Класс Месторождения: Уникальное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1982
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 4850.4 км²
Приобское нефтяное месторождение
Приобское нефтяное месторождение (рис. 1,2,3) расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области РФ в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийск, в 100 км к западу от г. Нефтеюганск. Открыто в 1982 г., разрабатывается с 1989 г. Приурочено к Приобскому локальному поднятию, выявленному сейсморазведочными работами в центральной части Пимского вала Сургутского свода. Само поднятие входит в состав крупной зоны нефтегазонакопления, протягивающейся в меридиональном направлении и приуроченной к моноклинали, осложненной рядом небольших локальных поднятий.
Геологический разрез Приобского месторождения сложен значительной (более 3000 м) толщей осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Максимально вскрытый разрез отмечается в скв. 15 Ханты-Мансийской площади и составляет 3190 м.
Рис. 1. Приобское нефтяное месторождение. Блок-схема: 1 - песчаники и алеврито-песчаные нефтяные пласты; 2 - глины; 3 - плотные региональные глинистые пачки
Рис. 2. Приобское нефтяное месторождение. Геологический профиль по линии скважин: 1 — песчаник нефтенасыщенный; 2 — плотные пласты; 3 — линии реперов
Рис. 3 Приобское нефтяное месторождение. Геологический профиль по линии скважин
Месторождение находится в окружении таких известных месторождений, как Салымское, Приразломное, Правдинское и др. Этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочных пород от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км.
Нефтеносность связана с неокомскими и среднеюрскими отложениями. Основная часть разведанных запасов (более 90%) сосредоточена в неокомских пластах группы АС. Все залежи являются литологическими или структурно-литологическими. Контролируются неокомской клиноформой, образующей аккумулятивные поднятия. Нефтяные скопления приурочены к линзам пород шельфового и клиноформного типов. Продуктивные пласты сложного строения. Выявлено 23 залежи в 12 пластах на глубинах 2220— 2940м, связанные с неокомскими породами (от АС7 до АС12). Небольшие залежи установлены и в средней юре (Ю2). Коллекторы первого типа, пористость 15(Ю2) - 20% (АС10, АС11), проницаемость 0,002 (АС10) - 0,019 (АС11) мкм2. В плане залежи полосовидной формы субмеридионального простирания. Размеры залежей (4—48)х(2,8—25) км, высотой от 1 до 292 м. Наибольшая залежь в пласте АС121-2 имеет площадь 545,2 км2. Наиболее крупные по запасам АС121-2 и АС11. Дебиты от 1,5 до 58 м3/сут. Пластовое давление нормальное гидростатическое, t 83—96°C. Плотность нефти 800 (Ю2) - 868 (АС10) кг/м3, вязкость 1,23—4,28 Мпа*с, содержание серы 0,17— 1,51 %. Основная добыча нефти ведется из пластов АС110, АС2-310.
Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран /Каламкаров Л.В. - Издательство Нефть и газ, Москва, 2005 г., 570 стр.
Следующее Месторождение: Верхнеомринское