40 % при средней обводненности пласта 55 %. Хуже разрабатываются пласты АС₁₀ и АС₁₂, отбор запасов по которым составляет 21 и 13 % при обводненности 39 и 18 % соответственно.

Из анализа исходных данных современного состояния природного комплекса рассматриваемой территории и проведенной оценки воздействия разработки месторождения, с учетом технических решений и природоохранных мероприятий, предусмотренных к проведению следует, что дальнейшая разработка Приобского месторождения, при работе всего технологического оборудования в рабочем режиме, в целом нанесет незначительное, воздействие на компоненты окружающей сред.

Список литературы: