ИСТОРИКО-ГЕНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Т.Н. Немченко (НК "ЮКОС")

Приобское нефтяное месторождение по величине запасов относится к группе уникальных и введено в разработку в 1989 г. Месторождение расположено в Ханты-Мансийском АО Тюменской области, в 65 км к востоку от Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от Нефтеюганска. Оно входит во Фроловскую нефтегазоносную область - западную часть Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Приобское нефтяное месторождение занимает в системе нефтегазоносных комплексов Западной Сибири особое место. Открытие Приобского месторождения является значительным событием последних лет. Промышленная нефтеносность установлена в верхней части тюменской и баженовской свит и в неокомских отложениях. Основными по запасам являются неокомские пласты АС 10-12 . К пластам готеривского возраста, залегающим на глубине 2300-2700 м, приурочено более 20 залежей, большинство из которых отнесено к категории крупных. По данным сейсмостратиграфического анализа установлено клиноформное строение неокомских продуктивных пластов. Приобское месторождение является единственным в этом районе, где клиноформное строение неокомских пластов подтверждено глубоким бурением ().

Продуктивность неокомских отложений Приобского месторождения контролируется практически только одним фактором - наличием в разрезе проницаемых пластов-коллекторов. Отсутствие пластовой воды при многочисленных испытаниях (пласты АС 10-12) позволяет предполагать, что залежи нефти, связанные с этими пачками, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью (водонефтяные контакты отсутствуют), а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения ().

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения. С ней связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, нефтегазоносность которой не определяется региональным структурным фоном, а контролируется областью развития неокомских клиноформ (Карогодин Ю.Н., 1998).

Целый ряд важных вопросов, связанных с условиями формирования нефтяных залежей, остается слабоизученным. В связи с этим особое значение приобретает создание принципиальной историко-генетической модели формирования нефтяных залежей в сложнопостроенных резервуарах Приобского месторождения.

Месторождение входит в крупную нефтегазоносную зону меридионального простирания, приуроченную к осложненной группе локальных поднятий моноклинали в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины и Салымского свода.

Приобское куполовидное поднятие непосредственно примыкает к землям Большого Салыма, где базисным горизонтом служит баженовская свита. По этому горизонту выделяется группа нефтяных месторождений - Салымское, Северо- и Западно-Салымские, Верхне- и Средне-Шапшинские, Правдинское и др.

Ханты-Мансийская впадина в течение меловой истории Западной Сибири оставалась наиболее погруженной частью бассейна осадконакопления, в связи с чем здесь по сравнению с окружающими территориями разрез более глинистый. В волжское время район Приобского месторождения оказался в глубокопогруженной (до 500 м) приосевой зоне палеобассейна с характерными чертами недокомпенсированно-го бассейна. Это привело к аккумуляции богатого ОВ аргиллитового интервала баженовской свиты. В районе Приобского месторождения с раннего берриаса на фоне общей крупной регрессии происходит чередование региональных и зональных трансгрессий и регрессий. Клиноформы и стратиграфические пакеты, вытянутые вдоль палеооси бассейна, начали формироваться с востоко-юго-востока и постепенно заполнили весь бассейн. В трансгрессивные фазы накапливались преимущественно глинистые толщи, такие как пимская, быстринская, а в регрессивные фазы - песчано-алевролитовые пласты (АС 7 -АС 12) (Карогодин Ю.Н., 1998).

Баженовская свита имеет высокие содержание общего ОВ и генерационный потенциал. Считается, что этот горизонт является нефтематеринской толщей для большинства выявленных в нижнем мелу месторождений нефти в Западно-Сибирском бассейне. Однако в свете спокойной тектонической истории Приобского месторождения предположение о формировании залежей в неокомских резервуарах в результате широкомасштабной вертикальной миграции УВ представляется весьма проблематичным.

В целях создания историко-генетической модели формирования нефтяных залежей неокомских отложений Приобского месторождения был использован программный комплекс Basin Modeling . Комплекс позволяет быстро и с минимальным набором геологических данных создать модель для оценки УВ-потенциала. Фрагменты базы данных программы, содержащей информацию по скв. 151 и 254 Приобского месторождения, приведены соответственно в, . Для визуализации данных модели использовалось изображение кривых истории погружения осадков совместно с другими данными: стадиями зрелости, изотермами и т.д. ().

Как видно из , нефтяные залежи неокомских пластов относятся к главной фазе нефтеносности, точнее, к ее верхней части - зоне ранней стадии генерации. В отличие от неокомских нефтей, нефти баженовской свиты относятся к зоне поздней стадии генерации (). Этот вывод находится в полном соответствии с установленной в Западно-Сибирском бассейне вертикальной фазово-генетической зональностью УВ-систем . В разрезе мезозойских отложений выделяется пять зон, каждая из которых характеризуется своим фазовым состоянием УВ, составом, степенью зрелости ОВ, термобарическими условиями и т.д. Неокомские горизонты (валанжин-готерив Среднего Приобья) входят в состав третьей, преимущественно нефтяной, зоны - главной зоны нефтеобразования и нефтенакопления в разрезе мезозоя Западно-Сибирского бассейна (пластовая температура 80-100 °С), залежи, выявленные в верхне- и среднеюрских отложениях, - к четвертой нефтегазоконденсатной зоне, где отмечаются скопления легкой нефти (Салымский, Красноленинский районы, пластовая температура 100-120 °С).

Анализ геохимических, в том числе генетических, параметров (групповой, изотопный состав углерода и др.) нефтей неокомских отложений Приобского месторождения и баженовской свиты Салымского месторождения показал, что эти нефти различны, относятся к различным генетическим зонам ().

По геохимическим и термобарическим показателям Приобское месторождение отличается:

· значительной недонасыщенностью нефтей нижнемеловых отложений УВ-газами (низкие значения Р нас /Р пл и газового фактора);

· скачком в росте Р пл при переходе от меловых к юрским залежам (наличие АВПД в юрском комплексе). Выделяется два практически изолированных этажа нефтенасыщения - нижнемеловой и юрский. Формирование нефтяных залежей неокомских пластов Приобского месторождения проходило самостоятельно и не связано с вертикальной миграцией из баженовской свиты.

Принципиальная историко-генетическая модель формирования залежей нефти в сложнопостроенных неокомских резервуарах Приобского месторождения представляется следующим образом. Механизм, который, вероятнее всего, привел к формированию неокомских залежей, заключается в латеральной (вверх по восстанию) миграции нефти из одновозрастных глинистых отложений в более песчаные части клиноформ. Нефть и газ мигрировали вверх по восстанию, заполняя проницаемые песчано-алевролитовые пласты и линзы. В пользу такого представления о механизме миграции нефти свидетельствуют: доминирующий литологический тип залежей; отсутствие пластовой воды в горизонтах группы АС; различие баженовских и неокомских нефтей.

Обращает на себя внимание, что заполнение ловушек нефтью, по-видимому, происходило по принципу дифференциального улавливания , когда самые погруженные ловушки заполняются относительно легкой нефтью (пласт АС 12 , плотность 0,86-0,87 г/см 3), тогда как верхние - относительно тяжелой (пласт АС 10 , плотность 0,88-0,89 г/см 3), а самые верхние ловушки - водой (пласт АС 6).

Создание историко-генетической модели формирования нефтяных залежей Приобского месторождения имеет принципиальное значение. В непосредственной близости от Приобского месторождения располагаются песчаные тела подобного типа в пределах Ханты-Мансийской, Фроловской и других площадей. По всей видимости, нефтяные залежи аналогичного генезиса будут выявлены и в других районах Западной Сибири в пределах неокомских отложений.

Комплексный анализ палеогеографических условий осадконакопления и данные сейсморазведки позволили наметить крупную зону развития неокомских клиноформ к югу и северу от Приобского месторождения, которая протягивается полосой шириной 25-50 км от Шапшинского и Эргинского месторождений на юге до Туманного и Студеного на севере и с которой связана самостоятельная зона нефтегазонакопления, где основными нефтематеринскими породами будут мощные одновозрастные глинистые толщи неокомских клиноформ.

Литература

1) Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. // Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция / Под ред. В.Е. Гавуры. - М. ВНИИОЭНГ, 1996. - Т.2.

2) Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра, 1975.

3) Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. - М.: Недра, 1965.

4) Рылько А.В., Потеряева В.В. Вертикальная зональность в распространении жидких и газообразных углеводородов в мезозое Западной Сибири / Тр. ЗапСибВНИГНИ. - Вып. 147. -Тюмень, 1979.

5) Leonard С, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates. -Denver, USA. - 1993.

Priob oil field in the system of oil and gas complexes of West Siberia ocupies a particular place. Neocomian beds AC10-12 having clinoform structure are considered as main by oil reserves. Complex analysis of paleogeographic sedimentation conditions and seismic prospecting data allowed to recognize a large zone of Neocomian clinoforms developed to the south and north of Priob field. Independent oil and gas accumulation zone which oil and gas potential is not governed by regional structure but controlled by a zone of Neocomian clinoforms development is associated with this zone.

For the purpose of creating a historic-genetic model of oil pools formation of Neocomian deposits at Priob field a programme complex Basin Modelling was used.

Формация	Тип	Возраст, млн. лет	Глубина кровли, м	Мощность, м	Литология
Кузнецовская			1104		Глины
Уватская			1128	292	Песчаники, глины
Ханты-Мансийская (верхняя)		105	1420	136	“
Ханты-Мансийская (нижняя)		112	1556	159	Глины
Викуловская		118	1715	337	Песчаники, глины
Алымская		120	2052	250	“
Фроловская		145	2302	593	Глины

Формация	Тип	Возраст, млн. лет	Глубина кровли, м	Мощность, м
Кузнецовская			1058
Уватская			1082	293
Ханты-Мансийская (верхняя)		105	1375	134
Ханты-Мансийская (нижняя)		112	1509	162
Викуловская		118	1671	187
Алымская		120	1858	156
Фроловская		145	2014	837

Параметры	Месторождение
	Приобское	Салымское
Интервал залегания, м	2350-2733	2800-2975
Возраст, свита	К 1 , ахская	J 3 , баженовская
Групповой состав нефти, %:
насыщенные УВ	30,8-46,4	48,0-74,0
ароматические УВ	33,8-40,1	18,0-33,0
неУВ	16,2-29,1	7,0-16,0
насыщенные УВ/ароматические УВ	0,8-1,3	1,4-40,0
Изотопный состав d 13 С, %о
насыщенные УВ	31,78...-31,35	31,22...-30,69
ароматические УВ	31,25--31,07	30,92...-30,26
Плотность, г/см 3	0,88-0,89	0,80-0,81
Газовый фактор, м 3 /т	67,7	100,0-500,0
Давление насыщения, МПа	11-13	25-30
Пластовое давление, МПа	25,0	37,7
Пластовая температура, °С	87-90	120

Рис. 1. ФРАГМЕНТ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ШИРОТНОМУ ПРИОБЬЮ (по Ф.З. Хафизову, Т.Н. Онищуку, С.Ф. Панову )

Отложения: 1 - песчаные, 2 - глинистые; 3 - битуминозные аргиллиты; 4 – кора выветривания; 5 - залежи нефти; 6 - скважины

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ (Приобское месторождение)

1 - песчано-глинистые отложения; 2 - интервал испытания. Остальные усл. обозначения см. на рис. 1

Рис. 3. ПРИМЕРЫ ВИЗУАЛИЗАЦИИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ И РЕЗУЛЬТАТОВ ИХ ОБРАБОТКИ ПО СКВ. 151 (А) И 245 (Б)

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (0,5-0,7), 2 - средняя (0,7-1,0), 3 - поздняя (1,0-1,3); 4 - главная фаза генерации (1,3-2,6); линии: I - истории погружения, исходной (II) и аппроксимирующей (III) температур

Рис. 4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ИСТОРИИ ПОГРУЖЕНИЯ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Стадии зрелости (R 0 , %): 1 - ранняя (10-25), 2 - средняя (25-65), 3 - поздняя (65-90)

Приобское месторождение на карте ХМАО появилось в 1985 году, когда была открыта ее левобережная часть скважиной под номером 181. Геологи получили фонтан нефти объемом 58 кубометров в сутки. Еще через четыре года на левом берегу началось бурение, а промышленная эксплуатация первой скважины на правобережье реки началась спустя 10 лет.

Приобское месторождение характеристики

Приобское месторождение залегает поблизости от границ нефтегазоносных районов Салымского и Ляминского.

Характеристики нефти Приобского месторождения позволяют отнести ее к малосмолистым (парафины на уровне 2,4-2,5 процента), но при этом с повышенным содержанием серы (1,2-1,3 процента), что требует ее дополнительной очистки и понижает рентабельность. Вязкость пластовой нефти находится на уровне 1,4-1,6 мПа*с, а толщина пластов достигает от 2 до 40 метров.

Приобское месторождение, характеристики которого являются уникальными, располагает геологическими обоснованными запасами в пять миллиардов тонн. Из них к категории доказанных и извлекаемых относятся 2,4 миллиарда. По состоянию на 2013-й оценка извлекаемых запасов на Приобском месторождении составляла свыше 820 млн. тонн.

К 2005 году дневная добыча достигла высоких цифр - 60,2 тыс. тонн за сутки. В 2007-м было добыто свыше 40 млн тонн.

К настоящему моменту на месторождении пробурено около тысячи добывающих и почти 400 нагнетательных скважин. Пластовые залежи Приобского нефтяного месторождения находятся на глубине 2,3,2,6 километров.

В 2007 г. годовой объем добычи жидких углеводородов на Приобском месторождении достиг 33,6 миллионов тонн (или больше 7% от всей добычи в России).

Приобское нефтяное месторождение: особенности освоения

Особенность бурения в том, что кусты Приобского месторождения расположены по обе стороны реки Обь и их большая часть находится в пойме реки. По этому признаку Приобское месторождение делят на Южно- и Северо-Приобское. В весенне-осенний период территорию месторождение регулярно заливают паводковые воды.

Подобное расположение стало причиной того, что у ее частей разные владельцы.

С северного берега реки разработкой занимается Юганскнефтегаз (структура, перешедшая к Роснефти после ЮКОСа), а с южного расположены участки, которые разрабатывает компания «Хантос», структура «Газпромнефти» (кроме Приобского, она занимается также Пальяновским проектом). В южной части Приобского месторождения для «дочки» Русснефти, компании Аки Отыр, выделены незначительные лицензионные территории под Верхне- и Средне Шапшинский участки.

Эти факторы наряду со сложным геологическим строением (многопластовостью и низкой продуктивностью) позволяют характеризовать Приобское месторождение как труднодоступное.

Но современные технологии гидроразрыва пласта, с помощью закачивания под землю большого количества водяной смеси, позволяют преодолеть эту трудность. Поэтому все вновь пробуренные кусты Приобского месторождения начинают эксплуатироваться только с ГРП, что значительно снижает затраты по эксплуатации и капиталовложениям.

При этом одновременно проводится разрыв трех нефтяных пластов. Кроме того, основная часть скважин закладывается с помощью прогрессивного кустового способа, когда боковые скважины направляются под разными углами. В разрезе это напоминает куст с ветками, направленными вниз. Такой способ экономит обустройство наземных площадок для бурения.

Методика кустового бурения получила широкое распространение, поскольку позволяет сохранять плодородный слой почвы и лишь в незначительной степени влияет на экологию.

Приобское месторождение на карте

Приобское месторождение на карте ХМАО определяется с помощью следующих координат:

• 61°20′00″ северной широты,
• 70°18′50″ восточной долготы.

Приобское нефтяное месторождение располагается всего в 65 км от столицы автономного округа - Ханты-Мансийска и в 200-х километрах от городаНефтеюганска. В районе освоения месторождения находятся участки с поселениями коренных малых народностей:

• Ханты (около половины населения),
• Ненцы,
• Манси,
• Селькупы.

В районе образовано несколько природных заказников, в том числе Елизаровский (республиканского значения), Васпухольский, Шапшинский кедровник. С 2008 года в ХМАО - Югра (историческое название местности с центром в Самарово) был учрежден памятник природы «Луговские мамонты» площадью 161,2 га, на участке которого неоднократно находили ископаемые останки мамонтов и орудия охоты, датируемые от 10 до 15 тыс. лет назад.

Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Cибирской равнины. В административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе в 65 км к востоку от г.Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска .

В период 1978-1979 г.г. в результате детальных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ было выявлено Приобское поднятие. С этого момента начинается детальное изучение геологического строения территории: широкое развитие сейсморазведочных работ в сочетании с глубинным бурением .

Открытие Приобского месторождения состоялось в 1982 г. в результате бурения и испытания скважины 151, когда был получен промышленный приток нефти дебитом 14,2 м 3 /сут на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м (Тюменская свита ЮС 2) и 2463-2467 м (пласт АС 11 1) - 5,9 м 3 /сут при динамическом уровне 1023 м.

Приобская структура, согласно тектонической карты мезокайнозойского платформенного чехла.

Западно-Сибирской геосинеклизы, располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской группы поднятий.

Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ .

Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы "АС": АС 7 , АС 9 , АС 10 , АС 11 , АС 12 . В стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхне вартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.

В породах встречается обугленный растительный детрит, редко двустворки (иноцерамы) плохой и средней сохранности.

Проницаемые породы продуктивных пластов имеют северо-восточное и субмеридиальное простирание. Практически для всех пластов характерно увелечения суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости, в основном, к центральным частям зон развития коллекторов, по повышению коллекторских свойств и соответственно, укрепление обломочного материала происходит в восточном (для пластов горизонта АС 12) и северо-восточном направлениях (для горизонта АС 11).

Горизонт АС 12 представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с максимальными эффективными толщинами в центральной части до 42 м (скв. 237). В данном горизонте выделяются три объекта: пласты АС 12 3 , АС 12 1-2 , АС 12 0 .

Залежи пласта АС 12 3 представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Эффективные толщины изменяются от 0,4 м до 12,8 м, причём более высокие значения приурочены к основной залежи.

Основная залежь АС 12 3 вскрыта на глубинах -2620 и -2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Размеры залежи 34 х 7,5 км, а высота - 126 м.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 241 вскрыта на глубинах -2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Размеры залежи составляют 18 х 8,5 км, высота - 76 м.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 234 вскрыта на глубиннах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Размеры залежи 8,5 х 4 км, а высота - 40 м, тип литологически экранированный.

Залежь АС 12 3 в районе скв. 15-С вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Размеры литологически экранированной залежи составляют 11,5 х 5,5 км, а высота - 28 м.

Залежь АС 12 1-2 - основная, является самой крупной на месторождении. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями (р-н скв.246, 400) с зонами перехода между ними. С трех сторон ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Однако, учитывая значительные расстояния граница залежи пока условно ограничена линией, проходящей в 2 км к югу от скв. 271 и 259. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапозоне от 0,8 м (скв. 407) до 40,6 м (скв. 237) притоки нефти до 26 м 3 /сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота - 176 м.

Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 4-ХМ вскрыта на глубинах 2659-2728 м и приурочена к песчаной линзе на северо-западном склоне Ханты-Мансийского локального поднятия. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 1,2 м. Размеры залежи 7,5 х 7 км, высота - 71 м.

Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2734-2753м Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,2 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 11 х 4,5 км, высота - 9 м. Тип - литологически экранированный.

Залежи пласта АС 12 0 - основная - вскрыта на глубиннах 2421-2533 м. Она представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 (скв. 172) до 27 м (скв. 262). Притоки нефти до 48м 3 /сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота - 187 м. Залежь АС 12 0 в районе скв. 331 вскрыта на глубиннах 2691-2713 м и представляет собой линзу песчаных пород. Нефтенасыщенная толщина в этой скважине составляет 10 м. Размеры 5 х 4,2 км, высота - 21 м. Дебит нефти - 2,5 м 3 /сут на Нд =1932 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 литологически экранированного типа, всего насчитывается 8, вскрытыми 1-2 скважинами. В площадном отношении залежи располагаются в виде 2 цепочек линз в восточной части (наиболее приподнятой) и на западе в более погруженной части моноклинальной структуры. Нефтенасыщенные толщины на востоке увеличиваются в 2 и более раз по сравнению с западными скважинами. Общий диапазон изменения от 0,4 до 11 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.246 вскрыта на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота - 43 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота - 21 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 251 вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота - 60 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 232 вскрыта на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота - 140 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 262 вскрыта на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 10 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.271 вскрыта на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 151 вскрыта на глубине 2464-2501м. Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота - 37 м.

Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 293 вскрыта на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота - 40 м.

Залежи пласта АС 11 1 приурочены, в основном, к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.

Основная залежь АС 11 1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения вскрыта на глубинах 2421-2533 м. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно, по линии, проходящий в 2 км к югу от скв.271 и 259. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м 3 /сут при динамическом уровне - 1195 м (скв. 243) до 118 м 3 /сут через 8 мм штуцер (скв.246). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м (скв. 172) до 41,6 (скв.246). Размеры залежи составляют 48 х 15 км, высота до 112 м, тип - литологически экранированный.

Залежи пласта АС 11 0 . Пласт АС 11 0 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел, приуроченных к погруженным участкам присводовой части.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 408 вскрыта на глубине 2432-2501 м. Размеры залежи 10,8 х 5,5 км, высота - 59 м, тип литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 252 составил 14,2 м3/сут на Нд =1410 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 172 вскрыта одной скважиной на глубине 2442-2446 м и имеет размеры 4,7 х 4,1 км, высоту - 3 м. Дебит нефти составил 4,8 м 3 /сут на Нд =1150 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 461 имеет размеры 16 х 6 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 4,8 м. Тип залежи - литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 461 составил 15,5 м 3 /сут, Нд =1145 м.

Залежь АС 11 0 в районе скв. 425 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность - 3,6 м. Дебит нефти составил 6,1 м 3 /сут на Нд =1260 м.

Горизонт АС 10 вскрыт в пределах центральной зоны Приобского месторождения, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а так же к юго-западному крылу структуры. Разделение горизонта на пласты АС 10 1 , АС 10 2-3 (в центральной и восточной части) и АС 10 2-3 (в западной) в известной степени условное и определяется условиями залегания, формирования этих отложений при учёте литологического состава пород и физико-химической характеристики нефтей .

Залежь основная АС 10 2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м 3 /сут на 8 мм штуцере (скв. 181) до 10 м 3 /сут на Нд =1633 м (скв. 421). Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,8 м (скв. 180) до 15,6 м (скв. 181). Размеры залежи составляют 31 х 11 км, высота до 292 м, залежь - литологически экранированная.

Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м 3 /сут при Нд =1248 м (скв. 237). Нефтенасыщенные толщины - 4,2 - 5 м. Размеры 8 х 3,5 км, высота до 40 м. Тип залежи - литологически экранированная.

Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 295 вскрыта на глубинах 2500-2566 м и контролируется зонами глинизации пласта. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 8,4 м. В скв. 295 получено 3,75 м 3 /сут при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота - 59 м.

Основная залежь АС 10 1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Зоны замещения коллекторов контролируют залежь с трех сторон, а на юге ее границе проведена условно на расстоянии 2 км от скв. 259 и 271. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 (скв. 237) до 11,8 м (скв. 265). Дебиты нефти : от 2,9 м 3 /сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м 3 /сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи - литологически экранированный.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 16 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота - 29 м.

Залежь АС 10 1 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.

Завершает разрез пачки пластов АС 10 продуктивный пласт АС 10 0 . В пределах которого выявлено три залежи, расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной. Дебиты нефти составляют 4,9 - 9 м 3 /сут при Нд-1261-1312 м. Нефтенасыщенные толщины равны 2,8 - 4 м. Размеры залежи 15 х 4,5 км, высота до 58 м.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти составляют 2,2 - 6,5 м 3 /сут при Нд-1244-1275 м. Нефтенасыщенные толщины равны 1,6 -2,4 м. Размеры залежи 9 х 5 км, высота до 63 м.

Залежь АС 10 0 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина - 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м 3 /сут при Нд-1070 м.

Покрышка над горизонтом АС 10 представлена пачкой глинистых пород изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.

Песчано-алевролитовые породы пласта АС 9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры, а так же к юго-западному погружению.

Залежь пласта АС 9 в районе скв. 290 вскрыта на глубинах 2473-2548 м и приурочена к западной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составляют 1,2 - 4,75 м 3 /сут при Нд - 1382-1184 м. Размер залежи 16,1 х 6 км, высота - до 88 м.

На востоке месторождения выявлено две небольшие залежи (6 х 3 км). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Притоки нефти 6 и 5,6 м 3 /сут при Нд =1300-1258 м. Залежи литологически экранированные.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС 7 , который имеет очень мозаическую картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади восточная залежь пласта АС 7 вскрыта на глубинах 2291-2382 м. С трех сторон оконтурена зонами замещения коллекторов, а на юге ее граница условная и проведена по линии, проходящей в 2 км от скв.271 и 259. Ориентирована залежь с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти : 4,9 - 6,7 м 3 /сут на Нд =1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,8 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 46 х 8,5 км, высота до 91 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 290 вскрыта на глубине 2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 - 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м 3 /сут нефти при Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота - 24 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 331 вскрыта на глубине 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. В скв. 331 получен приток нефти 1,5 м 3 /сут при Нд =1511 м. Размеры литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота - 27 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 243 вскрыта на глубине 2254-2304 м. Нефтенасыщенные толщины 2,2-3,6 м. Размеры 11,5 х 2,8 км, высота - 51м. В скв. 243 получена нефть 1,84 м 3 /сут на Нд-1362 м.

Залежь АС 7 в районе скв. 259 вскрыта на глубине 2300 м, представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.

Приобского месторождения

Наименование показателей

Кате-гория

АС 12 3

АС 12 1-2

АС 12 0

АС 11 2-4

АС 11 1

АС 11 0

АС 10 2-3

АС 10 1

АС 10 0

АС 9

АС 7

Начальные извлекаемые запасы, тыс.тонн

ВС 1 С 2

7737 3502

230392 39058

26231 1908

3725

266919 4143

1377

40981 4484

33247 2643

1879 5672

Накопленная добыча ,тыс.тонн

1006

Годовая добыча ,тыс.тонн

Фонд скважин добывающие нагнетательные

Схема разбуривания

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

3-рядн.

Размер сетки

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

500*500

Плотность скважин

Краткая геолого-промысловая характеристика пластов

Приобского месторождения

Параметры				Индекс						пласта
Продуктивный пласт	АС 12 3	АС 12 1-2	АС 12 0		АС 11 2-4	АС 11 1		АС 11 0	АС 10 2-3		АС 10 1	АС 10 0		АС 9	АС 7
Глубина залегания кровли пласта, м	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533		2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433		2393-2548	2254-2382
Абсолютная отметка кровли пласта, м	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500		2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400		2357-2514	2220-2348
Абсолютная отметка ВНК, м
Общая толщина пласта, м														18.8
Эффективная толщина, м		11.3				10.6
Нефтенасыщенная толщина, м	2.88		4.68		1.69			1.52	4.72		3.25	1.72		2.41	2.47
Коэффициент песчанистости, доли,ед.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53		0.63	0.47		0.48	0.51		0.42	0.54

Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры									Индекс				пласта
Продуктивный пласт		АС 12 3	АС 12 1-2	АС 12 0		АС 11 2-4	АС 11 1	АС 11 0		АС 10 2-3	АС 10 1	АС 10 0		АС 9	АС 7
Карбонатность,%	мин-мак среднее	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6			1.6-4.6				1.3-2.1
При размере зерен, 0.5-0.25мм	мин-мак среднее	1.75
при размере зерен, 0.25-0.1 мм	мин-мак среднее	35.45	35.9	38.5			42.4			41.4	28.7
при размере зерен, 0.1-0.01 мм	мин-мак среднее	53.2	51.3	48.3			46.3			42.3	60.7
при размере зерен, 0.01 мм	мин-мак среднее		11.0	10.3						15.3
Коэффициент отсортированности,	мин-мак среднее		1.814	1.755			1.660				1.692
Медианный размер зерен,мм	мин-мак среднее		0.086	0.089			0.095				0.073
Глинистость,%
Тип цемента		глинистый, карбонатно-глинистый, пленочно-поровый.
Коэфф. Открытой пористос. по керну, доли единицы	Мин-мак среднее	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20		0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
Коэфф. проницаемости по керну, 10 -3 мкм 2	мин-мак среднее	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0		15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Водоудерживающая способность,%	мин-мак среднее
Коэфф. Открытой пористости по ГИС, дол.ед.
Коэфф. Проницаемости по ГИС, 10 -3 мкм 2
Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед		0.41	0.44	0.45		0.71	0.62				0.73
Начальное пластовое давление, мПа			25.73	25.0			25.0			25.54	26.3
Пластовая температура, С
Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут.	Мин-мак среднее	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6		0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Продуктивность, м3/сут. мПа	мин-мак среднее		2.67	2.12			4.42				1.39
Гидропроводность, 10 -11 м -3 /Па*сек.	мин-мак среднее	58.9	55.8	55.1		28.9	38.0				34.6

Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры	Индекс	пласта
Продуктивный пласт	АС 12 3	АС 11 2-4	АС 10 1
Плотность нефти в поверхностных Условиях,кг/м3	886.0	884.0
Плотность нефти в пластовых условиях
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек	32.26	32.8	29.10
Вязкость в пластовых условиях	1.57	1.41	1.75
Смол селикагелевых	7.35		7.31
Асфальтенов	2.70	2.44	2.48
Серы	1.19	1.26	1.30
Парафина	2.54	2.51	2.73
Температура застывания нефти , С 0
Температ. насыщения нефти парафином, С 0
Выход фракций,%
до 100 С 0
до 150 С 0	66.8
до 200 С 0	15.1	17.0	17.5
до 250 С 0	24.7	25.9	26.6
до 300 С 0		38.2	39.2
Компонентный состав нефти (молярная Концентрация,%)
Углекислый газ	0.49	0.52	0.41
Азот	0.25	0.32	0.22
Метан	22.97	23.67	18.27
Этан	4.07	4.21	5.18
Пропан	6.16	6.83	7.58
Изобутан	1.10	1.08	1.13
Нормальный бутан	3.65	3.86	4.37
Изопентан	1.19	1.58	1.25
Нормальный пентан	2.18	2.15	2.29
С6+высшие	57.94	55.78	59.30
Молекулярная масса,кг/моль			161.3
Давление насыщения,мПа			6.01
Объемный коэффициент	1.198	1.238	1.209
Газовый фактор при услов.сепарации м 3 /т
Плотность газа ,кг/м3	1.242	1.279	1.275
Тип газа
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%)
Азот	1.43	1.45	1.26
Углекислый газ	0.74	0.90	0.69
Метан	68.46	66.79	57.79
Этан	11.17	1.06	15.24
Пропан	11.90	13.01	16.42
Изобутан	1.26	1.26	1.54
Нормальный бутан	3.24	3.50	4.72
Изопентан	0.49	0.67	0.65
Пентан	0.71	0.73	0.95
С6+высшие	0.60	0.63	0.74

Состав и свойства пластовых вод

Водоносный комплекс
Продуктивный пласт	АС 12 0	АС 11 0	АС 10 1
Плотность воды поверхностных условиях, т/м3
Минерализация,г/л
Тип воды		хлор-ка-	льцевый
Хлор		9217
Натрий+Калий		5667
Кальйий
Магний
Гидрокарбонат		11.38
Иод		47.67
Бром
Бор
Амоний		40.0

Новые технологии и грамотная политика «Юганскнефтегаза» улучшили состояние Приобского нефтяного месторождения, геологические запасы которого находятся на уровне 5 млрд тонн нефти.

Приобское НМ является гигантским месторождением по добыче нефти на территории России. Это труднодоступное и удалённое месторождение находится в 70 км от города Ханты-Мансийска и на расстояние 200 километров от города Нефтеюганска. Оно включено в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Порядка 80% Приобского НМ размещается непосредственно в пойме реки Обь и поделено водой на две части. Особенностью Приобского является затопление в периоды паводков.

Основные геолого-физические характеристики месторождения

Отличительной чертой Приобского является осложнённое геологическое строение, характеризующееся многопластовостью и низкой степенью продуктивности. Коллекторы основных продуктивных пластов отличаются невысокой проницаемостью, незначительной песчанистостью, высоким уровнем глинистости и высокой расчленённостью. Эти факторы предполагают в процессе разработки применение технологий ГРП.

Расположение залежей не глубже 2,6 км. Показатели плотности нефти равны 0,86–0,87 тонн на м³. Количество парафинов умеренно и не превышает 2,6 %, количество серы составляет порядка 1,35 %.

Месторождение отнесено к классу сернистых и имеет II классность нефти в соответствии с ГОСТом для НПЗ.

Залежи относятся к литологически экранированным и обладают упругостью и замкнутостью естественного режима. Показатели толщины пластов составляют от 0,02 до 0,04 км. Давление пластов имеет начальные показатели 23,5-–25 МПа. Температурный режим пластов сохраняется в диапазоне 88–90°С. Пластовый тип нефти обладает стабильными параметрами вязкости и имеет динамический коэффициент 1,6 мПа с, а также эффект нефтяного насыщения при давлении в 11 МПа.

Характерны наличие парафинистости и малосмолистости нафтенового ряда. Исходный суточный объём функционирующих нефтяных скважин варьируется от 35 до 180 тонн. Вид скважин основан на кустовом расположении, а максимальный извлекающий коэффициент равен 0,35 ед. Приобское НМ выдаёт сырую нефть со значительным количеством лёгких углеводородов, что влечёт необходимость стабилизации или выделения ПНГ.

Начало разработок и количество запасов

Приобское НМ было открыто в 1982 году. В 1988 году началось освоение левобережной части месторождения, а спустя одиннадцать лет приступили к разработкам правого берега.

Количество геологических резервов равно 5 млрд тонн, а доказанное и извлекаемое количество оценивается почти в 2,5 млрд тонн.

Особенности добычи на месторождении

Продолжительность разработок на условиях Production Sharing Agreement предполагалась на срок не более 58 лет. Максимальный уровень нефтедобычи составляет почти 20 млн тонн через 16 лет от момента освоения.

Финансирование на начальном этапе было запланировано на уровне $1,3 млрд. На статью по капитальным расходам приходилось $28 млрд, а затраты на работы эксплуатационного характера составляли $27,28 млрд. В качестве направлений для транспортировки нефти с НМ предполагалось привлечь латвийский город Вентспилс, Одессу, Новороссийск.

По данным 2005 года, месторождение насчитывает 954 скважин добывающего характера и 376 нагнетательных скважин.

Компании, разрабатывающие месторождение

В 1991 году началось обсуждение компаниями «Юганскнефтегаз» и «Амосо» перспективности объединённых разработок на северном берегу НМ Приобское.

В 1993 году компания «Амосо» победила в конкурсе и получила исключительное право на разработку НМ Приобское совместно с «Юганскнефтегазом». Год спустя компаниями было подготовлено и представлено в правительство проектное соглашение о распределение продукции, а также экологическое и технико-экономическое обоснование разработанного проекта.

В 1995 году правительство ознакомилось с дополнительным ТЭО, в котором были отражены новые данные о месторождении Приобском. Распоряжением премьер-министра была сформирована правительственная делегация, включающая представителей ХМАО, а также некоторых министерств и ведомств, с целью проведения переговоров относительно Production Sharing Agreement в условиях разработки северного сегмента Приобского месторождения.

В середине 1996 года в Москве заслушано заявление совместной российско-американской комиссии о приоритете проектных инноваций в энергетической отрасли, в том числе и на территории Приобского НМ.

В 1998 году партнёра «Юганскнефтегаза» в освоении НМ Приобское, американскую компанию «Амосо», поглотила британская компания British Petroleum, и от компании ВР/Амосо было получено официальное заявление о прекращении участия в проекте по освоению Приобского месторождения.

Затем дочернее предприятие государственной компании «Роснефть», которая получила контроль над центральным активом «ЮКОСа» «Юганскнефтегазом», - ООО «РН-Юганскнефтегаз» - было привлечено к эксплуатации месторождения.

В 2006 году специалистами НМ Приобское и компанией Newco Well Service был совершён крупнейший на территории РФ гидроразрыв нефтяного пласта, в который удалось закачать 864 тонны пропанта. Операция продолжалась семь часов, трансляцию в прямом эфире можно было наблюдать через интернет-офис «Юганскнефтегаз».

Сейчас над разработкой северной части НМ Приобское стабильно работает ООО «РН-Юганскнефтегаз», а разработку южного сегмента месторождения ведёт ООО «Газпромнефть - Хантос», которое принадлежит компании «Газпромнефть». Южный сегмент НМ Приобского имеет незначительные по площади лицензионные участки. Освоением Средне-Шапшинского и Верхне-Шапшинского сегментов с 2008 года занимается НАК «АКИ ОТЫР», которая принадлежит ОАО «Русснефть».

Перспективы Приобского НМ

Год назад компания «Газпромнефть-Хантос» стала обладательницей лицензии на проведение геологического исследования параметров, относящихся к глубоким нефтенасыщенным горизонтам. Исследованию подлежит Южная часть НМ Приобское, включающая баженовской и ачимовской свит.

Прошлый год ознаменовался проведением анализа географических данных на территории бажено-абалакского комплекса Южно-Приобского НМ. Совокупность специализированного анализа керна и оценка данного класса запасов предполагает процедуру бурения четырёх имеющих наклонное направление поисково-оценочных скважин.

Горизонтальные скважины буду пробурены в 2016 году. Чтобы оценить объёмы извлекаемых запасов предусмотрено проведение многостадийного ГРП.

Влияние месторождения на экологию района

Основными факторами, влияющими на экологическую обстановку в районе месторождения, является наличие выбросов в атмосферные слои. Эти выбросы представляют собой нефтяной газ, продукты сгорания нефти, компоненты испарений от лёгких yглеводородистых фракций. Кроме того, наблюдаются проливы на почву нефтепродукции и компонентов.

Уникальная территориальная особенность месторождения обусловлена его расположением на пойменных речных ландшафтах и в черте водоохранной зоны. Предъявление особых требований к разработке основывается на высокой ценности . В данной ситуации рассматриваются пойменные угодья, с характерным высоким динамизмом и сложным гидрологическим режимом. Эту территорию облюбовали для гнездования перелётные птицы околоводных видов, многие входят в Красную книгу. Месторождение находится на территории миграционных путей и мест зимовки многих редких представителей ихтиофауны.

Ещё 20 лет назад Центральной комиссией по разработке НМ и НГМ при Министерстве топлива и энергетики России, а также Министерством по охране окружающей среды и природных ресурсов России была одобрена точная схема разработки НМ Приобское и природоохранная часть всей предварительной проектной документации.

Месторождение Приобское разрезано на две части рекой Обь. Оно заболочено и во время паводка большая его часть затопляется. Именно такие условия способствовали образованию на территории НМ нерестилищ рыб. Минтопэнерго России представило в Государственную Думу материалы, на основании которых сделан вывод об осложнении разработки НМ Приобское в связи с имеющимися природными факторами. Такие документы подтверждают необходимость дополнительных финансовых средств с целью применения на территории месторождения только новейших и экологически безопасных технологий, которые позволят высокоэффективно выполнять природоохранные мероприятия.

Приобское нефтегазовое месторождение географически расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Ближайший к Приобскому месторождению город - Нефтеюганск (расположен в 200 км к востоку от месторождения).

Приобское месторождение открыто в 1982 году. Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. Территория разрезана рекой Обь, заболочена и в период паводка по большей части затопляется; здесь находятся места нерестилищ рыб. Как отмечалось в материалах Минтопэнерго РФ, представленных в Госдуму, эти факторы осложняют разработку и требуют значительных финансовых средств для применения новейших высокоэффективных и экологически безопасных технологий.

Лицензия на освоение Приобского месторождения принадлежит дочернему предприятию ОАО "Роснефть", компании "Роснефть-Юганскнефтегаз".

По расчетам специалистов, разработка месторождения при существующей системе налогообложения нерентабельна и невозможна. На условиях СРП добыча нефти за 20 лет составит 274,3 млн. тонн, доход государства - $48,7 млрд.

Извлекаемые запасы Приобского месторождения - 578 млн. тонн нефти, газа - 37 млрд. кубометров. Период разработки на условиях СРП - 58 лет. Пиковый уровень добычи - 19,9 мллн. тонн на 16 году освоения. Первоначальное финансирование составляло по плану 1,3 млрд. долларов. Капитальные затраты - 28 млрд. долларов, эксплуатационные затраты - 27,28 млрд. долларов. Вероятные направления транспортировки нефти с месторождения - Вентспилс, Новороссийск, Одесса, "Дружба".

Возможность совместной разработки северной части Приобского месторождения "Юганснефтегаз" и Амосо начали обсуждать в 1991 году. В 1993 году Амосо приняла участие в международном тендере на право пользования недрами на месторождениях Ханты-Мансийского АО и была признана победителем конкурса на исключительное право стать иностранным партнером в разработке Приобского месторождения совместно с "Юганскнефтегазом".

В 1994 году "Юганскнефтегаз" и Амосо подготовили и представили в правительство проект соглашения о разделе продукции и Тенико-экономической и экологическое обоснование проекта.

В начале 1995 года в правительство было представлено дополнительное ТЭО, в которое в том же году были внесены изменения в свете полученных новых данных о месторождении.
В 1995 году Центральная комиссия по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики РФ и Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ одобрили уточненную схему разработки месторождения и природоохранную часть предпроектной документации.

7 марта 1995 года вышло распоряжение бывшего тогда премьер-министром Виктора Черномырдина о формировании правительственной делегации из представителей ХМАО и ряда министерств и ведомств для ведения переговоров по СРП при разработке северной части Приобского месторождения.

В июле 1996 года в Москве совместная российско-американская комиссия по экономическому и техническому сотрудничеству выступила с совместным заявлением о приоритетности проектов в энергетической области, в числе которых было конкретно названо Приобское месторождение. В совместном заявлении указывается, что оба правительства привествуют обязательства заключить соглашение о разделе продукции по этмоу проекту к следующему заседанию комиссии в феврале 1997 года.

В конце 1998 года партнер "Юганскнефтегаза" по проекту освоения Приобского месторождения - американская компания Амосо была поглощена британской компанией British Petroleum.

В начале 1999 года компания ВР/Амосо официально объявила о своем выходе из участия в проекте освоения Приобского месторождения.

Этническая история Приобского месторождения

С древних времен район месторождения населяли ханты. У хантов были развиты сложные социальные системы, называемые княжествами и к XI-XII вв. у них имелись крупные племенные поселения с укрепленными столицами, которые управлялись князьями и защищались профессиональными войсками.

Первые известные контакты России с данной территорией имели место в X или XI веке. В это время стали развиваться торговые отношения между русским и коренным населением Западной Сибири, которые принесли культурные изменения в жизнь аборигенов. Появились и стали материальной частью жизни хантов железная и керамическая домашняя утварь и ткани. Огромную важность приобрел пушной промысел, как средст во получения этих товаров.

В 1581 году Западная Сибирь была присоединена к России. Князей сменило царское правительство, а налоги плаитились в российскую казну. В XVII веке царские чиновники и служивые люди (казаки) начали селиться на данной территории и контакты между русскими и хантами получили дальнейшее развитие. В результате более тесных контактов русские и ханты начали перенимать атрибуты жизненных укладов друг друга. Ханты начали использовать ружья и капканы, некоторые, по примеру русских, занялись разведением крупного рогатого скота и лошадей. Русские позаимствовали у хантов некоторые приемы охоты и рыбной ловли. Русские приобретали у хантов земли и промысловые угодья и к XVIII веку большая часть хантыйской земли была продана русским поселенцам. Русское культурное влияние расширилось в начале XVIII века с введением христианства. В то же время количество русских продолжало увеличиваться и к концу XVIII века русское население в данном районе по численности превосходило хантов в пять раз. Большинство хантыйских семей заимствовало у русских ведение сельского хозяйства, разведение скота и огородничество.

Ассимиляция хантов в русскую культуру ускорилась с установлением в 1920 году советской власти. Советская политика социальной интеграции принесла в район единую систему образования. Детей хантов обычно отправляли из семей в интернаты на срок от 8 до 10 лет. Многие из них после окончания школы уже не могли вернуться к традиционному укладу жизни, не имея для этого необходимых навыков.

Начавшаяся в 20-х годах коллективизация оказала существенное влияние на этнографический характер территории. В 50-60-х годах началось образование крупных колхозов и несколько небольших поселений исчезло по мере объединения населения в более крупные населенные пункты. К 50-м годам получили распространение смешанные браки между русскими и хантами и почти все ханты, родившиеся после 50-х годов, родились в смешанных браках. С 60-х годов по мере миграции в район русских, украинцев, белоруссов, молдаван, чувашей, башкир, аварцев и представителей других национальностей процент хантов снизился еще больше. В настоящее время ханты составляют немногим меньше 1 процента населения ХМАО.

Помимо хантов, на территории Приобского месторождения проживают манси (33%), ненцы (6%) и селькупы (менее 1%).

Приобское нефтяное месторождение, было открыто в 1982 году скважиной № 151 «Главтюменьгеологии».
Относится к распределённому фонду недр. Лицензия зарегистрирована ООО «Юганскнефгегаз» и НК«Сибнефть-Югра» в 1999 году. Рас-положено на границе Салымского и Лямин-ского нефтегазоносных районов и приурочено к одноимённого локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области. По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изолинией - 2890 м и имеет площадь 400 км2. Фундамент вскрыт скважиной № 409 в интервале глубине 3212 - 3340 м и представлен метаморфизов. породами зеленоватого цве-та. На нём с угловым несогласием и размы-вом залегают отложения нижней юры. Основ-ной платформенный разрез сложен юрски-ми и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. Подошва многолетнемёрзлых пород отмечается на глубине 280 м, кровля - на глубине 100 м. В пределах месторождения выявлены 13 нефтяных залежей пласто-вого, пластово-сводового и литологически экранированного типов, которые связаны с песч. линзами ютерива ибаррелю. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоя-ми глин. Относится к классу уникальных.

Похожие материалы:

1. Презентация формы и методы интерактивного обучения Формы активного и интерактивного обучения презентация
2. Беседа по ознакомлению с окружающим «Что из чего сделано Глина добывается экскаваторами…
3. «Хохломская роспись — это просто»
4. Ультразвуковой контроль сварных швов, и как он проводится Билеты по неразрушающему контролю 2 уровня