Priobskoye vklad Khmao. Ropné pole Priobskoye

Odoslanie dobrej práce do databázy znalostí je jednoduché. Použite nižšie uvedený formulár

Študenti, postgraduálni študenti, mladí vedci, ktorí pri štúdiu a práci využívajú vedomostnú základňu, vám budú veľmi vďační.

Hostené na http://www.allbest.ru/

Úvod

1 Geologická charakteristika poľa Priobskoye

1.1 Všeobecné informácie o vklade

1.2 Litostratigrafický rez

1.3 Tektonická štruktúra

1.4 Obsah oleja

1.5 Charakterizácia nádrže

1.6 Charakteristika zvodnených vrstiev

1.7 Fyzikálne a chemické vlastnosti formovacích kvapalín

1.8 Odhad zásob ropy

1.8.1 Zásoby ropy

2. Hlavné technické a ekonomické ukazovatele rozvoja poľa Priobskoye

2.1 Dynamika hlavných ukazovateľov rozvoja poľa Priobskoye

2.2 Analýza hlavných technických ekonomické ukazovatele rozvoj

2.3 Vývojové prvky ovplyvňujúce prevádzku studne

3. Aplikované metódy zvýšenej regenerácie ropy

3.1 Voľba spôsobu dopadu na zásobník ropy

3.2 Geologické a fyzikálne kritériá použiteľnosti rôznych metód ovplyvňovania Priobskoye pole

3.2.1 Zaplavenie vodou

3.3 Spôsoby ovplyvňovania zóny dna vrtu na stimuláciu produkcie ropy

3.3.1 Ošetrenie kyselinou

3.3.2 Hydraulické štiepenie

3.3.3 Zlepšenie účinnosti perforácie

Záver

Úvod

Ropný priemysel je jednou z najdôležitejších zložiek ruskej ekonomiky, ktorá priamo ovplyvňuje tvorbu rozpočtu krajiny a jej export.

Stav zdrojovej základne ropného a plynárenského komplexu je dnes najakútnejším problémom. Zásoby ropy sa postupne vyčerpávajú, veľké číslo polia sú v záverečnej fáze rozvoja a majú vysoké percento ťažby vody, preto je najnaliehavejšou a prvoradou úlohou vyhľadať a uviesť do prevádzky mladé a perspektívne polia, z ktorých jedným je pole Priobskoye (z hľadiska zásob , je to jedno z najväčších polí v Rusku).

Bilančné zásoby ropy schválené Komisiou pre štátne rezervy pre kategóriu C 1 predstavujú 1827,8 milióna ton, vyťažiteľných 565,0 milióna ton. s faktorom obnovy ropy 0,309, berúc do úvahy zásoby v nárazníkovej zóne pod záplavovými oblasťami riek Ob a Bolshoy Salym.

Bilančné zásoby ropy kategórie C 2 sú 524 073 tis. ton, vyťažiteľné - 48 970 tis. ton, s faktorom výťažnosti ropy 0,093.

Pole Priobskoye má niekoľko charakteristických vlastností:

veľké, viacvrstvové, jedinečné z hľadiska zásob ropy;

neprístupné, vyznačujúce sa výrazným močaristom, na jar a v lete je väčšina územia zaplavená záplavovými vodami;

Poľom preteká rieka Ob, ktorá ho rozdeľuje na pravobrežnú a ľavobrežnú časť.

Oblasť sa vyznačuje zložitou štruktúrou produktívnych horizontov. Priemyselne zaujímavé sú formácie AC10, AC11, AC12. Zásobníky horizontov AC10 a AC11 sú stredne a málo produktívne a AC12 sú anomálne nízko produktívne. Využitie formácie AC12 by malo byť označené ako samostatný vývojový problém, pretože , nádrž AC12 je aj z hľadiska zásob najvýznamnejšou zo všetkých nádrží. Táto charakteristika poukazuje na nemožnosť rozvoja odboru bez aktívneho ovplyvňovania jeho produktívnych vrstiev.

Jedným zo spôsobov riešenia tohto problému je realizácia opatrení na zintenzívnenie ťažby ropy.

1 . Geologická charakteristikaPriobskýMiesto narodenia

1.1 Všeobecné informácie o vklade

Ropné pole Priobskoye sa administratívne nachádza v oblasti Chanty-Mansijsk v Chanty-Mansijsku. autonómnej oblastiŤumenská oblasť.

Pracovná oblasť sa nachádza 65 km východne od mesta Chanty-Mansijsk, 100 km západne od mesta Neftejugansk. V súčasnosti je oblasť jednou z ekonomicky najrozvinutejších v autonómnom okruhu, čo bolo možné vďaka rast objemu geologického prieskumu a ťažby ropy.

Najväčšie blízke polia, ktoré sa rozvíjajú, sú: Salymskoje, ktoré sa nachádza 20 km na východ, Prirazlomnoye, ktoré sa nachádza v bezprostrednej blízkosti, Pravdinskoje, 57 km na juhovýchod.

Juhovýchodne od poľa prechádza plynovod Urengoj - Čeľabinsk - Novopolotsk a ropovod Ust-Balyk-Omsk.

Severná časť oblasti Priobskaja sa nachádza v nive Ob - mladej aluviálnej nížine s akumuláciou pomerne veľkých kvartérnych usadenín. Absolútne reliéfne značky sú 30-55 m. Južná časť územia gravituje do rovinatej nivy na úrovni druhej nivnej terasy so slabo vyjadrenými formami riečnej erózie a akumulácie. Absolútne známky sú tu 46-60 m.

Hydrografickú sieť predstavuje kanál Maly Salym, ktorý tečie v subzemepisnom smere v severnej časti oblasti av tejto oblasti je spojený malými kanálmi Malaya Berezovskaya a Pola s veľkým a plným kanálom Ob Bolshoi Salym. Rieka Ob je hlavnou vodnou cestou regiónu Tyumen. Na území regiónu sa nachádza veľké množstvo jazier, z ktorých najväčšie sú jazero Olevashkina, jazero Karasye, jazero Okunevoe. Močiare sú nepriechodné, do konca januára zamŕzajú a sú hlavnou prekážkou pohybu vozidiel.

Podnebie regiónu je výrazne kontinentálne s dlhými zimami a krátkymi teplými letami. Zima je mrazivá a zasnežená. Najchladnejším mesiacom v roku je január (priemerná mesačná teplota -19,5°C). Absolútne minimum je -52 stupňov C. Najteplejší je júl (priemerná mesačná teplota +17 stupňov C), absolútne maximum je +33 stupňov C. Priemerný ročný úhrn zrážok je 500-550 mm za rok, pričom 75 % spadne v teplom období. Snehová pokrývka vzniká v druhej polovici októbra a trvá do začiatku júna Hrúbka snehovej pokrývky je od 0,7 m do 1,5-2 m. Hĺbka premrznutia pôdy je 1-1,5 m.

Pre posudzované územie sú charakteristické podzolové hlinité pôdy v relatívne vyvýšených oblastiach a rašelinno-podzolovo-bahnité a rašelinové pôdy v mokradiach. V rámci nížin sú aluviálne pôdy riečnych terás prevažne piesčité, miestami ílovité. Zeleninový svet pestrá. Prevláda ihličnatý a zmiešaný les.

Územie sa nachádza v zóne disjunktného výskytu prízemných a reliktných permafrostových hornín. blízky povrch zamrznutá zem ležia na povodiach pod rašeliniskami. Ich hrúbka je riadená hladinou podzemnej vody a dosahuje 10-15 m, teplota je konštantná a blízka 0°C.

V priľahlých územiach (zamrznuté horniny neboli študované na poli Priobskoye) sa permafrost vyskytuje v hĺbkach 140 - 180 m (pole Lyantorskoye). Hrúbka permafrostu je 15-40 m, zriedka viac. Zamrznuté sú častejšie spodné, ílovité, časť Novomikhailovskej a nevýznamná časť Atlymských apartmánov.

Najväčšie osady najbližšie k oblasti práce sú mestá Chanty-Mansijsk, Nefteyugansk, Surgut az menších osád - dediny Seliyarovo, Sytomino, Lempino a ďalšie.

1.2 Litostratigrafickérez

Geologická časť ložiska Priobskoye pozostáva z hrubej vrstvy (viac ako 3 000 m) terigénnych nánosov sedimentárneho krytu mezo-cenozoického veku, ktoré prekrývajú horniny predjurského komplexu, reprezentovaného zvetranou kôrou.

Predjurský vzdelanie (Pz)

V úseku predjurského sledu sa rozlišujú dva štruktúrne stupne. Spodnú, ohraničenú spevnenou kôrou, predstavujú silne dislokované grafito-porfyrity, štrkopiesky a metamorfované vápence. Vrchný stupeň, označený ako intermediárny komplex, tvoria menej dislokované efuzívno-sedimentárne uloženiny permsko-triasového veku s hrúbkou do 650 m.

Jurský systém (J)

Jurský systém je reprezentovaný všetkými tromi oddeleniami: dolným, stredným a horným.

Zahŕňa formácie Ťumen (J1+2), Abalak a Baženov (J3).

vklady Ťumenútvary sa vyskytujú na báze sedimentárneho pokryvu na horninách zvetrávacej kôry s uhlovou a stratigrafickou nekonformitou a sú reprezentované komplexom terigénnych hornín ílovito-piesčito-silnitového zloženia.

Hrúbka nánosov Ťumenskej suity sa pohybuje od 40 do 450 m. V rámci ložiska sú objavené v hĺbkach 2806-2973 m. Ložiská ťumenského súvrstvia sa konformne prekrývajú vrchnojurskými ložiskami súvrstvia Abalak a Baženov. Abalakskaya Súprava je tvorená tmavosivými až čiernymi, lokálne vápnitými, glaukonitovými slieňovými kameňmi s vložkami prachovcov v hornej časti rezu. Hrúbka suity sa pohybuje od 17 do 32 m.

vklady Baženov súvrstvia sú zastúpené tmavosivými, takmer čiernymi, bitúmenovými opukami s interkaláciami slabo slienitých opukov a organicko-hlinito-karbonátových hornín. Hrúbka suity je 26-38 m.

Kriedový systém (K)

Ložiská kriedového systému sú vyvinuté všade a sú zastúpené horným a dolným úsekom.

Suity Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov a Chanty-Mansi sú rozlíšené zdola nahor a suity Chanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov a Gankin v hornej časti.

Spodná časť akhskoy Súvrstvie (K1g) je zastúpené najmä slienami s podriadenými tenkými medzivrstvami prachovcov a pieskovcov, združených v achimovskom slede.

V hornej časti súvrstvia Akh vyniká zostarnutý člen jemne vymývaných, tmavosivých, približujúcich sa šedých pimských ílov.

Celková hrúbka súvrstvia sa pohybuje od západu na východ od 35 do 415 m. V úsekoch situovaných na východ je na túto vrstvu obmedzená skupina vrstiev BS1-BS12.

Incízia Čerkašin suita (K1g-br) je reprezentovaná rytmickým striedaním sivých ílov, prachovcov a prachových pieskovcov. Posledne menované v rámci poľa, ako aj pieskovce, sú komerčne ropné a vynikajú vo vrstvách AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Hrúbka suity sa pohybuje od 290 do 600 m.

Hore sú tmavosivé až čierne íly. alym suity (K1a), v hornej časti s medzivrstvami živičných kalov, v dolnej časti - prachovce a pieskovce. Hrúbka suity sa pohybuje od 190 do 240 m. Íly sú regionálnym krytom uhľovodíkových ložísk v celom ropnom a plynárenskom regióne Sredneobskaja.

Vikulovská suita (K1a-al) pozostáva z dvoch subformácií.

Spodná je prevažne ílovitá, vrchná je piesočnato-ílovitá s prevahou pieskovcov a prachovcov. Formácia je charakterizovaná prítomnosťou rastlinných zvyškov. Hrúbka suity sa pohybuje od 264 m na západe do 296 m na severovýchode.

Chanty-Mansijsk suitu (K1a-2s) predstavuje nerovnomerné prelínanie piesčito-hlinitých hornín s prevahou prvých v hornej časti úseku. Horniny tohto komplexu sa vyznačujú množstvom uhlíkatého odpadu. Hrúbka suity sa pohybuje od 292 do 306 m.

Uvatskaja súprava (K2s) je reprezentovaná nerovnomerným zaliatím pieskov, prachovcov a pieskovcov. Útvar je charakterizovaný prítomnosťou zuhoľnatených a železitých zvyškov rastlín, uhlíkatého detritu a jantáru. Hrúbka súvrstvia je 283-301 m.

Bercovskaja súvrstvie (K2k-st-km) sa delí na dve podútvary. Spodný, pozostávajúci z ílov, sivého montmorellonitu, s opokovitými medzivrstvami, hrubý od 45 do 94 m, a vrchný, reprezentovaný sivými, tmavosivými, kremitými, piesčitými ílmi, hrubými 87-133 m.

Gankinskaja súprava (K2mP1d) pozostáva zo sivých, zelenkavosivých ílov prechádzajúcich do slieň s glaukonitovými zrnami a konkréciami sideritov. Jeho hrúbka je 55-82m.

Paleogénny systém (P2)

Paleogénny systém zahŕňa horniny formácií Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky a Turtas. Prvé tri sú morské ložiská, ostatné sú kontinentálne.

Talitskaja súvrstvie je zložené z vrstvy tmavosivých ílov, v niektorých oblastiach prachovité. Sú tam peritizované zvyšky rastlín a rybie šupiny. Hrúbka súvrstvia je 125-146 m.

Lyulinvorskaja súpravu predstavujú žltozelené íly, v spodnej časti rezu často opokoidné s medzivrstvami baniek. Hrúbka súvrstvia je 200-363 m.

Tavdinskaja Súprava, ktorá dopĺňa úsek morského paleogénu, je tvorená sivými, modrosivými ílmi s prachovými medzivrstvami. Hrúbka suity je 160-180 m.

Atlymská súvrstvie tvoria kontinentálne aluviálno-morské usadeniny, pozostávajúce z pieskov, sivých až bielych, prevažne kremeňa s medzivrstvami hnedého uhlia, ílov a prachovcov. Hrúbka suity je 50-60 m.

Novomikhajlovskaja suita - reprezentovaná nerovnomerným prelínaním sivých, jemnozrnných, kremenno-živcových pieskov so sivými a hnedosivými ílmi a prachovcami s medzivrstvami pieskov a hnedých uhlia. Hrúbka útvaru nepresahuje 80 m.

Turtaská súpravu tvoria zelenošedé íly a prachovce, tenko uložené medzivrstvami diatomitov a kremenno-glaukonitových pieskov. Hrúbka suity je 40-70 m.

Kvartérny systém (Q)

Je prítomný všade a je zastúpený v spodnej časti striedaním pieskov, ílov, hlín a piesočnatých hlín, v hornej časti - močiarnou a jazernou faciou - silty, íly a piesčité hliny. Celková hrúbka je 70-100 m.

1.3 Tektonickéštruktúru

Štruktúra Ob sa nachádza v spojovacej zóne depresie Chanty-Mansi, Ljaminského megažľabu a zdvihových skupín Salym a West Lempa. Štruktúry prvého rádu sú komplikované vydutými a kupolovitými vyvýšeninami druhého rádu a oddelenými lokálnymi antiklinálnymi štruktúrami, ktoré sú predmetom prieskumu a prieskumu ropy a plynu.

Moderný stavebný plán predjurského suterénu bol študovaný z reflexného horizontu „A“. Na štruktúrnej mape pozdĺž reflexného horizontu "A" sú zobrazené všetky konštrukčné prvky. V juhozápadnej časti regiónu - Seliyarovskoe, West Sachalinskoe, Svetloye zdvihy. V severozápadnej časti - East Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, čo komplikuje východný svah západnej Lempinskej zóny zdvihu. V centrálnej časti - Západosachalinský žľab, na východ od neho vyvýšeniny Gorshkov a Sachalin, ktoré komplikujú Sredne-Lyaminské vlnenie a Sachalinský štrukturálny nos.

Na reflexnom horizonte "Db", obmedzenom na vrchol člena Bystrinskaya, sú vysledované štruktúry Priobskoe kupolovitého tvaru, Západné Priobskoe s nízkou amplitúdou, Západná Sachalinskaja, Novoobskaja. Na západe oblasti sa črtá vyvýšenie Chanty-Mani. Severne od Priobského výzdvihu vyčnieva Light lokálny výzdvih. V južnej časti poľa v oblasti studne. 291 Podmienečne sa rozlišuje bezmenné pozdvihnutie. Východná Seliyarovská vyvýšená zóna v skúmanej oblasti je vymedzená neuzavretou seizmickou izohypsou - 2280 m. V blízkosti vrtu 606 je možné vysledovať izometrickú štruktúru s nízkou amplitúdou. Oblasť Seliyarovskaya je pokrytá riedkou sieťou seizmických profilov, na základe ktorých možno podmienene predpovedať pozitívnu štruktúru. Selyarovskoe zdvih je potvrdený štrukturálnym plánom pozdĺž reflexného horizontu "B". Kvôli zlému štúdiu západnej časti oblasti, seizmickému prieskumu, na sever od štruktúry Seliyarovskaya sa bežne rozlišuje kupolovitý bezmenný zdvih.

1.4 Obsah oleja

Na poli Priobskoye pokrýva ropný stupeň ložiská sedimentárneho krytu značnej hrúbky od strednej jury po aptský vek a je viac ako 2,5 km.

Nekomerčné prítoky ropy a jadro so znakmi uhľovodíkov boli získané z ložísk formácií Ťumen (formácia Yu 1 a Yu 2) a Bazhenov (formácia Yu 0). Vzhľadom na obmedzený počet dostupných geologických a geofyzikálnych materiálov nie je štruktúra ložísk dodnes dostatočne podložená.

Komerčná ropná kapacita bola zriadená v neokomických formáciách skupiny AS, kde je sústredených 90 % preskúmaných zásob. Hlavné produktívne vrstvy sú uzavreté medzi ílovými jednotkami Pimskaya a Bystrinskaya. Ložiská sú obmedzené na šošovkovité pieskové telesá vytvorené v šelfových a klinoformných neokomických ložiskách, ktorých výdatnosť nie je riadená moderným stavebným plánom a je determinovaná prakticky len prítomnosťou produkčných nádrží v úseku. Neprítomnosť formovacej vody počas mnohých testov v produktívnej časti úseku dokazuje, že ropné usadeniny spojené s vrstvami týchto obalov sú uzavreté šošovkovité telesá úplne naplnené olejom a obrysy usadenín pre každú piesčitú vrstvu sú určené hranice jeho distribúcie. Výnimkou je nádrž AC 7, kde boli prítoky formačnej vody získavané z pieskových šošoviek naplnených vodou.

V rámci produktívnych neokomických ložísk bolo identifikovaných 9 odhadovaných objektov: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS. 7. Ložiská vrstiev AC 7, AC 9 nie sú predmetom priemyselného záujmu.

Geologický profil je znázornený na obrázku 1.1

1.5 Charakterizáciaproduktívnyvrstvy

Hlavné zásoby ropy na poli Priobskoye sú sústredené v neokomických ložiskách. Znakom geologickej štruktúry ložísk spojených s neokomickými horninami je to, že majú mega-krížovo vrstvenú štruktúru v dôsledku ich vzniku v podmienkach bočného vypĺňania pomerne hlbokej morskej panvy (300 - 400 m) v dôsledku odstraňovania detritu. terigénny materiál z východu a juhovýchodu. K vzniku neokomického megakomplexu sedimentárnych hornín došlo v celom rade paleogeografických podmienok: kontinentálna sedimentácia, pobrežno-morská, šelfová a veľmi pomalá sedimentácia na otvorenom hlbokom mori.

Ako sa pohybujeme z východu na západ, je tu svah (vzhľadom na formáciu Bazhenov, ktorá je regionálnym meradlom) ílovitých okorenených obalov (zonálne meradlo) a piesčito-bahnitých skál obsiahnutých medzi nimi.

Podľa zistení špecialistov ZapSibNIGNI na peľ fauny a spór, vybraných z ílov v intervale výskytu člena Pimska, sa vek týchto ložísk ukázal ako hauterivský. Všetky vrstvy, ktoré sú nad členom Pimsk. Preto boli formácie BS 1-5 indexované ako skupina AS na poli Priobskoye preindexované na AS 7-12.

Pri výpočte zásob v megakomplexe produktívnych neokomických ložísk bolo identifikovaných 11 produktívnych vrstiev: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, AC10/1, AC10/0, AC9, AC7.

Nádržová jednotka AS 12 leží na základni megakomplexu a je formáciou najhlbšou časťou. V skladbe sú identifikované tri vrstvy AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0, ktoré sú na väčšine plochy navzájom oddelené relatívne konzistentnými ílmi, ktorých hrúbka sa pohybuje od 4 do 10 m. .

Ložiská súvrstvia AS 12/3 sú obmedzené na monoklinálny prvok (štrukturálny nos), v rámci ktorého sú nízkoamplitúdové zdvihy a depresie s prechodovými zónami medzi nimi.

Hlavné ložisko AS12/3 bolo objavené v hĺbkach 2620-2755m a je litologicky tienené zo všetkých strán. Plošne zaberá centrálnu terasovitú, najviac vyvýšenú časť nosa konštrukcie a je orientovaný z juhozápadu na severovýchod. Hrúbka nasýtená olejom sa pohybuje od 12,8 m do 1,4 m. Prietoky ropy sa pohybujú od 1,02 m 3 /deň, Hd=1239 m do 7,5 m 3 /deň pri Hd=1327 m. Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 25,5 km x 7,5 km, výška je 126 m.

Ložisko AS 12/3 bolo objavené v hĺbkach 2640-2707 m a je obmedzené na Chanty-Mansijský lokálny výzdvih a zónu jeho východného poklesu. Nádrž je riadená zo všetkých strán zónami výmeny nádrží. Produkcia ropy je nízka a dosahuje 0,4 – 8,5 m 3 /deň pri rôznych dynamických úrovniach. Najvyššia značka v oblúku je stanovená na -2640 m a najnižšia na (-2716 m). Veľkosť ložiska je 18 x 8,5 km, výška 76 m. Typ je litologicky tienený.

Hlavné ložisko AS12/1-2 je najväčšie v obore. Odhalený v hĺbkach 2536-2728 m. Je ohraničený monoklinou komplikovanou lokálnymi zdvihmi malej amplitúdy s prechodovými zónami medzi nimi. Na troch stranách je štruktúra obmedzená litologickými clonami a iba na juhu (do Vostochno-Frolovskaja oblasti) majú nádrže tendenciu sa rozvíjať. Ropom nasýtené hrúbky sa pohybujú v širokom rozmedzí od 0,8 do 40,6 m, pričom pásmo maximálnych mocností (viac ako 12 m) pokrýva centrálnu časť ložiska, ako aj východnú časť. Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 45 km x 25 km, výška je 176 m.

V súvrství AS 12/1-2 boli objavené ložiská 7,5 x 7 km vysoké 7 m a 11 x 4,5 km vysoké 9 m. Obe ložiská sú litologicky tieneného typu.

Formácia AC 12/0 má menšiu rozvojovú zónu. Hlavné ložisko AS 12/0 je šošovkovité teleso orientované z juhozápadu na severovýchod. Jeho rozmery sú 41 x 14 km, výška je 187 m. Výdatnosť ropy sa pohybuje od niekoľkých m 3 /deň pri dynamických hladinách až po 48 m 3 /deň.

Uzáver horizontu AS 12 je tvorený hrubou (až 60 m) vrstvou ílovitých hornín.

Nad sekciou sa nachádza jednotka produkčných vrstiev AS 11, ktorá zahŕňa AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Posledné tri sú spojené do jedného spočítateľného objektu, ktorý má veľmi zložitú štruktúru z hľadiska sekcie aj plochy. Vo vývojových zónach nádrží, gravitujúcich k prímorským oblastiam, sú pozorované najvýznamnejšie hrúbky horizontu s tendenciou zväčšovať sa na severovýchod (do 78,6 m). Na juhovýchode je tento horizont zastúpený len súvrstvím AS 11/2, v centrálnej časti - súvrstvím AS 11/3, na severe - súvrstvím AS 11/2-4.

Hlavné ložisko AS11/1 je druhým najväčším ložiskom v poli Priobskoye. Vrstva AC11/1 je vyvinutá v blízkom meridionálnom vzdúvavom zdvihu, ktorý komplikuje monoklinu. Na troch stranách je ložisko obmedzené ílovými zónami a na juhu je hranica nakreslená podmienene. Veľkosť hlavného ložiska je 48 x 15 km, výška je 112 m. Výdatnosť ropy sa pohybuje od 2,46 m 3 /deň pri dynamickej hladine 1195 m až 11,8 m 3 /deň.

Nádrž AS 11/0 bola identifikovaná ako izolované šošovkovité telesá na severovýchode a juhu. Jeho hrúbka je od 8,6 m do 22,8 m. Prvé ložisko má rozmery 10,8 x 5,5 km, druhé 4,7 x 4,1 km. Obidve ložiská sú litologicky tieneného typu. Vyznačujú sa prítokmi ropy od 4 do 14 m 3 /deň na dynamickej úrovni. Horizont AC 10 bol objavený takmer všetkými vrtmi a pozostáva z troch vrstiev AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Hlavné ložisko AS 10/2-3 bolo objavené v hĺbkach 2427-2721 m a nachádza sa v južnej časti ložiska. Ložisko je litologicky preosievané, rozmery sú 31 x 11 km, výška do 292 m. Hrúbky ropou sa pohybujú od 15,6 m do 0,8 m.

Hlavné ložisko AS10/1 bolo objavené v hĺbkach 2374-2492 m. Veľkosť ložiska je 38 x 13 km, výška do 120 m. Južná hranica je zakreslená podmienene. Hrúbka nasýtenej ropou sa pohybuje od 0,4 do 11,8 m. Prítoky bezvodej ropy sa pohybovali od 2,9 m 3 /deň pri dynamickej úrovni 1064 m až 6,4 m 3 /deň.

Úsek formácie AS 10 dopĺňa produktívna formácia AS 10/0, v rámci ktorej boli identifikované tri ložiská umiestnené vo forme reťazca submeridiálneho úderu.

Horizont AC 9 má obmedzenú distribúciu a je prezentovaný vo forme samostatných fasciálnych zón nachádzajúcich sa v severovýchodnej a východnej časti štruktúry, ako aj v oblasti juhozápadného poklesu.

Neokomické produktívne ložiská dopĺňa vrstva AC 7, ktorá má mozaikový vzor v rozložení ropných a vodných polí.

Východné ložisko, rozlohou najväčšie, bolo objavené v hĺbkach 2291-2382 m. Je orientované z juhozápadu na severovýchod. Prítoky ropy sú 4,9-6,7 m 3 /deň pri dynamických hladinách 1359-875 m. Hrúbka ropou sa pohybuje od 0,8 do 67,8 m. Veľkosť ložiska je 46 x 8,5 km, výška je 91 m.

Celkovo bolo v teréne objavených 42 ložísk. Hlavné ložisko v súvrství AS 12/1-2 (1018 km 2) má maximálnu plochu, minimum (10 km 2) je ložisko v súvrství AS 10/1.

Súhrnná tabuľka parametrov nádrže v rámci produkčnej oblasti

Tabuľka 1.1

hĺbka, m	Priemerná hrúbka	OTVORENÉ Pórovitosť. %	Sýtosť oleja..%	Koeficient drsnosť	rozkúskovanie

geologické ťažobné pole ložisko ropy

1.6 Charakterizáciavodonosné vrstvykomplexy

Pole Priobskoye je súčasťou hydrodynamického systému západosibírskej artézskej panvy. Jeho zvláštnosťou je prítomnosť vodoodolných ílovitých nánosov oligocénu-turónu, ktorých hrúbka dosahuje 750 m, rozdeľujúcich mezo-cenozoický úsek na horné a spodné hydrogeologické poschodie.

Horné poschodie spája turónsko-kvartérne sedimenty a vyznačuje sa voľnou výmenou vody. Z hydrodynamického hľadiska je podlaha vodonosná vrstva, ktorej podzemná voda a medzivrstvová voda sú vzájomne prepojené.

Zloženie horného hydrogeologického stupňa zahŕňa tri zvodnené vrstvy:

1- Kvartérna vodonosná vrstva;

2 - vodonosná vrstva Novomikhajlovských ložísk;

3 - vodonosná vrstva ložísk Atlym.

Porovnávacia analýza zvodnených vrstiev ukázala, že zvodnenú vrstvu Atlym možno považovať za hlavný zdroj veľkého centralizovaného zásobovania domácností a pitnej vody. Vzhľadom na výrazné zníženie prevádzkových nákladov však možno odporučiť Novomichajlovský horizont.

Spodný hydrogeologický stupeň predstavujú cenomansko-jurské uloženiny a zaplavené horniny hornej časti predjurského podložia. Zapnuté veľké hĺbky v prostredí ťažkých, miestami takmer stojatých podmienok vznikajú termálne vysoko mineralizované vody, ktoré majú vysokú plynatosť a zvýšenú koncentráciu stopových prvkov. Spodné poschodie sa vyznačuje spoľahlivou izoláciou zvodnených vrstiev od povrchových prírodných a klimatických faktorov. V jeho časti sa rozlišujú štyri vodonosné komplexy. Všetky komplexy a aquicludes je možné vysledovať na značnú vzdialenosť, ale zároveň sa na poli Priobskoye pozoruje ílenie druhého komplexu.

Podzemná voda aptsko-cenomanského komplexu je široko využívaná na zaplavovanie ropných nádrží v oblasti stredného Ob. Vody sa vyznačujú nízkou korozívnosťou v dôsledku absencie sírovodíka a kyslíka v nich.

1.7 Fyzikálne a chemickévlastnostinádržtekutiny

Zásobníkové oleje v produktívnych formáciách AC10, AC11 a AC12 nemajú významné rozdiely vo svojich vlastnostiach. Charakter zmeny fyzikálnych vlastností olejov je typický pre ložiská, ktoré nemajú prístup k povrchu a sú obklopené okrajovou vodou. V podmienkach zásobníka ropy so stredným nasýtením plynom je saturačný tlak 1,5-2 krát nižší ako tlak v zásobníku (vysoký stupeň krížového zovretia).

Experimentálne údaje o variabilite ropy pozdĺž úseku ťažobných zariadení poľa naznačujú miernu heterogenitu ropy v rámci ložísk.

Oleje nádrží AC10, AC11 a AC12 sú blízko seba, ľahší olej v nádrži AC11, molárny podiel metánu v ňom je 24,56%, celkový obsah uhľovodíkov С2Н6 -С5Н12 je 19,85%. Oleje všetkých formácií sa vyznačujú prevahou normálneho butánu a pentánu nad izomérmi.

Množstvo ľahkých uhľovodíkov CH4 - C5H12 rozpustených v odplynených olejoch je 8,2-9,2%.

Ropný plyn štandardnej separácie je vysokotučný (obsah tuku viac ako 50), molárny podiel metánu v ňom je 56,19 (vrstva AS10) - 64,29 (vrstva AS12). Množstvo etánu je oveľa menšie ako množstvo propánu, pomer C2H6/C3H8 je 0,6, čo je typické pre plyny ropných ložísk. Celkový obsah butánov je 8,1-9,6%, pentánov 2,7-3,2%, ťažkých uhľovodíkov С6Н14 + vyššie 0,95-1,28%. Množstvo oxidu uhličitého a dusíka je malé, asi 1 %.

Odplynené oleje všetkých formácií sú sírne, parafínové, nízkoživičné, strednej hustoty.

Olej zásobníka AC10 je strednej viskozity, s obsahom frakcií do 350_C viac ako 55%, oleje zásobníkov AC11 a AC12 sú viskózne, s obsahom frakcií do 350_C od 45% do 54,9%.

Technologický kód pre oleje formácie AS10-II T1P2, AS11 a AS12-II formácie T2P2.

Odhad parametrov určených jednotlivými charakteristikami olejov a plynov bol realizovaný v súlade s najpravdepodobnejšími podmienkami pre zber, prípravu a prepravu ropy v teréne.

Podmienky separácie sú nasledovné:

1 stupeň - tlak 0,785 MPa, teplota 10_C;

2 stupňový - tlak 0,687 MPa, teplota 30_C;

3 stupňový - tlak 0,491 MPa, teplota 40_C;

4. stupeň - tlak 0,103 MPa, teplota 40_C.

Porovnanie priemerných hodnôt pórovitosti a priepustnosti nádrževrstvy AC10-AC12 podľa jadra a ťažby dreva

Tabuľka 1.2


					vzorky

1.8 Odhad zásob ropy

Odhad zásob ropy v poli Priobskoye sa vykonal ako celok pre nádrže bez rozlišovania podľa ložísk. Vzhľadom na absenciu formačných vôd v litologicky obmedzených ložiskách boli zásoby vypočítané pre čisto ropné zóny.

Bilančné zásoby ropy v poli Priobskoye boli odhadnuté volumetrickou metódou.

Základom pre výpočet modelov nádrží boli výsledky interpretácie ťažby dreva. Zároveň boli ako hraničné hodnoty nádrž-nezdrže brané tieto odhady parametrov nádrže: K op 0,145, priepustnosť 0,4 mD. Z nádrží a následne aj z výpočtu zásob boli vylúčené zóny nádrží, v ktorých boli hodnoty týchto parametrov nižšie ako štandardné.

Pri výpočte zásob bola použitá metóda násobenia máp troch hlavných výpočtových parametrov: efektívna hrúbka ropy, koeficienty otvorenej pórovitosti a saturácia ropy. Efektívny nasýtený objem ropy bol vypočítaný samostatne pre kategórie zásob.

Rozdelenie kategórií zásob sa uskutočnilo v súlade s „Klasifikáciou zásob ložísk...“ (1983) . V závislosti od stupňa poznania ložísk poľa Priobskoye sa zásoby ropy a rozpusteného plynu v nich počítajú v kategóriách B, C 1 , C 2 . Zásoby kategórie B boli identifikované v rámci posledných vrtov výrobných radov na ľavobrežnej vŕtanej časti poľa. Zásoby kategórie C 1 boli identifikované v oblastiach študovaných prieskumnými vrtmi, v ktorých boli získané komerčné prítoky ropy alebo boli dostupné pozitívne informácie o ťažbe vrtov. Zásoby v neprebádaných zónach ložísk boli zaradené do kategórie C 2 . Hranica medzi kategóriami C 1 a C 2 bola nakreslená vo vzdialenosti dvojitého kroku operačnej siete (500 x 500 m), ako je uvedené v „Klasifikácii ...“.

Odhad zásob bol ukončený vynásobením získaných objemov ropou nasýtených ložísk pre každú vrstvu a v rámci vybraných kategórií hustotou ropy odplynenej pri postupnej separácii ropy a konverzným faktorom. Treba poznamenať, že sa trochu líšia od tých, ktoré boli predtým akceptované. Je to spôsobené jednak vylúčením vrtov nachádzajúcich sa ďaleko mimo licencovaného územia z výpočtov a jednak zmenami v indexácii nádrží v jednotlivých prieskumných vrtoch v dôsledku novej korelácie produktívnych ložísk.

Prijaté výpočtové parametre a získané výsledky výpočtu zásob ropy a sú uvedené nižšie.

1.8.1 Zásobyoleja

K 01.01.98 sú zásoby ropy VGF uvedené vo výške:

Využiteľných 613 380 tisíc ton.

Využiteľných 63718 tisíc ton.

Využiteľných 677098 tisíc ton.

Zásoby ropy podľa zásobníkov

Tabuľka 1.3


súvahy	súvahy	Extrakt.	Súvaha	Extrakt.

Na vŕtanej časti ľavobrežnej časti poľa Priobskoye sa uskutočnila strana výpočtu rezerv Yuganskneftegaz JSC.

Vo vŕtanej časti je sústredených 109 438 tisíc ton. zostatok a 31131 tisíc ton. vyťažiteľné zásoby ropy pri faktore obnovy ropy 0,284.

Pre vŕtanú časť sú zásoby rozdelené podľa vrstiev takto:

Zostatok vrstvy AC10 50 %

Obnoviteľné 46 %

Plast AS11 zostatok 15 %

Obnoviteľných 21 %

Zostatok vrstvy AC12 35 %

Obnoviteľných 33 %

V posudzovanom území je hlavný objem zásob sústredený vo vrstvách AS10 a AS12. Táto oblasť obsahuje 5,5 % zásob ropy. 19,5 % zásob formácie AC10; 2,4 % - AC11; 3,9 % - AC12.

Priobskoem / r (ľavý brehčasť)

ZásobyolejaAutor:zónuvykorisťovanie

Tabuľka 1.4

		Zásoby ropy, tisíce ton	CIN zdieľa jednotky.
		súvahy	vymáhateľné

*) Pre časť územia kategórie C1, z ktorej sa ropa vyrába

2 . Spôsoby ťažby, používané zariadenia

Vývoj každého výrobného objektu AS 10 , AS 11 , AS 12 bol realizovaný s umiestnením vrtov podľa lineárneho trojradového trojuholníkového vzoru s hustotou mriežky 25 ha/vrt, s vŕtaním všetkých vrtov až po AS. 12 formácia.

V roku 2007 SibNIINP pripravil „Dodatok k technologická schéma pilotnej zástavby ľavobrežnej časti poľa Priobskoje vrátane záplavového úseku N4“, v ktorej boli vykonané úpravy pre zástavbu ľavobrežnej časti poľa s napojením na prácu nových podložiek N140 a 141 v záplavovej časti poľa.V súlade s týmto dokumentom bola realizovaná realizácia blokového trojradového systému (hustota siete - 25 ha/vrt) s prechodom v budúcnosti v neskoršom štádiu výstavby na blokový uzavretý. systém.

Dynamiku hlavných technicko-ekonomických ukazovateľov vývoja uvádza tabuľka 2.1

2. 1 DynamikahlavnýukazovatelerozvojPriobskýMiesto narodenia

tabuľka 2.1

2. 2 Analýzahlavnýtechnické a ekonomickéukazovatelerozvoj

Dynamika vývojových ukazovateľov na základe tabuľky 2.1 je znázornená na obr. 2.1.

Pole Priobskoye sa rozvíjalo od roku 1988. Počas 12 rokov vývoja, ako je vidieť z tabuľky 3, produkcia ropy neustále rástla.

Ak v roku 1988 to bolo 2300 ton ropy, tak do roku 2010 to bolo 1485000 ton, tekutá produkcia sa zvýšila z 2300 na 1608000 ton.

Kumulatívna produkcia ropy tak do roku 2010 predstavovala 8583,3 tisíc ton. (tabuľka 3.1).

Od roku 1991 boli na udržanie tlaku v nádrži uvedené do prevádzky injektážne vrty a začalo sa so vstrekovaním vody. Ku koncu roka 2010 bola zásoba injektážnych vrtov 132 vrtov a injektáž vody vzrástla zo 100 na 2362 tisíc ton. do roku 2010. S nárastom vstrekovania sa zvyšuje priemerný prietok prevádzkových vrtov pre ropu. Do roku 2010 sa prietok zvyšuje, čo sa vysvetľuje tým správna voľba množstvo vstreknutej vody.

Taktiež od momentu uvedenia vstrekovacieho fondu do prevádzky začína rast výpadku vody vo výrobe a do roku 2010 dosahuje úroveň - 9,8 %, prvých 5 rokov je výpadok vody 0 %.

K roku 2010 bol fond ťažby vrtov 414 vrtov, z toho 373 vrtov produkujúcich produkty mechanizovaným spôsobom Do roku 2010 bola kumulatívna produkcia ropy 8583,3 tis. ton. (tabuľka 2.1).

Pole Priobskoye je jedným z najmladších a najsľubnejších v západnej Sibíri.

2.3 Zvláštnostivývoj,ovplyvňovanienavykorisťovaniestudne

Pole sa vyznačuje nízkymi prietokmi vrtu. Hlavnými problémami rozvoja poľa bola nízka výdatnosť ťažobných vrtov, nízka prirodzená (bez rozrušovania útvarov injektovanou vodou) injektivita injektážnych vrtov, ako aj zlé prerozdelenie tlaku na ložiská pri udržiavaní tlaku v nádrži (v dôsledku slabé hydrodynamické prepojenie jednotlivých úsekov nádrží). Využitie formácie AS 12 treba vyzdvihnúť ako samostatný problém rozvoja terénu. V dôsledku nízkych prietokov musí byť veľa vrtov v tejto formácii odstavených, čo môže viesť k zachovaniu významných zásob ropy na neurčito. Jedným zo smerov riešenia tohto problému v zostave AS 12 je realizácia opatrení na zintenzívnenie ťažby ropy.

Pole Priobskoye sa vyznačuje zložitou štruktúrou produktívnych horizontov z hľadiska plochy aj sekcie. Zásobníky horizontov AS 10 a AS 11 sú stredne a nízko produktívne a AS 12 sú abnormálne nízko produktívne.

Geologické a fyzikálne charakteristiky produkčných vrstiev poľa naznačujú nemožnosť rozvoja poľa bez aktívneho ovplyvňovania jeho produkčných vrstiev a bez použitia metód stimulácie produkcie.

Potvrdzujú sa tak skúsenosti z rozvoja prevádzkovej časti ľavobrežnej časti.

3 . Aplikované metódy zvýšenej regenerácie ropy

3.1 VoľbametódavplyvnaolejaZáloha

Voľba metódy ovplyvňovania ložísk ropy je daná množstvom faktorov, z ktorých najvýznamnejšie sú geologické a fyzikálne vlastnosti ložísk, technologické možnosti implementácie metódy v danom poli, resp. ekonomické kritériá. Vyššie uvedené spôsoby stimulácie tvorby majú početné modifikácie a vo svojom jadre sú založené na obrovskom súbore zložení použitých pracovných činidiel. Preto pri analýze existujúcich stimulačných metód má zmysel predovšetkým využiť skúsenosti s rozvojom polí v západnej Sibíri, ako aj polí v iných regiónoch s vlastnosťami nádrže podobnými poľu Priobskoye (predovšetkým nízka priepustnosť nádrže) a formácia. tekutiny.

Z metód zintenzívnenia ťažby ropy ovplyvňovaním zóny dna vrtu sú najpoužívanejšie:

hydraulické štiepenie;

kyslé ošetrenie;

fyzikálne a chemické úpravy rôznymi činidlami;

termofyzikálne a termochemické úpravy;

pulzný náraz, vibroakustický a akustický dopad.

3.2 Geologické a fyzikálne kritériá použiteľnosti rôznych stimulačných metód v poli Priobskoye

Hlavné geologické a fyzikálne charakteristiky poľa Priobskoye na posúdenie použiteľnosti rôznych metód vplyvu sú:

hĺbka produktívnych vrstiev - 2400-2600 m,

ložiská sú litologicky skrínované, prirodzený režim je elasticky uzavretý,

hrúbka spojov AS 10, AS 11 a AS 12 je až 20,6, 42,6 a 40,6 m.

počiatočný tlak v nádrži - 23,5-25 MPa,

teplota nádrže - 88-90 0 С,

nízka priepustnosť nádrže, priemerné hodnoty podľa výsledkov jadrovej štúdie - pre vrstvy AC 10, AC 11 a AC 12, v tomto poradí, 15,4, 25,8, 2,4 mD,

vysoká laterálna a vertikálna heterogenita nádrže,

hustota oleja v nádrži - 780-800 kg / m 3,

viskozita formovacieho oleja - 1,4-1,6 mPa*s,

tlak nasýtenia oleja 9-11 MPa,

olej nafténového radu, parafínový a nízkoživičný.

Porovnanie prezentovaných údajov so známymi kritériami efektívna aplikácia metódy stimulácie formácie, možno poznamenať, že aj bez podrobná analýza, z vyššie uvedených metód pre pole Priobskoye možno vylúčiť tepelné metódy a zaplavenie polymérom (ako spôsob vytláčania ropy z nádrží). Tepelné metódy sa používajú pre ložiská s vysokoviskóznymi olejmi a v hĺbkach do 1500-1700 m. Polymérové zaplavenie sa prednostne používa v nádržiach s priepustnosťou väčšou ako 0,1 µm 2 na vytlačenie ropy s viskozitou 10 až 100 mPa * s a pri teplotách do 90 0 С (pre vyššie teploty sa používajú drahé špeciálne polyméry).

3.2.1 Zaplavenie vodou

Skúsenosti z rozvoja domácich a zahraničných oblastí ukazujú, že zavodnenie je pomerne efektívny spôsob ovplyvňovania nádrží s nízkou priepustnosťou pri prísnom dodržiavaní nevyhnutné požiadavky k technológii na jeho realizáciu.

Medzi hlavné dôvody, ktoré spôsobujú zníženie účinnosti zaplavovania útvarov s nízkou priepustnosťou, patria:

zhoršenie filtračných vlastností horniny v dôsledku:

napučiavanie ílových zložiek horniny pri kontakte s injektovanou vodou,

zanesenie kolektora jemnými mechanickými nečistotami v vstrekovanej vode,

vyzrážanie soľných usadenín v poréznom médiu nádrže počas chemickej interakcie injektovanej a formovacej vody,

zníženie krytia zdrže zatopením v dôsledku tvorby puklín okolo injektážnych vrtov a ich šírenia do hĺbky zdrže (pri nesúvislých nádržiach je možné aj mierne zväčšiť krytie zdrže pozdĺž úseku),

Významná citlivosť na charakter zmáčavosti hornín injektovaným činidlom Významné zníženie priepustnosti nádrže v dôsledku zrážania parafínu.

Prejav všetkých týchto javov v nádržiach s nízkou priepustnosťou spôsobuje výraznejšie následky ako v horninách s vysokou priepustnosťou.

Aby sa eliminoval vplyv týchto faktorov na proces zaplavovania, vhodné technologické riešenia: optimálne mriežky studní a technologické režimy prevádzky studní, vstrekovanie vody požadovaného druhu a zloženia do nádrží, jej vhodná mechanická, chemická a biologická úprava, ako aj pridávanie špeciálnych komponentov do vody.

V prípade poľa Priobskoye by sa za hlavnú metódu úpravy malo považovať zaplavenie.

Použitie roztokov povrchovo aktívnych látok v teréne bol odmietnutý, predovšetkým kvôli nízkej účinnosti týchto činidiel v nádržiach s nízkou priepustnosťou.

Pre pole Priobskoye a alkalické zaplavenie nemožno odporučiť z nasledujúcich dôvodov:

Hlavným je prevládajúci štruktúrny a vrstevnatý ílovitý obsah nádrží. Ílové agregáty sú zastúpené kaolinitom, chloritanom a hydromikou. Interakcia alkálie s ílovým materiálom môže viesť nielen k napučiavaniu hliny, ale aj k zničeniu horniny. Alkalický roztok s nízkou koncentráciou zvyšuje koeficient napučiavania ílov 1,1 až 1,3-krát a znižuje priepustnosť horniny 1,5-2-krát v porovnaní so sladkou vodou, čo je rozhodujúce pre nádrže s nízkou priepustnosťou poľa Priobskoye. Použitie roztokov s vysokou koncentráciou (zníženie napučiavania ílov) aktivuje proces deštrukcie horniny. Okrem toho, íly s vysokým iónomeničom môžu nepriaznivo ovplyvniť výluh výmenou sodíka za vodík.

Silne vyvinutá heterogenita formácie a veľký počet medzivrstiev, čo vedie k nízkemu pokrytiu formácie alkalickým roztokom.

Hlavná prekážka použitia emulzné systémy pre vplyv na ložiská poľa Priobskoye sú nízke filtračné charakteristiky nádrží poľa. Filtračný odpor vytvorený emulziami v nádržiach s nízkou priepustnosťou povedie k prudkému zníženiu injektivity injektážnych vrtov a zníženiu rýchlosti ťažby ropy.

3.3 Spôsoby ovplyvňovania zóny tvorby dna na stimuláciu produkcie

3.3.1 Ošetrenie kyselinou

Ošetrenie útvarov kyselinou sa vykonáva tak, aby sa zvýšila a obnovila priepustnosť zásobníka zóny dna vrtu. Väčšina týchto prác bola realizovaná pri prevode vrtov na injektáž a následnom zvýšení ich injektivity.

Štandardné spracovanie kyselinou na poli Priobskoye spočíva v príprave roztoku pozostávajúceho zo 14% HCl a 5% HF s objemom 1,2-1,7 m 3 na 1 meter hrúbky perforovaného útvaru a jeho čerpaní do intervalu perforácie. Doba odozvy je približne 8 hodín.

Pri zvažovaní účinnosti vplyvu anorganických kyselín sa brali do úvahy injektážne vrty s dlhodobým (viac ako ročným) vstrekovaním vody pred úpravou. Ako príklad tabuľka 3.1 uvádza výsledky ošetrení pre množstvo injekčných jamiek.

Výsledkom liečby sú injekčné jamky

Tabuľka 3.1

dátum spracovania	Injektivita pred spracovaním (m 3 / deň)	Injekcia po liečbe (m 3 / deň)	Vstrekovací tlak (atm)	Kyslý typ

Z analýzy vykonaných úprav vyplýva, že zloženie kyseliny chlorovodíkovej a fluorovodíkovej zlepšuje priepustnosť zóny blízkeho vrtu Injektivita vrtov sa zvýšila z 1,5 na 10-násobok, efekt je možné vysledovať od 3 mesiacov do 1 roka.

Na základe analýzy kyslých úprav vykonaných na poli možno teda usúdiť, že je účelné vykonať kyslé úpravy zón dna vstrekovacích vrtov, aby sa obnovila ich vstrekovacia schopnosť.

3.3.2 Hydraulické štiepenie

Hydraulické štiepenie (HF) je jednou z najúčinnejších metód na zintenzívnenie ťažby ropy z nádrží s nízkou priepustnosťou a zvýšenie výťažnosti zásob ropy. Hydraulické štiepenie je široko používané v domácej aj zahraničnej praxi výroby ropy.

V poli Priobskoye sa už nazbierali významné skúsenosti s hydraulickým štiepením. Analýza vykonaná na poli hydraulického štiepenia naznačuje vysokú účinnosť tohto typu stimulácie výroby pre pole, a to aj napriek značnému tempu poklesu produkcie po hydraulickom štiepení. Hydraulické štiepenie v prípade poľa Priobskoye nie je len metódou zintenzívnenia ťažby, ale aj zvyšovania ťažby ropy. Po prvé, hydraulické štiepenie vám umožňuje pripojiť nevypustené zásoby ropy v občasných ložiskách poľa. Po druhé, tento typ stimulácie umožňuje extrahovať dodatočný objem oleja z formácie AS 12 s nízkou priepustnosťou počas prijateľného prevádzkového času v teréne.

stupňadodatočnékorisťoddržaniehydraulické štiepenienaPriobskýlúka.

Zavedenie metódy hydraulického štiepenia na poli Priobskoye sa začalo v roku 2006 ako jedna z najviac odporúčaných stimulačných metód v týchto podmienkach rozvoja.

V období od roku 2006 do januára 2011 sa na poli vykonalo 263 operácií hydraulického štiepenia (61 % fondu). Hlavný počet hydraulických štiepení sa uskutočnil v roku 2008 - 126.

Na konci roka 2008 už dodatočná produkcia ropy v dôsledku hydraulického štiepenia predstavovala približne 48 % všetkej ropy vyrobenej počas roka. Navyše väčšinu dodatočnej produkcie tvorila ropa z nádrže AS-12 – 78,8 % z celkovej produkcie z nádrže a 32,4 % z celkovej produkcie. Pre nádrž AC11 - 30,8 % celkovej produkcie pre nádrž a 4,6 % produkcie všeobecne. Pre nádrž AC10 - 40,5 % celkovej produkcie pre nádrž a 11,3 % produkcie všeobecne.

Ako je možné vidieť, hlavným objektom hydraulického štiepenia bola formácia AS-12 ako najmenej produktívna a obsahujúca väčšinu zásob ropy v ľavobrežnej zóne poľa.

Ku koncu roka 2010 predstavovala dodatočná produkcia ropy v dôsledku hydraulického štiepenia viac ako 44 % produkcie ropy zo všetkej ropy vyrobenej počas roka.

Dynamika ťažby ropy pre pole ako celok, ako aj dodatočná ťažba ropy v dôsledku hydraulického štiepenia, je uvedená v tabuľke 3.2.

Tabuľka 3.2

Je evidentný výrazný nárast produkcie ropy v dôsledku hydraulického štiepenia. Od roku 2006 bola dodatočná produkcia z hydraulického štiepenia 4 900 ton, pričom prírastok produkcie z hydraulického štiepenia každoročne rastie. Maximálna hodnota rastu je 2009 (701 000 ton), do roku 2010 hodnota dodatočnej produkcie klesá na 606 000 ton, čo je o 5 000 ton menej ako v roku 2008.

Hydraulické štiepenie by sa teda malo považovať za hlavný spôsob zvýšenia ťažby ropy v poli Priobskoye.

3.3.3 Zlepšenie účinnosti perforácie

Ďalším prostriedkom na zvýšenie produktivity vrtov je zlepšenie perforačných operácií, ako aj vytvorenie dodatočných filtračných kanálov počas perforácie.

Zlepšenie perforácie CCD je možné dosiahnuť použitím výkonnejších perforačných náplní na zvýšenie hĺbky perforácie, zvýšenie hustoty perforácie a použitie fázovania.

Medzi spôsoby vytvárania ďalších filtračných kanálov môžeme zaradiť napríklad technológiu vytvárania systému trhlín pri sekundárnom otváraní nádrže s perforátormi na potrubiach - systém lomovej perforácie nádrže (FSPP).

Túto technológiu prvýkrát použil Marathon (Texas, USA) v roku 2006. Jeho podstata spočíva v perforácii produktívneho súvrstvia výkonnými 85,7 mm perforátormi s hustotou cca 20 otvorov na meter pri represii na útvare s následným upevnením perforačných kanálikov a trhlín propantovo - bauxitovou frakciou od 0,42 do 1,19 mm.

Podobné dokumenty

Opis súčasného stavu rozvoja oblasti Južno-Priobskoye. Organizačná štruktúra UBR. Technika ropného vŕtania. Konštrukcia studne, chod plášťa a plášť studne. Terénny zber a príprava ropy a plynu.

správa z praxe, doplnená 06.07.2013

História vývoja a vývoja ložiska Priobskoye. Geologické charakteristiky nádrží nasýtených ropou. Analýza výkonu dobre. Vplyv hydraulického štiepenia na ropné formácie - hlavná metóda intenzifikácie.

semestrálna práca, pridaná 18.05.2012

Geologické a fyzikálne charakteristiky objektu AC10 v južnej časti poľa Priobskoye. Charakteristika zásob vrtov a ukazovatele ich prevádzky. Vývoj výskumnej technológie pre viacvrstvové ropné polia. Analýza citlivosti na riziko projektu.

práca, pridané 25.05.2014

Všeobecné informácie o ložisku Priobskoye, jeho geologických charakteristikách. Produktívne formácie v rámci megakomplexu neokomických ložísk. Vlastnosti zásobníkových kvapalín a plynov. Príčiny znečistenia zóny tvorby dna. Druhy kyslých úprav.

semestrálna práca, pridaná 10.6.2014

stručný popis Ropné pole Priobskoye, geologická stavba oblasti a popis produktívnych vrstiev, hodnotenie zásob ropy a plynu. Integrovaný geofyzikálny výskum: výber a zdôvodnenie metód vykonávania terénnych prác.

práca, pridané 17.12.2012

Výstavba smerového vrtu pre geologické podmienky poľa Priobskoye. Miery spotreby vrtných kvapalín podľa intervalov vŕtania. Formulácie vrtnej kvapaliny. Zariadenie v obehovom systéme. Zber a úprava odpadu z vrtov.

ročníková práca, pridaná 13.01.2011

Geologické a fyzikálne charakteristiky produktívnych formácií a všeobecné informácie o rezervách. História vývoja ložiska. Analýza ukazovateľov výkonnosti zásob studní. Hlavné metódy zvýšenia ťažby ropy a zapojenia sa do rozvoja zvyškových zásob ropy.

ročníková práca, pridaná 22.01.2015

Geologické charakteristiky poľa Khokhryakovskoye. Zdôvodnenie racionálnej metódy zdvíhania tekutín v studniach, ústí vrtu, zvislých zariadeniach. Stav vývoja poľa a zásob studní. Kontrola rozvoja poľa.

práca, pridané 03.09.2010

Rozvoj plynových polí. Geologická a technická charakteristika ložiska. Produktívne vrstvy a objekty. Zloženie plynu v poli Orenburg. Zdôvodnenie návrhov fontánových výťahov. Výber priemeru a hĺbky zostupu fontánových rúr.

semestrálna práca, pridaná 14.08.2012

Informácie o ložisku Amangeldy: štruktúra a geologický úsek, obsah plynu. Systém rozvoja poľa. Výpočet zásob plynu a kondenzátu. Hodnotenie a prevádzka studní. Technické a ekonomické ukazovatele rozvoja plynárenského poľa.

Pole Priobskoye sa nachádza v centrálnej časti Západosibírskej nížiny. Administratívne sa nachádza v Chanty-Mansijskej oblasti, 65 km východne od mesta Chanty-Mansijsk a 100 km západne od mesta Chanty-Mansijsk. Neftejugansk.

V období 1978-1979. ako výsledok podrobných seizmických prieskumov CDP MOV bol identifikovaný výzdvih Priobskoe. Od tohto momentu sa začína podrobné štúdium geologickej stavby územia: rozsiahly rozvoj seizmických prieskumov v kombinácii s hlbinnými vŕtanie.

K objavu poľa Priobskoye došlo v roku 1982 v dôsledku vŕtanie a testovanie vrtu 151, keď sa získal komerčný prítok oleja s prietokom 14,2 m 3 /deň na 4 mm tlmivke z intervalov 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) a 2463-2467 m (formácia AS 11 1) - 5,9 m 3 /deň na dynamickej úrovni 1023 m.

Štruktúra Ob podľa tektonickej mapy krytu mezo-cenozoickej platformy.

Západosibírska geosyneklíza sa nachádza v spojovacej zóne Chanty-Mansijskej depresie, Ljaminského megažľabu, Salymskej a Západnej Lyaminskyj zdvihovej skupiny.

Štruktúry I. rádu sú komplikované vydutými a kupolovitými vyvýšeninami II. oleja A plynu.

Produktívne formácie v poli Priobskoye sú formácie skupiny "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratigraficky patria tieto vrstvy k kriedovým ložiskám vrchnej vartovskej suity. Litologicky je vrchné vartovské súvrstvie zložené z častého a nerovnomerného prelínania bahenných kameňov s pieskovcami a prachovcami. Bahenné kamene sú tmavosivé, sivé so zelenkastým odtieňom, prachovité, sľudové. Pieskovce a prachovce sú sivé, ílovité, sľudové, jemnozrnné. Medzi bahennými a pieskovcami sú medzivrstvy hlinitých vápencov a konkrécií sideritov.

Horniny obsahujú zuhoľnatené rastlinné zvyšky, ojedinele lastúrniky (inoceramy) slabej a stredne zachovalej.

Priepustné horniny produktívnych formácií majú severovýchodný a submeridiálny úder. Takmer všetky nádrže sa vyznačujú nárastom celkových efektívnych hrúbok, pomeru netto-brutto, hlavne smerom k centrálnym častiam rozvojových zón nádrží, aby sa zvýšili vlastnosti nádrže, a preto je klastický materiál spevnený vo východných oblastiach. (pre vrstvy horizontu AC 12) a severovýchodné smery (pre horizont AC 11).

Horizont AS 12 je hrubé pieskové teleso pretiahnuté od juhozápadu na severovýchod vo forme širokého pásu s maximálnymi efektívnymi hrúbkami do 42 m v centrálnej časti (vrt 237). V tomto horizonte sa rozlišujú tri objekty: vrstvy AS 12 3 , AS 12 1-2 , AS 12 0 .

Ložiská súvrstvia AC 12 3 sú prezentované ako reťaz piesčitých šošovkovitých telies so severovýchodným úderom. Efektívne hrúbky sa pohybujú od 0,4 m do 12,8 m, pričom vyššie hodnoty sú spojené s hlavným ložiskom.

Hlavné ložisko AS 12 3 bolo objavené v hĺbkach -2620 a -2755 m a je zo všetkých strán litologicky tienené. Rozmery ložiska sú 34 x 7,5 km a výška 126 m.

Záloha AS 12 3 v priestore studne. 241 bola objavená v hĺbkach -2640-2707 m a je obmedzená na miestny zdvih v Chanty-Mansijsku. Nádrž je riadená zo všetkých strán zónami výmeny nádrží. Veľkosť ložiska je 18 x 8,5 km, výška - 76 m.

Záloha AS 12 3 v priestore studne. 234 bola odkrytá v hĺbkach 2632-2672 m a predstavuje pieskovcovú šošovku pri západnom poklese Priobskej štruktúry. Veľkosť ložiska je 8,5 x 4 km, výška je 40 m, typ je litologicky skrínovaný.

Záloha AS 12 3 v priestore studne. 15-C bol objavený v hĺbkach 2664-2689 m v Selyarovského štrukturálnej rímse. Rozmery litologicky tieneného ložiska sú 11,5 x 5,5 km a výška je 28 m.

Ložisko AS 12 1-2 je hlavné, je najväčšie v teréne. Je obmedzený na monoklinu komplikovanú lokálnymi zdvihmi malej amplitúdy (vrty 246, 400) s prechodovými zónami medzi nimi. Z troch strán je ohraničená litologickými clonami a iba na juhu (smerom k oblasti Vostochno-Frolovskaja) majú tendenciu sa rozvíjať nádrže. Vzhľadom na značné vzdialenosti je však hranica ložiska stále podmienečne obmedzená na čiaru prechádzajúcu 2 km južne od vrtu. 271 a 259. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje v širokom rozmedzí od 0,8 m (vrt 407) do 40,6 m (vrt 237) prítokov oleja do 26 m 3 /deň na 6 mm tlmivke (jamka 235). Veľkosť ložiska je 45 x 25 km, výška - 176 m.

Záloha AS 12 1-2 v priestore studne. 4-KhM bola objavená v hĺbkach 2659-2728 m a je obmedzená na piesočnatú šošovku na severozápadnom svahu miestneho zdvihu Chanty-Mansijsk. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 0,4 do 1,2 m. Veľkosť ložiska je 7,5 x 7 km, výška - 71 m.

Záloha AS 12 1-2 v priestore studne. 330 otvorená v hĺbkach 2734-2753 m Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 2,2 do 2,8 m. Veľkosť ložiska je 11 x 4,5 km, výška - 9 m. Typ - litologicky triedené.

Ložiská súvrstvia AC 12 0 - hlavného - boli objavené v hĺbkach 2421-2533 m. Ide o šošovkovité teleso orientované z juhozápadu na severovýchod. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,6 (vrt 172) do 27 m (vrt 262). prítokov oleja až 48 m 3 / deň na 8 mm armatúre. Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 41 x 14 km, výška 187 m. 331 bola objavená v hĺbkach 2691-2713 ma je šošovkou piesočnatých hornín. olejom nasýtený hrúbka v tejto studni je 10 m. Rozmery 5 x 4,2 km, výška - 21 m. oleja- 2,5 m 3 / deň na Hd \u003d 1932 m.

Ložisko súvrstvia AS 11 2-4 je litologicky tieneného typu, celkovo je ich 8, objavené 1-2 vrtmi. Plošne sa ložiská nachádzajú vo forme 2 reťazcov šošoviek vo východnej časti (najvyvýšenejšia) a na západe v ponorenejšej časti monoklinálnej štruktúry. Nasýtený olejom hrúbky sa na východe zväčšujú 2 a viackrát v porovnaní so západnými vrtmi. Celkový rozsah zmeny je od 0,4 do 11 m.

Ložisko súvrstvia AS 11 2-4 v priestore vrtu 246 bolo objavené v hĺbke 2513-2555 m. Rozmery ložiska sú 7 x 4,6 km, výška 43 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti studne 247 bola objavená v hĺbke 2469-2490 m. Veľkosť ložiska je 5 x 4,2 km, výška 21 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti studne 251 bol objavený v hĺbke 2552-2613 m. Veľkosť ložiska je 7 x 3,6 km, výška je 60 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti studne 232 bol objavený v hĺbke 2532-2673 m. Veľkosť ložiska je 11,5 x 5 km, výška 140 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti studne 262 bol objavený v hĺbke 2491-2501 m. Veľkosť ložiska je 4,5 x 4 km, výška - 10 m.

Ložisko súvrstvia AS 11 2-4 v oblasti vrtu 271 bolo objavené v hĺbke 2550-2667 m. Veľkosť depozitu je 14 x 5 km.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti studne 151 bol objavený v hĺbke 2464-2501 m. Veľkosť ložiska je 5,1 x 3 km, výška - 37 m.

Ložisko formácie AS 11 2-4 v oblasti studne 293 bol objavený v hĺbke 2612-2652 m. Veľkosť ložiska je 6,2 x 3,6 km, výška je 40 m.

Ložiská súvrstvia AC 11 1 sú obmedzené najmä na hrebeňovú časť v podobe širokého pásu severovýchodného úderu, ohraničeného z troch strán ílovitými zónami.

Hlavné ložisko AS 11 1 je druhé v hodnote v poli Priobskoye, bolo objavené v hĺbkach 2421-2533 m. 259. Debety oleja sa pohybujú od 2,46 m 3 /deň pri dynamickej úrovni 1 195 m (jamka 243) do 118 m 3 /deň cez 8 mm tlmivku (jamka 246). Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,4 m (vrt 172) do 41,6 (vrt 246). Veľkosť ložiska je 48 x 15 km, výška do 112 m, typ je litologicky tienený.

Vklady formácie AC 11 0. Formácia AS 11 0 má veľmi malú zónu vývoja rezervoáru vo forme šošovkovitých teliesok obmedzených na ponorené časti hrebeňa.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 408 bol objavený v hĺbke 2432-2501 m. Veľkosť ložiska je 10,8 x 5,5 km, výška 59 m, typ je litologicky tienený. Dlh oleja zo studne 252 predstavovalo 14,2 m3/deň pre Hd = 1410 m.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 172 bola otvorená jedným vrtom v hĺbke 2442-2446 m a má rozmery 4,7 x 4,1 km, výška - 3 m. oleja dosiahli 4,8 m 3 / deň pre Hd \u003d 1150 m.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 461 meria 16 x 6 km. olejom nasýtený hrúbka sa pohybuje od 1,6 do 4,8 m Typ ložiska - litologicky tienené. Dlh oleja zo studne 461 predstavovalo 15,5 m 3 / deň, Nd = 1145 m.

Kaucia AS 11 0 v priestore studne. 425 otvorený jednou studňou. olejom nasýtený výkon - 3,6 m. Debet oleja dosiahli 6,1 m 3 / deň na Hd \u003d 1260 m.

Horizont AC 10 bol odkrytý v centrálnej zóne poľa Priobskoye, kde je obmedzený na ponornejšie miesta v blízkosti hrebeňa, ako aj na juhozápadný okraj štruktúry. Rozdelenie horizontu na vrstvy AS 10 1, AS 10 2-3 (v strednej a východnej časti) a AS 10 2-3 (v západnej časti) je do určitej miery podmienené a je dané podmienkami výskytu. vznik týchto ložísk, berúc do úvahy litologické zloženie hornín a fyzikálno-chemickú charakterizáciu olejov.

Hlavné ložisko AS 10 2-3 bolo objavené v hĺbkach 2427-2721 m a nachádza sa v južnej časti ložiska. Debety oleja sú v rozsahu od 1,5 m 3 /deň na 8 mm tlmivke (jamka 181) do 10 m 3 /deň pri Hd = 1633 m (jamka 421). Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,8 m (vrt 180) do 15,6 m (vrt 181). Rozmer ložiska je 31 x 11 km, výška do 292 m, ložisko je litologicky preosievané.

Záloha AS 10 2-3 v priestore studne. 243 bol objavený v hĺbkach 2393-2433 m. Debet oleja je 8,4 m3/deň pri Hd = 1248 m (vrt 237). Nasýtený olejom hrúbka - 4,2 - 5 m.Rozmery 8 x 3,5 km, výška do 40 m. Typ ložiska - litologicky tienené.

Záloha AS 10 2-3 v priestore studne. 295 bola otvorená v hĺbkach 2500-2566 m a je kontrolovaná zónami tvorby hliny. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 1,6 do 8,4 m. 295, 3,75 m 3 /deň sa získalo pri Hd = 1100 m Veľkosť ložiska je 9,7 x 4 km, výška 59 m.

Hlavné ložisko AS 10 1 bolo objavené v hĺbkach 2374-2492 m. 259 a 271. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 0,4 (vrt 237) do 11,8 m (vrt 265). Debety oleja: od 2,9 m 3 / deň pri Hd = 1064 m (jamka 236) do 6,4 m 3 / deň na 2 mm tlmivke. Veľkosť ložiska je 38 x 13 km, výška do 120 m, typ ložiska je litologicky preosievaný.

Záloha AS 10 1 v priestore studne. 420 bol objavený v hĺbkach 2480-2496 m. Veľkosť ložiska je 4,5 x 4 km, výška je 16 m.

Záloha AS 10 1 v priestore studne. 330 bol objavený v hĺbkach 2499-2528 m. Veľkosť ložiska je 6 x 4 km, výška je 29 m.

Záloha AS 10 1 v priestore studne. 255 bola objavená v hĺbkach 2468-2469 m. Veľkosť ložiska je 4 x 3,2 km.

Úsek zostavy AS 10 dopĺňa produktívna zostava AS 10 0 . V rámci ktorých boli identifikované tri ložiská, nachádzajúce sa vo forme reťazca ponorkového úderu.

Záloha AC 10 0 v priestore studne. 242 bol odkrytý v hĺbkach 2356-2427 m a je litologicky tienený. Debety oleja sú 4,9 - 9 m 3 / deň pri Hd-1261-1312 m. Nasýtený olejom hrúbka je 2,8 - 4 m Rozmery ložiska sú 15 x 4,5 km, výška do 58 m.

Záloha AC 10 0 v priestore studne. 239 bola objavená v hĺbkach 2370-2433 m. Prietoky oleja sú 2,2 - 6,5 m 3 / deň pri Hd-1244-1275 m. Nasýtený olejom hrúbka je 1,6 -2,4 m. Veľkosť ložiska je 9 x 5 km, výška do 63 m.

Záloha AC 10 0 v priestore studne. 180 bol odkrytý v hĺbkach 2388-2391 m a je litologicky tienený. olejom nasýtený hrúbka - 2,6m. prítoku oleja predstavovalo 25,9 m 3 / deň pri Hd-1070 m.

Čiapočku nad horizontom AC 10 predstavuje zväzok ílovitých hornín v rozmedzí od 10 do 60 m od východu na západ.

Piesočnato-bahnité horniny formácie AS 9 majú obmedzené rozšírenie a sú prezentované vo forme faciálnych okien, smerujúcich najmä k severovýchodnej a východnej časti štruktúry, ako aj k juhozápadnému poklesu.

Ložisko formácie AS 9 v oblasti studne. 290 bola objavená v hĺbkach 2473-2548 m a je obmedzená na západnú časť ložiska. Nasýtený olejom hrúbky sa pohybujú od 3,2 do 7,2 m. oleja sú 1,2 - 4,75 m 3 / deň s Hd - 1382-1184 m. Veľkosť ložiska je 16,1 x 6 km, výška do 88 m.

Dve malé ložiská (6 x 3 km) boli objavené na východe ložiska. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 0,4 do 6,8 m Prítoky oleja 6 a 5,6 m 3 /deň pri Hd =1300-1258 m Ložiská sú litologicky tienené.

Produktívne ložiská Neocomian sú doplnené vrstvou AC 7, ktorá má pri umiestnení veľmi mozaikový vzor. ložisko oleja a vodonosné vrstvy.

Plošne najväčšie východné ložisko formácie AS 7 bolo objavené v hĺbkach 2291-2382 m. Z troch strán je ohraničené zónami výmeny nádrží a na juhu je jeho hranica podmienená a vedená pozdĺž čiary prechádzajúcej 2 km od vrtov. 271 a 259. Ložisko je orientované od juhozápadu až severovýchodu. prítokov oleja: 4,9 - 6,7 m 3 / deň na Hd \u003d 1359 - 875 m. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 0,8 do 7,8 m. Rozmery litologicky preosievaného ložiska sú 46 x 8,5 km, výška do 91 m.

Záloha AS 7 v priestore studne. 290 bola objavená v hĺbke 2302-2328 m. Ložisko oleja hrúbky sú 1,6 – 3 m.V studni. 290 prijalo 5,3 m 3 / deň oleja pri P = 15 MPA. Veľkosť ložiska je 10 x 3,6 km, výška 24 m.

Záloha AS 7 v priestore studne. 331 bol odkrytý v hĺbke 2316-2345 m a ide o šošovkovité teleso oblúkovitého tvaru. Nasýtený olejom hrúbka sa pohybuje od 3 do 6 m. 331 prijatých prítok oleja 1,5 m 3 /deň pri Hd = 1511 m Rozmery litologicky tieneného ložiska sú 17 x 6,5 km, výška - 27 m.

Záloha AS 7 v priestore studne. 243 bol objavený v hĺbke 2254-2304 m. Nasýtený olejom hrúbka 2,2-3,6 m.Rozmery 11,5 x 2,8 km, výška - 51 m. V studni 243 prijatých oleja 1,84 m 3 / deň na Nd-1362 m.

Záloha AS 7 v priestore studne. 259 bola odkrytá v hĺbke 2300 m, ide o pieskovcovú šošovku. olejom nasýtený hrúbka 5,0 m.Rozmery 4 x 3 km.

Priobskoye pole

názov

ukazovatele

Kategória

AC 12 3

AC 12 1-2

AC 120

AC 11 2-4

AC 11 1

AC 110

AC 10 2-3

AC 10 1

AC 100

AC 9

AC 7

Počiatočné obnoviteľné

zásoby, tisíc ton

Slnko 1

Od 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Nahromadený

korisť, tisíc ton

1006

Výročný

korisť, tisíc ton

No fond

ťažby

injekciou

Schéma

vyvŕtanie

3-radový

Veľkosť mriežky

500*500

Hustota

studne

Stručná geologická a obchodná charakteristika nádrží

Priobskoye pole

možnosti				Index					nádrž
Produktívna vrstva	AC 12 3	AC 12 1-2	AC 120		AC 11 2-4	AC 11 1	AC 110	AC 10 2-3		AC 10 1	AC 100	AC 9	AC 7
Hĺbka švovej strechy, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Absolútna výška švu, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Absolútna známka VNK, m
Celková hrúbka švu, m												18.8
Efektívna hrúbka, m		11.3				10.6
olejom nasýtený hrúbka, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Pomer netto k brutto, akcie, jednotky	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Petrofyzikálna charakterizácia nádrží

možnosti								Index				nádrž
Produktívna vrstva		AC 12 3	AC 12 1-2	AC 120	AC 11 2-4	AC 11 1	AC 110		AC 10 2-3	AC 10 1	AC 100		AC 9	AC 7
Uhličitan, %	min-mac priemer	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

S veľkosťou zrna 0,5-0,25 mm	min-mac priemer	1.75
so zrnitosťou 0,25-0,1 mm	min-mac priemer	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
so zrnitosťou 0,1-0,01 mm	min-mac priemer	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
so zrnitosťou 0,01 mm	min-mac priemer		11.0	10.3					15.3
triediaci faktor,	min-mac priemer		1.814	1.755		1.660				1.692
Stredná veľkosť zrna, mm	min-mac priemer		0.086	0.089		0.095				0.073
Obsah ílu,%
druh cementu		ílovitý, uhličitanovo-ílovitý, film-porézny.
Coeff. Otvorená pórovitosť. podľa jadra, zlomky jednotky	Ming-mak priemer	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
Coeff. priepustnosť jadra, 10-3 µm 2	min-mac priemer	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
Kapacita zadržiavania vody, %	min-mac priemer
Coeff. Otvorená pórovitosť podľa ťažby, USD
Coeff. Priepustnosť vrtov, 10 -3 µm 2
Coeff. saturácia oleja podľa GIS podiely jednotiek		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Počiatočný tlak v zásobníku, MPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Teplota v nádrži, С
Dlh oleja podľa výsledkov obhliadkovej skúšky. dobre m3/deň	Ming-mak priemer	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
Produktivita, m3/deň MPa	min-mac priemer		2.67	2.12		4.42				1.39
Hydraulická vodivosť, 10 -11 m -3 / Pa * sek.	min-mac priemer	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Fyzikálno-chemické vlastnosti oleja A plynu

možnosti	Index	nádrž
Produktívna vrstva	AC 12 3	AC 11 2-4	AC 10 1
Hustota oleja v povrchu podmienky,kg/m3	886.0	884.0
Hustota oleja v podmienkach nádrže
Viskozita v povrchových podmienkach, mPa.s	32.26	32.8	29.10
Viskozita v podmienkach nádrže	1.57	1.41	1.75

Silikagélové živice	7.35		7.31
asfaltény	2.70	2.44	2.48
Síra	1.19	1.26	1.30
Parafín	2.54	2.51	2.73
bod tuhnutia oleja, С 0
Teplota nasýtenia oleja parafín, С 0
Výťažok frakcie, %
do 100 С 0
do 150 С 0	66.8
do 200 С 0	15.1	17.0	17.5
do 250 С 0	24.7	25.9	26.6
do 300 С 0		38.2	39.2
Komponentné zloženie oleja(stolička Koncentrácia, %)
Karbonický plynu	0.49	0.52	0.41
Dusík	0.25	0.32	0.22
metán	22.97	23.67	18.27
Etan	4.07	4.21	5.18
Propán	6.16	6.83	7.58
izobután	1.10	1.08	1.13
normálny bután	3.65	3.86	4.37
izopentán	1.19	1.58	1.25
normálny pentán	2.18	2.15	2.29
С6+ vyššie	57.94	55.78	59.30
Molekulová hmotnosť, kg/mol			161.3
Saturačný tlak, mPa			6.01
Objemový pomer	1.198	1.238	1.209
Plyn faktor pri podmienenom oddelení m 3 / t
Hustota plynu,kg/m3	1.242	1.279	1.275
Typ plynu
Komponentné zloženie ropný plyn (molárna koncentrácia, %)
Dusík	1.43	1.45	1.26
Karbonický plynu	0.74	0.90	0.69
metán	68.46	66.79	57.79
Etan	11.17	1.06	15.24
Propán	11.90	13.01	16.42
izobután	1.26	1.26	1.54
normálny bután	3.24	3.50	4.72
izopentán	0.49	0.67	0.65
pentán	0.71	0.73	0.95
С6+ vyššie	0.60	0.63	0.74

Zloženie a vlastnosti formačných vôd

komplex zvodnenej vrstvy
Produktívna vrstva	AC 120	AC 110	AC 10 1
Hustota vody v povrchových podmienkach, t/m3
Mineralizácia, g/l
Typ vody		chlór-ka-	šikmé

Chlór		9217
Sodík + draslík		5667
Calliy
magnézium
Bikarbonát		11.38
jód		47.67
bróm
Bor
Amonius		40.0

Ropné a plynové pole Priobskoye sa geograficky nachádza na území autonómneho okresu Chanty-Mansi v regióne Tyumen. Ruská federácia. Mesto najbližšie k poli Priobskoye je Neftejugansk (nachádza sa 200 km východne od poľa).

Pole Priobskoye bolo objavené v roku 1982. Pole je charakterizované ako viacvrstvové, málo produktívne. Územie je prerezané riekou Ob, bažinaté a väčšinou zaplavené počas obdobia povodní; tu sú miesta na trenie rýb. Ako sa uvádza v materiáloch Ministerstva palív a energetiky Ruskej federácie predložených Štátnej dume, tieto faktory komplikujú vývoj a vyžadujú značné finančné zdroje na uplatnenie najnovších vysoko účinných a ekologických technológií.

Licencia na rozvoj ložiska Priobskoye patrí dcérska spoločnosť JSC "Rosneft", spoločnosť "Rosneft-Yuganskneftegaz".

Podľa výpočtov odborníkov je vývoj vkladu v rámci existujúceho daňového systému nerentabilný a nemožný. Podľa podmienok PSA bude produkcia ropy za 20 rokov predstavovať 274,3 milióna ton, štátny príjem - 48,7 miliardy dolárov.

Obnoviteľné zásoby poľa Priobskoye sú 578 miliónov ton ropy, plynu - 37 miliárd metrov kubických. Vývojové obdobie podľa PSA je 58 rokov. Špičková úroveň produkcie - 19,9 milióna ton. ton v 16. roku voj. Počiatočné financovanie bolo plánované na 1,3 miliardy dolárov. Kapitálové náklady - 28 miliárd dolárov, prevádzkové náklady - 27,28 miliárd dolárov. Pravdepodobné smery prepravy ropy z poľa sú Ventspils, Novorossijsk, Odesa, Družba.

O možnosti spoločného rozvoja severnej časti poľa Priobskoye diskutovali Yugansneftegaz a Amoso v roku 1991. V roku 1993 sa Amoso zúčastnil na medzinárodnom tendri o právo využívať podložie na poliach Chanty-Mansijského autonómneho okruhu a bol uznaný ako víťaz súťaže o výhradné právo stať sa zahraničným partnerom v rozvoji. poľa Priobskoye spolu s Yuganskneftegazom.

V roku 1994 Yuganskneftegaz a Amoso pripravili a predložili vláde návrh dohody o zdieľaní výroby a Tenico-ekonomické a environmentálne zdôvodnenie projektu.

Začiatkom roku 1995 bola vláde predložená dodatočná štúdia uskutočniteľnosti, ktorá bola v tom istom roku novelizovaná vzhľadom na nové údaje o ložisku.
V roku 1995 Centrálna komisia pre rozvoj ropných a ropných a plynových polí Ministerstva palív a energetiky Ruskej federácie a Ministerstva ochrany životné prostredie a Prírodné zdroje Ruskej federácie schválili aktualizovanú schému rozvoja terénu a environmentálnej časti predprojektovej dokumentácie.

Vtedajší premiér Viktor Černomyrdin vydal 7. marca 1995 príkaz na vytvorenie vládnej delegácie predstaviteľov Chanty-Mansijského autonómneho okruhu a viacerých ministerstiev a rezortov na rokovanie o PSA pri rozvoji severnej časti hl. Priobskoje pole.

V júli 1996 vydala spoločná rusko-americká komisia pre hospodársku a technickú spoluprácu v Moskve spoločné vyhlásenie o priorite projektov v oblasti energetiky, medzi ktorými bolo konkrétne uvedené pole Priobskoye. Spoločné vyhlásenie naznačuje, že obe vlády vítajú záväzok uzavrieť dohodu o zdieľaní výroby pre tento projekt do nasledujúceho zasadnutia komisie vo februári 1997.

Koncom roku 1998, partner Yuganskneftegaz v projekte rozvoja poľa Priobskoye - americká spoločnosť Amoso prebrala britská spoločnosť British Petroleum.

Začiatkom roku 1999 spoločnosť BP / Amoso oficiálne oznámila svoje odstúpenie od účasti na projekte rozvoja poľa Priobskoye.

Etnická história ložiska Priobskoye

Od staroveku oblasť ložiska obývali Chanty. Khanty vyvinul komplex sociálnych systémov, nazývané kniežatstvá a do XI-XII storočia. mali veľké kmeňové sídla s opevnenými hlavnými mestami, ktorým vládli kniežatá a bránili ich profesionálne vojská.

Prvé známe kontakty Ruska s týmto územím sa uskutočnili v 10. alebo 11. storočí. V tomto čase sa začali rozvíjať obchodné vzťahy medzi Rusmi a domorodým obyvateľstvom západnej Sibíri, čo prinieslo do života domorodcov kultúrne zmeny. Objavili sa železné a keramické domáce potreby a tkaniny, ktoré sa stali materiálnou súčasťou života Chantyho. Obchod s kožušinou nadobudol veľký význam ako prostriedok na získanie tohto tovaru.

V roku 1581 bola Západná Sibír pripojená k Rusku. Kniežatá boli nahradené cárskou vládou a dane boli odvádzané do ruskej pokladnice. V 17. storočí sa na tomto území začali usadzovať cárski úradníci a vojaci (kozáci) a kontakty medzi Rusmi a Chantym sa ďalej rozvíjali. V dôsledku užších kontaktov si Rusi a Chanty začali osvojovať atribúty životný štýl navzájom. Chanty začal používať zbrane a pasce, niektorí podľa vzoru Rusov začali množiť veľké dobytka a kone. Rusi si od Chanty požičali niektoré techniky lovu a rybolovu. Rusi získali pozemky a rybárske revíry od Chanty a do 18. storočia bola väčšina územia Chanty predaná ruským osadníkom. Ruský kultúrny vplyv sa rozšíril na začiatku 18. storočia so zavedením kresťanstva. Zároveň sa stále zvyšoval počet Rusov a do konca 18. storočia ruské obyvateľstvo v tejto oblasti päťnásobne prevyšovalo Chanty. Väčšina rodín Chantyovcov si požičala vedomosti od Rusov poľnohospodárstvo, chov dobytka a záhradníctvo.

Asimilácia Chanty do ruskej kultúry sa urýchlila s nastolením sovietskej moci v roku 1920. Sovietska politika sociálnej integrácie priniesla do regiónu jednotný vzdelávací systém. Chantyské deti boli zvyčajne posielané z rodín do internátnych škôl na obdobie 8 až 10 rokov. Mnohí z nich sa po skončení školy už nedokázali vrátiť k tradičnému spôsobu života bez toho, aby na to mali potrebné zručnosti.

Kolektivizácia, ktorá sa začala v 20. rokoch 20. storočia, výrazne ovplyvnila etnografický charakter územia. V 50-60-tych rokoch sa začali formovať veľké kolchozy a niekoľko malých osád zaniklo, keď sa obyvateľstvo zjednotilo do väčších sídiel. V 50. rokoch 20. storočia sa rozšírili zmiešané manželstvá medzi Rusmi a Chantym a takmer všetci Chantyovci narodení po 50. rokoch sa narodili v zmiešaných manželstvách. Od 60. rokov 20. storočia, keď do regiónu migrovali Rusi, Ukrajinci, Bielorusi, Moldavci, Čuvaši, Baškiri, Avari a predstavitelia iných národností, percento Chanty sa ešte viac znížilo. V súčasnosti Chantyovia tvoria o niečo menej ako 1 percento populácie autonómneho okruhu Chanty-Mansi.

Okrem Chanty žijú na území poľa Priobskoye Mansi (33%), Nenets (6%) a Selkups (menej ako 1%).

Ropné pole Priobskoye bolo objavené v roku 1982 vrtom č. 151 Glavtyumengeologia.
Vzťahuje sa na distribuovaný fond podložia. Licencia bola zaregistrovaná spoločnosťami OOO Yuganskneftgegaz a NK Sibneft-Yugra v roku 1999. Nachádza sa na hranici ropných a plynárenských oblastí Salym a Lyaminsky a obmedzuje sa na miestnu štruktúru s rovnakým názvom v ropnom a plynárenskom regióne Sredneobskaja. Podľa odrazového horizontu "B" je stúpanie obrysované izočiarou - 2890 m a má rozlohu 400 km2. Základ bol otvorený vrtom č. 409 v hĺbkovom intervale 3212 - 3340 m a je reprezentovaný metamorfózami. skaly zelenkastej farby. Ležia na nej spodnojurské ložiská s uhlovou nekonformitou a eróziou. Hlavná plošinová časť pozostáva z jurských a kriedových usadenín. Paleogén je zastúpený dánskym stupňom, paleocénom, eocénom a oligocénom. Hrúbka kvartérnych ložísk dosahuje 50 m Dno permafrostu je zaznamenané v hĺbke 280 m, strecha - v hĺbke 100 m V rámci poľa sa nachádza 13 ropných ložísk nádrží, nádrží a oblúkových typov , ktoré sú spojené s pieskom. yuteriva a súdkové šošovky. Nádrž tvoria zrnité pieskovce s medzivrstvami ílov. Patrí do jedinečnej triedy.

		©stránka
Krajina	Rusko
región	autonómny okruh Chanty-Mansi
Poloha	65 km od mesta Chanty-Mansijsk a 200 km od mesta Neftejugansk, záplavová oblasť rieky Ob
Provincia ropy a zemného plynu	Západosibírska ropná a plynárenská provincia
Súradnice	61°20′00″ s. sh. 70°18′50″ vých d.
Nerastná surovina	Olej
Charakteristika surovín	Hustota 863 - 868 kg / m 3; Obsah síry 1,2 - 1,3 %; Viskozita 1,4 - 1,6 mPa s; Obsah parafínu 2,4 - 2,5 %
Poradie	Jedinečný
Postavenie	rozvoj
Otvorenie	1982
Uvedenie do prevádzky	1988
Spoločnosť užívateľov podložia	Severná časť - OOO RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Južná časť - LLC "Gazpromneft - Khantos" (PJSC "Gazprom Neft"); Licenčné oblasti Verkhne-Shapshinskiy a Sredne-Shapshinskiy - OAO NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Geologické zásoby	5 miliárd ton ropy

Ropné pole Priobskoye- obrie ruské ropné pole nachádzajúce sa na území Chanty-Mansijského autonómneho okruhu. Považuje sa za najviac veľký vklad v Rusku podľa aktuálnych zásob a úrovne ťažby ropy.

Všeobecné informácie

Pole Priobskoye patrí do západosibírskej provincie ropy a zemného plynu. Nachádza sa na hranici ropných a plynárenských oblastí Salym a Lyaminsky, 65 km od mesta Chanty-Mansijsk a 200 km od mesta Neftejugansk a obmedzuje sa na miestnu štruktúru s rovnakým názvom v Sredneobskej ropnej a plynárenský región.

Asi 80 % plochy poľa sa nachádza v nive rieky Ob, ktorá ju pri prechode cez lokalitu rozdeľuje na 2 časti: ľavobrežnú a pravobrežnú. Oficiálne sa časti ľavého a pravého brehu Ob nazývajú južné a severné ložiská Priobskoye. V období povodní je niva pravidelne zaplavovaná, čo spolu so zložitou geologickou stavbou umožňuje charakterizovať pole ako ťažko prístupné.

Zásoby

Geologické zásoby poľa sa odhadujú na 5 miliárd ton ropy. Ložiská uhľovodíkov sa našli v hĺbke 2,3-2,6 km, hrúbka vrstiev dosahuje od 2 do 40 metrov.

Ropa z poľa Priobskoye je nízkoživičná, obsah parafínov je na úrovni 2,4-2,5%. Vyznačujú sa strednou hustotou (863-868 kg/m³), ale vysokým obsahom síry (1,2-1,3 %), čo si vyžaduje ich dodatočné čistenie. Viskozita oleja je asi 1,4-1,6 mPa*s.

Otvorenie

Pole Priobskoye bolo objavené v roku 1982 studňou č. 151 Glavtyumengeologia.
Prevádzková ťažba ropy začala v roku 1988 na ľavom brehu z vrtu č.181-R prietokovou metódou. Rozvoj pravého brehu sa začal neskôr, v roku 1999.

rozvoj

V súčasnosti rozvoj severnej časti ropného poľa Priobskoye (SLT) vykonáva spoločnosť RN-Yuganskneftegaz LLC, ktorú vlastní Rosneft, a južnú časť (YULT) vyvíja spoločnosť Gazpromneft-Khantos LLC (dcérska spoločnosť Gazpromu). Neft PJSC).

Okrem toho sú na juhu poľa pridelené relatívne malé licenčné bloky Verkhne-Shapshinskiy a Sredne-Shapshinskiy, ktorých vývoj od roku 2008 vykonáva spoločnosť JSC NAK AKI OTYR, ktorú vlastní PJSC NK RussNeft.

Metódy vývoja

Vzhľadom na špecifické podmienky výskytu uhľovodíkov a geografickú polohu ložísk sa výroba na ropnom poli Priobskoye uskutočňuje pomocou hydraulického štiepenia, čo výrazne znižuje prevádzkové náklady a kapitálové investície.

V novembri 2016 sa na poli uskutočnilo najväčšie hydraulické štiepenie ropného ložiska v Rusku - do ložiska bolo prečerpaných 864 ton propantu. Operácia bola vykonaná spoločne so špecialistami z Newco Well Service.

Súčasná úroveň výroby

Pole Priobskoye sa právom považuje za najväčšie ropné pole v Rusku z hľadiska zásob a objemu produkcie. Dodnes na ňom bolo vyvŕtaných asi 1000 produkčných a takmer 400 injekčných vrtov.

V roku 2016 pole zabezpečovalo 5 % všetkej produkcie ropy v Rusku a za prvých päť mesiacov roku 2017 vyprodukovalo viac ako 10 miliónov ton ropy.