Карта на полето Оббское с храсти на левия бряг. Резюме: Приобско нефтено находище

Сега LLC RN-Yuganskneftegaz работи непрекъснато върху развитието на северната част на нефтеното находище Priobskoye, а разработването на южния сегмент на находището се извършва от LLC Gazpromneft-Khantos, което е собственост на Gazpromneft. Южният сегмент на нефтеното находище Приобское има незначителни лицензионни зони. От 2008 г. развитието на сегментите „Среден-Шапшински“ и „Верхне-Шапшински“ се извършва от НАК „АКИ ОТИР“, което принадлежи на ОАО „Русснефт“.

Перспективи за Приобско Н.М

Преди година „Газпромнефт-Хантос“ получи лиценз за провеждане на геоложки проучвания на параметри, свързани с дълбоки наситени с петрол хоризонти. Изследването е фокусирано върху южната част на Приобското ядро, включително формациите Баженов и Ачимов.

Миналата година бе белязана от анализ на географски данни за територията на комплекса Бажено-Абалак на Южно Приобско Ям. Комбинацията от специализиран анализ на ядрото и оценка на този клас резерви включва процедурата за пробиване на четири проучвателни и оценителни кладенци с наклонена посока.

Хоризонталните кладенци ще бъдат пробити през 2016 г. За да се оцени обемът на възстановимите резерви, се предвижда да се извърши многоетапно хидравлично разбиване.

Влиянието на находището върху екологията на района

Основните фактори, влияещи върху екологичната обстановка в полето, са наличието на емисии в атмосферата. слоеве. Тези емисии са петролен газ, продукти от изгарянето на нефт, парни компоненти от леки въглеводородни фракции. Освен това има разливи върху почвата на нефтопродукти и компоненти.

Уникалната териториална особеност на находището се дължи на неговото разположение върху заливните речни ландшафти и в рамките на водозащитната зона. Представянето на специални изисквания за развитие се основава на висока стойност. В тази ситуация се разглеждат заливни низи с характерен висок динамизъм и сложен хидроложки режим. Тази територия е избрана за гнездене от мигриращи птици от близоводни видове, много от които са включени в Червената книга. Депозитът се намира на територията на миграционни пътища и места за зимуване на много редки представители на ихтиофауната.

Преди 20 години Централната комисия за развитие на NM и NGM към Министерството на горивата и енергетиката на Русия, както и Министерството на опазването на околната среда и природните ресурси на Русия одобриха точната схема за развитие на NM Priobskoye и околната среда част от цялата предварителна проектна документация.

Приобското поле е разрязано на две части от река Об. Тя е блатиста и по време на наводнение голяма част от нея е наводнена. Именно тези условия улесняват образуването на места за хвърляне на хайвера на територията на НМ. Министерството на горивата и енергетиката на Русия представи материали в Държавната дума, въз основа на което беше направено заключението, че развитието на NM Priobskoye е сложно поради съществуващите природни фактори. Такива документи потвърждават необходимостта от допълнителни финансови ресурси, за да се използват само най -новите и екологични технологии на територията на находището, което ще позволи високоефективно прилагане на мерките за опазване на околната среда.

Приобското поле се намира в централната част на Западносибирската равнина. Административно се намира в района на Ханти-Мансийск, на 65 км източно от град Ханти-Мансийск и на 100 км западно от град Ханти-Мансийск. Нефтеюганск.

В периода 1978-1979г. В резултат на подробно сеизмично проучване на Меморандума за разчитане на CDP беше идентифицирано издигането на Приобское. От този момент започва подробно проучване на геоложката структура на територията: широкото развитие на сеизмични проучвания в комбинация с дълбоки пробиване.

Приобското поле е открито през 1982 г. в резултат на пробиванеи изпитване на кладенец 151, когато е получен търговски поток маслодебит 14,2 м 3 / ден при 4 мм задушаване от интервали 2885-2977 м (Тюменска формация YuS 2) и 2463-2467 м (формация AS 11 1)-5,9 м 3 / ден при динамично ниво 1023 м.

Приобска структура, според тектонската карта на покрива на мезо-кайнозойската платформа.

Западносибирска геосинеклиза, разположена в зоната на кръстовище на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегаслоп, Салимската и Западно Ляминската групи издигания.

Структурите от първи ред са усложнени от подутини и куполовидни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обект на проучване и проучване маслои газ.

Производствените формации в Приобското поле са формации от групата "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Стратиграфски тези пластове принадлежат към кредавите отлагания на горно -вартовската свита. Литологично горно -вартовската свита е съставена от чести и неравномерни наслоявания на калници с пясъчници и алевролити. Калните камъни са тъмносиви, сиви със зеленикав оттенък, кални, слюдени. Пясъчниците и алевролитите са сиви, глинести, слюдени, финозърнести. Сред калници и пясъчници има прослойки от глинести варовици, възли от сидерит.

Скалите съдържат овъглени растителни детрити, рядко слабо и умерено запазени двучерупчести (иноцерами).

Пропускливите скали от продуктивните пластове имат североизточен и субмеридиален удар. Почти всички формации се характеризират с увеличаване на общата нетна дебелина, съотношение нето към бруто, главно към централните части на зоните за развитие на резервоара, за увеличаване на свойствата на резервоара и съответно укрепването на кластичния материал настъпва на изток ( за слоевете на хоризонта AS 12) и североизточните посоки (за хоризонт AC 11).

Хоризонт AC 12 е дебело пясъчно тяло, удължено от югозапад на североизток под формата на широка ивица с максимална дебелина на мрежата в централната част до 42 м (кладенец 237). В този хоризонт се разграничават три обекта: слоеве АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

Отлаганията на формацията AS 12 3 са представени под формата на верига от пясъчни лещовидни тела със североизточен удар. Ефективните дебелини варират от 0,4 м до 12,8 м, като по -високите стойности се ограничават до основното находище.

Основното находище AS 12 3 е извлечено на дълбочини -2620 и -2755 m и е литологично скринирано от всички страни. Размерите на находището са 34 х 7,5 км, а височината е 126 м.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 241 е отворен на дълбочини -2640-2707 м и е ограничен до местното издигане на Ханти-Мансийск. Резервоарът се контролира от всички страни чрез зони за подмяна на резервоара. Размерите на находището са 18 х 8,5 км, височината е 76 м.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 234 е открит на дълбочини 2632-2672 м и представлява обектив от пясъчници при западното спускане на структурата Приобска. Размерите на находището са 8,5 х 4 км, а височината е 40 м, типът е литологично екраниран.

Депозит AS 12 3 в района на кладенеца. 15-С е открит на дълбочини 2664-2689 м в рамките на структурния перваз Селияровски. Размерите на литологично екранираното находище са 11,5 х 5,5 км, а височината е 28 м.

Депозитът AS 12 1-2 е основният и е най-големият в областта. Тя е ограничена до моноклина, усложнена от локални издигания с малка амплитуда (площ на сондажите 246, 400) с преходни зони между тях. От три страни той е ограничен от литологични екрани и само на юг (към района на Восточно-Фроловская) колекторите се развиват. Въпреки това, предвид значителните разстояния, границата на находището все още е условно ограничена от линия, преминаваща на 2 км южно от кладенеца. 271 и 259. Наситени с маслодебелините варират в широк диапазон от 0,8 м (кладенец 407) до 40,6 м (кладенец 237) притоци маслодо 26 m 3 / ден при 6 мм дросел (кладенец 235). Размерите на находището са 45 х 25 км, височината е 176 м.

Депозит AS 12 1-2 в района на кладенеца. 4-KhM е открит на дълбочини 2659-2728 m и е ограничен до пясъчна леща на северозападния склон на местното издигане на Ханти-Мансийск. Наситени с маслодебелините варират от 0,4 до 1,2 м. Размерите на находището са 7,5 х 7 км, височината е 71 м.

Депозит AS 12 1-2 в района на кладенеца. 330 извлечени на дълбочина 2734-2753 м Наситени с маслодебелината варира от 2,2 до 2,8 м. Размерите на находището са 11 х 4,5 км, височината е 9 м. Типът е литологично екраниран.

Отлаганията на слоя AS 12 0 - основният - са открити на дълбочини 2421-2533 м. Това е лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Наситени с маслодебелините варират от 0,6 (сондаж 172) до 27 м (сондаж 262). Притоци маслодо 48 м 3 / ден при 8 мм дросел. Размерите на литологично екранираното находище са 41 х 14 км, височината е 187 м. Депозит AS 12 0 в района на кладенците. 331 е открит на дълбочини 2691-2713 м и представлява леща от пясъчни скали. Наситено с маслодебелината в този кладенец е 10 м. Размери 5 х 4,2 км, височина - 21 м. масло- 2,5 м 3 / ден при Нд = 1932 м.

Депозитът на формацията AS 11 2-4 е от литологично скриниран тип, има общо 8, с 1-2 пробити кладенци. По площ депозитите са разположени под формата на 2 вериги лещи в източната част (най -издигнатата) и на запад в по -потопената част на моноклиналната структура. Наситени с маслодебелините на изток се увеличават с 2 или повече пъти в сравнение със западните кладенци. Общият диапазон на промяна е от 0,4 до 11 m.

Резервоарът AS 11 2-4 в района на кладенец 246 е разкрит на дълбочина 2513-2555 м. Размерите на резервоара са 7 x 4,6 km, височината е 43 m.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в района на кладенеца. 247 е открит на дълбочина 2469-2490 м. Размерите на находището са 5 х 4,2 км, височината е 21 м.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в района на кладенеца. 251 е открит на дълбочина 2552-2613 м. Размерите на находището са 7 х 3,6 км, височината е 60 м.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в района на кладенеца. 232 е отворен на дълбочина 2532-2673м. Размерите на находището са 11,5 х 5 км, височината е 140 м.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в района на кладенеца. 262 е отворен на дълбочина 2491-2501м. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височината е 10 м.

Резервоарът AS 11 2-4 в района на кладенец 271 е разкрит на дълбочина 2550-2667 m. Размерът на находището е 14 х 5 км.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в района на кладенеца. 151 са открити на дълбочина 2464-2501м. Размерите на находището са 5,1 х 3 км, височината е 37 м.

Отлагане на слой AS 11 2-4 в района на кладенеца. 293 е намерен на дълбочина 2612-2652 м. Размерите на находището са 6,2 х 3,6 км, височината е 40 м.

Отлаганията на слоя AS 11 1 са ограничени главно до частта около дъгата под формата на широка ивица от североизточна ивица, ограничена от три страни с глинени зони.

Основното находище AC 11 1 е второто по стойност в Приобското поле, открито на дълбочини 2421-2533 м. 259. Дебити масловарират от 2,46 м 3 / ден при динамично ниво от 1195 м (кладенец 243) до 118 м 3 / ден през 8 мм дросел (кладенец 246). Наситени с маслодебелините варират от 0,4 м (кладенец 172) до 41,6 (кладенец 246). Размерът на находището е 48 х 15 км, височината е до 112 м, типът е литологично екраниран.

Депозити на формация AS 11 0. Резервоарът AS 11 0 има много незначителна зона на развитие на резервоара под формата на лещовидни тела, ограничени до потопените участъци на близката предна част.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 408 е открит на дълбочина 2432-2501 м. Размерите на находището са 10,8 х 5,5 км, височината е 59 м, типът е литологично екраниран. Дебит маслоот кладенец. 252 е 14,2 м3 / ден при Нд = 1410 м.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 172 е проникнал от един кладенец на дълбочина 2442-2446 м и има размери 4,7 х 4,1 км, височина 3 м. масловъзлиза на 4,8 м 3 / ден при Нд = 1150 м.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 461 има размери 16 х 6 км. Наситено с маслодебелината варира от 1,6 до 4,8 м. Типът на резервоара е литологично скриниран. Дебит маслоот кладенец. 461 е 15,5 m 3 / ден, Nd = 1145 m.

Депозит AS 11 0 в района на кладенеца. 425 е проникнал от един кладенец. Наситено с маслокапацитет - 3.6 m. масловъзлиза на 6,1 м 3 / ден при Нд = 1260 м.

Хоризонтът AS 10 е проникнал в централната зона на Приобското поле, където те са ограничени до по-потопените места на най-горната част, както и до югозападното крило на конструкцията. Разделянето на хоризонта на слоеве АС 10 1, АС 10 2-3 (в централната и източната част) и АС 10 2-3 (в западната част) е до известна степен условно и се определя от условията на възникване , образуване на тези находища, като се отчита литологичният състав на скалите и физико -химичните характеристики масла.

Основното находище AS 10 2-3 е открито на дълбочини 2427-2721 м и се намира в южната част на полето. Дебит маслоса в диапазона от 1,5 m 3 / ден при 8 мм дросел (кладенец 181) до 10 m 3 / ден при Nd = 1633 m (кладенец 421). Наситени с маслодебелините варират от 0,8 м (кладенец 180) до 15,6 м (кладенец 181). Размерите на находището са 31 х 11 км, височината е до 292 м, находището е литологично екранирано.

Депозит AS 10 2-3 в района на кладенеца. 243 са открити на дълбочина 2393-2433 м. Дебит маслое 8,4 m 3 / ден при Нд = 1248 m (кладенец 237). Наситени с маслодебелина - 4,2 - 5 м. Размери 8 х 3,5 км, височина до 40 м. Тип находище - литологично екранирано.

Депозит AS 10 2-3 в района на кладенеца. 295 е открит на дълбочина 2500-2566 м и се контролира от глинените зони на пласта. Наситени с маслодебелините варират от 1,6 до 8,4 m. 295, 3,75 м 3 / ден се получава при Hd = 1100 м. Размерите на находището са 9,7 х 4 км, височината е 59 м.

Основното находище AC 10 1 е открито на дълбочини 2374-2492 м. Зоните за подмяна на резервоари контролират находището от три страни, а на юг границата му е изтеглена условно на разстояние 2 км от кладенеца. 259 и 271. Наситени с маслодебелините варират от 0,4 (кладенец 237) до 11,8 m (кладенец 265). Дебит масло: от 2,9 м 3 / ден при Нд = 1064 м (сондаж 236) до 6,4 м 3 / ден при 2 мм дросел. Размерите на находището са 38 х 13 км, височината е до 120 м, видът на находището е литологично скриниран.

Депозит AS 10 1 в района на кладенеца. 420 е открит на дълбочини 2480-2496 м. Размерите на находището са 4,5 х 4 км, височината е 16 м.

Депозит AS 10 1 в района на кладенеца. 330 е намерен на дълбочини 2499-2528 м. Размерите на находището са 6 х 4 км, височината е 29 м.

Депозит AS 10 1 в района на кладенеца. 255 са открити на дълбочини 2468-2469 м. Размерът на находището е 4 х 3,2 км.

Разрезът на слоя AS 10 е завършен от продуктивния слой AS 10 0. В рамките на които са идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиан.

Депозит AS 10 0 в района на кладенеца. 242 е открит на дълбочини 2356-2427 м и е литологично скриниран. Дебит маслоса 4,9-9 m 3 / ден при Nd-1261-1312 m. Наситени с маслодебелината е 2,8 - 4 м. Размерите на находището са 15 х 4,5 км, височината е до 58 м.

Депозит AS 10 0 в района на кладенеца. 239 е намерен на дълбочини 2370-2433 m. маслоса 2,2-6,5 m 3 / ден при Nd-1244-1275 m. Наситени с маслодебелината е 1,6-2,4 м. Размерите на находището са 9 х 5 км, височината е до 63 м.

Депозит AS 10 0 в района на кладенеца. 180 е извлечена на дълбочини 2388-2391 м и е литологично скринирана. Наситено с маслодебелина - 2.6м. Входящ поток масловъзлиза на 25,9 m 3 / ден при Nd-1070 m.

Покритието над хоризонта на AC 10 е представено от член от глинести скали, вариращи от 10 до 60 m от изток на запад.

Пясъчно-алевролитичните скали на формацията AS 9 са с ограничено разпространение и са представени под формата на фациални прозорци, гравитиращи главно към североизточната и източната част на конструкцията, както и към югозападното потапяне.

Депозит на формация AS 9 в района на кладенеца. 290 е намерен на дълбочини 2473-2548 м и е ограничен до западната част на полето. Наситени с маслодебелините варират от 3,2 до 7,2 m. маслоса 1,2 - 4,75 м 3 / ден с Nd - 1382-1184 м. Размерът на находището е 16,1 х ​​6 км, височината е до 88 м.

В източната част на полето са идентифицирани две малки находища (6 x 3 km). Наситени с маслодебелините варират от 0,4 до 6,8 m. масло 6 и 5,6 м 3 / ден при Нд = 1300-1258 м. Отлаганията са литологично скринирани.

Завършването на неокомските продуктивни седименти е формацията AS 7, която има много мозаечен модел в поставянето. маслосъдържащи водоносни хоризонти.

Най-големият в района източен резервоар на формация АС 7 е извлечен на дълбочини 2291-2382 м. От три страни той е очертан от зони на подмяна на резервоара, а на юг границата му е условна и е изтеглена по линия, минаваща на 2 км от кладенци 271 и 259. Депозитът е ориентиран от югозапад на североизток. Притоци масло: 4,9 - 6,7 m 3 / ден при Нд = 1359-875 m. Наситени с маслодебелините варират от 0,8 до 7,8 м. Размерите на литологично екранираното находище са 46 х 8,5 км, височина до 91 м.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 290 е отворен на дълбочина 2302-2328 m. Маслоносендебелината е 1,6 - 3 m. 290 са получили 5,3 м 3 / ден маслопри Р = 15МРА. Размерът на находището е 10 х 3,6 км, височината е 24 м.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 331 е отворен на дълбочина 2316-2345 м и представлява дъговидно лещовидно тяло. Наситени с маслодебелините варират от 3 до 6 m. Получен 331 приток масло 1,5 м 3 / ден при Нд = 1511 м. Размерите на литологично екранираното находище са 17 х 6,5 км, височината е 27 м.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 243 са открити на дълбочина 2254-2304 м. Наситени с маслодебелина 2,2-3,6 м. Размери 11,5 х 2,8 км, височина - 51 м. В кладенец. 243 са получени масло 1,84 м 3 / ден при Nd-1362 м.

Депозит AS 7 в района на кладенеца. 259, открита на дълбочина 2300 м, е леща от пясъчник. Наситено с маслодебелина 5,0 м. Размери 4 x 3 км.

Приобско поле

Кратки геоложки и полеви характеристики на резервоарите

Приобско поле

Петрофизични характеристики на резервоарите

Физико -химични характеристики маслои газ

Състав и свойства на пластовите води

Изпратете вашата добра работа в базата знания е проста. Използвайте формата по -долу

Студенти, аспиранти, млади учени, които използват базата знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

Публикувано на http://www.allbest.ru/

Въведение

1 Геоложка характеристика на Приобското поле

1.1 Обща информация за депозита

1.2 Литостратиграфски разрез

1.3 Тектонска структура

1.4 Съдържание на масло

1.5 Характеристики на продуктивните формации

1.6 Характеристики на водоносните хоризонти

1.7 Физико -химични свойства на пластовите течности

1.8 Оценка на нефтените запаси

1.8.1 Запаси от нефт

2. Основните технико -икономически показатели за развитието на Приобското находище

2.1 Динамика на основните показатели за развитие на Приобското поле

2.2 Анализ на основните технико -икономически показатели за развитие

2.3 Характеристики на развитие, влияещи върху работата на кладенеца

3. Приложени методи за подобрено извличане на масло

3.1 Избор на метод на въздействие върху нефтения резервоар

3.2 Геоложки и физически критерии за приложимост на различни методи за стимулиране на Приобското поле

3.2.1 Наводняване

3.3 Методи на въздействие върху дънната зона на кладенеца за стимулиране на добива на петрол

3.3.1 Обработка с киселини

3.3.2 Хидравлично разбиване

3.3.3 Подобряване на ефективността на перфорацията

Заключение

Въведение

Нефтената индустрия е един от най -важните компоненти на руската икономика, пряко влияещ върху формирането на бюджета на страната и нейния износ.

Състоянието на ресурсната база на нефтения и газовия комплекс е най -острият проблем днес. Нефтените ресурси постепенно се изчерпват, голям брой находища са в последна фаза на разработване и имат голям процент прекъсване на водата, поради което най -спешната и основна задача е търсенето и въвеждането в експлоатация на млади и перспективни находища, едно от които е Приобското поле (от гледна точка на резервите, това е едно от най -големите находища в Русия).

Балансовите запаси от нефт, одобрени от Държавния комитет по резервите, в категория С 1 са 1827,8 милиона тона, възстановими 565,0 милиона тона. с коефициент на добив на нефт 0,309, като се вземат предвид запасите в буферната зона под заливните заливи на реките Об и Болшой Салим.

Балансовите резерви на петрол от категория C 2 са 524073 хил. Тона, възстановими - 48970 хил. Тона с коефициент на извличане на нефт 0,093.

Приобското поле има редица характерни черти:

големи, многопластови, уникални по отношение на запасите от нефт;

труднодостъпни, характеризиращи се със значително заблатяване, през пролетно-летния период по-голямата част от територията е наводнена с наводнени води;

река Об тече през територията на находището, разделяйки я на дяснобережна и лявобережна част.

Полето се характеризира със сложна структура от производствени хоризонти. Пластовете AC10, AC11, AC12 са от промишлен интерес. Колекторите на хоризонтите AC10 и AC11 са класифицирани като средни и нископродуктивни, а AC12 са необичайно нископродуктивни. Експлоатацията на формацията AS12 трябва да бъде отделена като отделен проблем за развитието, тъй като , резервоарът AC12 е и най -значимият по отношение на запасите от всички резервоари. Тази характеристика показва невъзможността за развитие на полето, без да се засягат активно неговите продуктивни слоеве.

Едно от направленията за решаване на този проблем е прилагането на мерки за интензифициране на добива на петрол.

1 . Геоложка характеристикаПриобскиМясто на раждане

1.1 Обща информация за депозита

Нефтното находище Приобское се намира административно в Ханти-Мансийския район на Ханти-Мансийския автономен окръг на Тюменска област.

Работната зона се намира на 65 км източно от град Ханти-Мансийск, на 100 км западно от град Нефтеюганск. В момента районът е един от най-бързо развиващите се икономически в Автономния окръг, което стана възможно поради увеличаването на обем на геоложките проучвания и добива на нефт ...

Най -големите развити близки полета: Салимское, разположено на 20 км на изток, Приразломное, разположено в непосредствена близост, Правдинское - на 57 км на югоизток.

На югоизток от находището преминават газопроводът Уренгой-Челябинск-Новополоцк и нефтопроводът Уст-Балик-Омск.

Районът Приобская в северната си част се намира в обската заливна равнина - млада алувиална равнина с натрупване на четвъртични отлагания с относително голяма дебелина. Абсолютните височини на релефа са 30-55 м. Южната част на района се стреми към плоска алувиална равнина на нивото на втората надзаплавна тераса със слабо изразени форми на речна ерозия и натрупване. Абсолютните оценки тук са 46-60 m.

Хидрографската мрежа е представена от канала Малий Салим, който тече в подширочна посока в северната част на района и в тази област е свързан чрез малки канали Малая Березовская и Полая с големия и дълбок Обская канал Болшой Салым. Река Об е основният воден път на Тюменска област. На територията на региона има голям брой езера, най -големите от които са езерото Олевашкина, езерото Карасие, езерото Окуневое. Блатата са непроходими, замръзват до края на януари и са основната пречка за движението на превозни средства.

Климатът в региона е рязко континентален с дълги зими и къси топли лета. Зимата е мразовита и снежна. Най -студеният месец в годината е януари (средна месечна температура -19,5 градуса C). Абсолютният минимум е -52 градуса С. Най -топъл е юли (средната месечна температура е +17 градуса C), абсолютният максимум е +33 градуса C. Средногодишните валежи са 500-550 мм годишно, като 75% падат в топлия сезон. Снежната покривка се установява през втората половина на октомври и продължава до началото на юни Дебелината на снежната покривка е от 0,7 м до 1,5-2 м. Дълбочината на замръзване на почвата е 1-1,5 м.

Разглежданата територия се характеризира с подзолисти глинести почви в относително издигнати райони и торфено-подзолисто-тинести и торфени почви в блатисти зони на района. В границите на равнините алувиалните почви на речните тераси са предимно пясъчни, на места глинести. Флората е разнообразна. Преобладават иглолистни и смесени гори.

Районът е разположен в зона на изолирана поява на повърхностни и реликтови вечно замръзнали скали. Почти повърхностно замръзналите почви лежат на водосборите под торфените блата. Дебелината им се контролира от нивото на подземните води и достига 10-15 м, температурата е постоянна и близка до 0 градуса С.

В съседни територии (в Приобското поле замръзналите скали не са проучени) вечната замръзналост се среща на дълбочини 140-180 м (Лянторское поле). Дебелината на вечната замръзналост е 15-40 m, рядко повече. Замразени са по -често долните, по -глинести, част от Новихайловская и незначителна част от формациите на Атлим.

Най -големите населени места, най -близо до работната зона, са градовете Ханти -Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и от по -малки населени места - селата Селиярово, Ситомино, Лемпино и др.

1.2 Литостратиграфскиразрез

Геоложкият участък на Приобското поле е съставен от дебел слой (повече от 3000 м) от теригенни утайки от седиментната покривка от мезо-кайнозойската епоха, срещащи се върху скалите на преджурския комплекс, представен от кората на изветрянето.

Пред-юрски образование (Pz)

В разреза на пред-юрските слоеве се разграничават две структурни нива. Долната, ограничена до консолидираната кора, е представена от силно дислокирани графит-порфирити, чакъли и метаморфозирани варовици. Горният етаж, идентифициран като междинен комплекс, е съставен от по-малко дислокирани ефузивно-седиментни отлагания от пермско-триасовата епоха с дебелина до 650 м.

Юрска система (J)

Юрската система е представена от трите разделения: долна, средна и горна.

Включва Тюменската (J1 + 2), Абалакската и Баженовската формации (J3).

Депозити ТюменОбразованията лежат в основата на седиментната покривка върху скалите на кората на изветрянето с ъглова и стратиграфска несъответствие и са представени от комплекс от теригенни скали с глинесто-пясъчно-алевролитен състав.

Дебелината на залежите на Тюменската формация варира от 40 до 450 m. В границите на находището те са открити на дълбочини 2806-2973м. Отложенията на Тюменската свита последователно се припокриват от горно -юрските находища на Абалакската и Баженовската формации. АбалакскаяОбразуването е съставено от тъмно сиви до черни, разклонени глауконитни кални камъни с алевролитни прослойки в горната част на разреза. Дебелината на апартамента варира от 17 до 32 m.

Депозити БаженовОбразованията са представени от тъмносиви, почти черни, битумни кални камъни с прослойки от леко заилени кални камъни и органично-глинесто-карбонатни скали. Дебелината на формацията е 26-38 м.

Кредова система (K)

Депозитите от кредната система са разработени навсякъде, представени от горните и долните участъци.

Ахската, Черкашинская, Алимская, Викуловская и Ханти-Мансийска формации се отличават в долния участък отдолу нагоре, а в горния участък-Ханти-Мансийската, Уватская, Кузнецовская, Березовская и Ганкинска.

Долна част ahskoyПласт (K1g) е представен главно от кални камъни с подчинени тънки слоеве алевролити и пясъчници, обединени в ахимовската последователност.

В горната част на формацията Akh има зрял член от фино елутрирани, тъмносиви, приближаващи се сиви пимски глини.

Общата дебелина на апартамента варира от запад на изток от 35 до 415 m. В участъците, разположени на изток, група от пластове BS1-BS12 са ограничени до този слой.

Разрез ЧеркашинОбразуването (K1g-br) е представено чрез ритмично редуване на сиви глини, алевролити и тинести пясъчници. Последните, в границите на полето, както и пясъчниците, са индустриално петролни и са разпределени в формациите АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Дебелината на пласта варира от 290 до 600 m.

Отгоре са тъмносиви до черни глини алимОбразувания (К1а), в горната част с прослойки от битумни кални камъни, в долната - алевролити и пясъчници. Дебелината на апартамента варира от 190 до 240 м. Глините са регионален уплътнител за находища на въглеводороди в целия регион на нефтените и газови гори в Среднеобска.

Викуловскаяапартамент (K1a-al) се състои от две подформации.

Долната е предимно глинеста, горната е пясъчно-глинеста с преобладаване на пясъчници и алевролити. Формацията се характеризира с наличието на растителен детрит. Дебелината на пласта варира от 264 м на запад до 296 м на североизток.

Ханти-МансийскОбразуването (K1a-2s) е представено от неравномерно наслояване на пясъчно-глинести скали с преобладаване на първите в горната част на разреза. Скалите на формацията се характеризират с изобилие от въглероден детрит. Дебелината на пласта варира от 292 до 306 m.

УватОбразуването (K2s) е представено от неравномерно претопяване на пясъци, алевролити, пясъчници. Формацията се характеризира с наличието на овъглени и железни растителни остатъци, въглероден детрит и кехлибар. Дебелината на апартамента е 283-301 m.

БерцовскаяАпартаментът (K2k-st-km) е разделен на две подформации. Долната, състояща се от сиви монтморелонитови глини, с опока-подобни междинни слоеве с дебелина от 45 до 94 м, и горната, представена от сиви, тъмносиви, силициеви, песъчливи глини с дебелина 87-133 м.

ГанкинскаяОбразуването (K2mP1d) се състои от сиви, зеленикаво-сиви глини, преминаващи в мергели с глауконитови зърна и сидеритни възли. Дебелината му е 55-82 м.

Палеогенна система (P2)

Палеогеновата система включва скали от Талицката, Люлинворская, Атлимская, Новихайловская и Туртасска формации. Първите три са представени от морски седименти, останалите са континентални.

ТалицкаяОбразуването е съставено от пласт от тъмносиви глини, в области на тиня. Има перитизирани растителни остатъци и рибени люспи. Дебелината на апартамента е 125-146 м.

Люлинворскаяформацията е представена от жълтеникаво-зелени глини, в долната част на разреза те често са опокоидни с прослойки от опоки. Дебелината на апартамента е 200-363 м.

Тавдинскаяформацията, завършваща разреза на морския палеоген, е изградена от сиви, синкаво-сиви глини с алевролитни прослойки. Дебелината на апартамента е 160-180 м.

АтлимскаяПластът е съставен от континентални алувиално-морски седименти, състоящи се от сиви до бели пясъци, предимно кварцови с прослойки от кафяви въглища, глини и алевролити. Дебелината на апартамента е 50-60 m.

НовомихайловскаяОбразуване-представено от неравномерно наслояване на пясъци, сиви, финозърнести, кварцово-полеви шпат със сиви и кафеникаво-сиви глини и алевролити с прослойки от пясък и кафяви въглища. Дебелината на апартамента не надвишава 80 м.

ТуртасскаяФормацията се състои от зеленикаво-сива глина и алевролити, тънкослойни с прослойки от диатомити и кварц-глауконитови пясъци. Дебелината на апартамента е 40-70 m.

Четвъртична система (Q)

Той присъства навсякъде и е представен в долната част с редуващи се пясъци, глини, глини и пясъчни глини, в горната част - от блатни и езерни фации - тини, глини и песъчливи глини. Общата дебелина е 70-100 m.

1.3 Тектонскиструктура

Структурата Приобская е разположена в зоната на кръстовище на Ханти-Мансийската депресия, Ляминския мегафолд, Салимската и Западнолемпанската групи издигания. Структурите от първи ред са усложнени от набъбващи и куполовидни издигания от втори ред и отделни локални антиклинални структури, които са обект на търсене и проучване на нефт и газ.

Съвременният структурен план на фундамента преди Юра е проучен по отразяващия хоризонт "А". Всички структурни елементи се показват на структурната карта по отражателния хоризонт "А". В югозападната част на района - Селияровско, Западно -Сахалинское, Светлое възвишения. В северозападната част-Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковско, Южно-Горшковское, усложняващо източния склон на Западно-Лемпинската зона на издигане. В централната част има Западно-Сахалинското корито, на изток от неговите Горшковско и Сахалинско издигане, което усложнява съответно Средно-Ляминския набъб и Сахалинския структурен нос.

Приобското извисяване с куполообразна форма, Западноприобското издигане с ниска амплитуда, западносахалинските, новообските структури са проследени по отразяващия хоризонт "DB", ограничен до върха на Bystrinskaya член. Ханти-Манийското издигане се очертава на запад от площада. На север от Приобското издигане се откроява местното издигане Светлое. В южната част на полето в района на кладенеца. 291, Безименното издигане е условно разграничено. Източно издигнатата зона на Източна Селияровска в района на изследване е очертана от открит сеизмичен изо-гипс-2280 м. Изометрична структура с ниска амплитуда може да бъде проследена близо до кладенец 606. Районът Селияровская е покрит с рядка мрежа от сеизмични линии, въз основа на която може да се предвиди положителна структура. Издигането на Селияровско се потвърждава от структурния план за отразяващия хоризонт "В". Поради слабото познаване на западната част на района, сеизмичните проучвания, северно от структурата на Селияровска, условно се отличава куполообразно неназовано издигане.

1.4 Съдържание на масло

В Приобското поле маслодайният под покрива значителни дебели седиментни покривни отлагания от средната юра до аптската епоха и е повече от 2,5 км.

Некомерсиални нефтени притоци и ядра със следи от въглеводороди са получени от находищата на Тюменските (Ю 1 и Ю 2) и Баженов (Ю 0) формации. Поради ограничения брой налични геоложки и геофизични материали, структурата на находищата до момента не е достатъчно обоснована.

Търговска нефтоносна способност е установена в неокомските формации от групата AS, където са концентрирани 90% от доказаните запаси. Основните продуктивни пластове са затворени между глинените опаковки Пимская и Бистринская. Отлаганията са ограничени до лещовидни пясъчни тела, образувани в шелфовите и клиноформени отлагания на неокома, чиято продуктивност не се контролира от съвременния структурен план и се определя практически само от наличието на продуктивни резервоари в разреза. Липсата на пластова вода по време на многобройни тестове в продуктивната част на участъка доказва, че нефтените находища, свързани със слоевете на тези опаковки, са затворени лещовидни тела, напълно пълни с масло, а контурите на отлаганията за всеки пясъчен слой се определят от границите на разпространението му. Изключение е пластът AC 7, където притоците на формационна вода са получени от пясъчни лещи, пълни с вода.

Като част от продуктивните неокомски седименти са идентифицирани 9 броя преброяващи обекта: 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. Депозитите на формации АС 7, АС 9 нямат промишлен интерес.

Геоложкият профил е показан на фигура 1.1.

1.5 Характеристикапродуктивнислоеве

Основните запаси от нефт в Приобското находище са концентрирани в седименти от неокомската епоха. Характерна особеност на геоложката структура на находищата, свързани с неокомските скали, е, че те имат мегаслойна структура поради образуването им при условия на странично запълване на достатъчно дълбок морски басейн (300-400 м) поради отстраняване на кластичен теригенен материал от изток и югоизток. Образуването на неокомския мегакомплекс от седиментни скали се осъществява в цяла поредица от палеогеографски условия: континентална седиментация, крайбрежно-морска, шелф и много бавно утаяване в открито дълбоко море.

Докато се движим от изток на запад, има наклон (по отношение на Баженовската свита, която е регионален ориентир) както на състарени глинени членове (зонален ориентир), така и на пясъчно-алевролитни скали, съдържащи се между тях.

Според определенията, направени от експерти на ZapSibNIGNI за фауната и споровия прашец, взети от глини в интервала на поява на член Пимская, възрастта на тези находища се оказа хаутеривска. Всички слоеве, които са разположени над члена Pimskaya. Те бяха индексирани като AS група, следователно в полето Priobskoye слоевете BS 1-5 бяха преиндексирани до AS 7-12.

При изчисляване на резервите, 11 продуктивни формации бяха идентифицирани като част от мегакомплекса от продуктивни неокомски находища: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Резервоарът AS 12 се намира в основата на мегакомплекса и е най-дълбоководната част по отношение на образуването. Съставът включва три слоя AC 12/3, AC 12/1-2, AC 12/0, които са разделени от относително зрели глини върху по-голямата част от площта, чиято дебелина варира от 4 до 10 m.

Отлаганията на формацията AS 12/3 са ограничени до моноклиналния елемент (структурен нос), в рамките на който има нискоамплитудни повдигания и корита с преходни зони между тях.

Основното находище AS12 / 3 е извлечено на дълбочини 2620-2755 м и е литологично скринирано от всички страни. По площ той заема централната терасовидна, най-повдигната част на структурния нос и е ориентиран от югозапад на североизток. Дебелините, наситени с масло, варират от 12,8 м до 1,4 м. Дебитите на петрола варират от 1,02 м 3 / ден, Нд = 1239 м до 7,5 м3 / ден с Нд = 1327 м. Размерите на литологично екранираното находище са 25,5 км на 7,5 км, а височината е 126 м.

Депозитът AS 12/3 е открит на дълбочина 2640-2707 м и е ограничен до местното издигане на Ханти-Мансийск и зоната на източното му потапяне. Резервоарът се контролира от всички страни чрез зони за подмяна на резервоара. Дебитът на петрола е малък и възлиза на 0,4-8,5 m 3 / ден при различни динамични нива. Най -високата кота в сводестата част е фиксирана на -2640 м, а най -ниската на (-2716 м). Размерите на находището са 18 на 8,5 км, височината е 76 м. Типът е литологично екраниран.

Основният резервоар AC12 / 1-2 е най-големият в областта. Разкопана е на дълбочина 2536-2728 м. Ограничена е до моноклина, усложнена от локални издигания с малка амплитуда със зони на преход между тях. От три страни структурата е ограничена от литологични екрани и само на юг (до в района на Восточно-Фроловская) има ли тенденция водоемите да се развиват. Дебелините, наситени с масло, варират в широк диапазон от 0,8 до 40,6 м, докато зоната с максимални дебелини (повече от 12 м) обхваща централната част на находището, както и източната. Размерите на литологично екранираното находище са 45 км на 25 км, височината е 176 м.

В резервоара AS 12 / 1-2 бяха открити находища от 7,5 на 7 км, височина 7 м и 11 на 4,5 км и височина 9 м. И двете находища са от литологично скриниран тип.

Резервоарът AS 12/0 има по -малка зона за развитие. Основното находище AC 12/0 е лещовидно тяло, ориентирано от югозапад на североизток. Размерите му са 41 на 14 км, височината е 187 м. Дебитите на петрола варират от първите единици m 3 / ден при динамични нива до 48 m 3 / ден.

Покритието на хоризонта AS 12 е образувано от дебел (до 60 м) слой глинести скали.

Над раздела има заплата за AS 11, която включва AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Последните три са свързани в един обект за броене, който има много сложна структура както по сечение, така и по площ. В зоните на развитие на резервоара, гравитиращи към близките странични участъци, се наблюдава най-значителната дебелина на хоризонта с тенденция към увеличаване на североизток (до 78,6 m). На югоизток този хоризонт е представен само от слоя AS 11/2, в централната част - от слоя AS 11/3, на север - от слоя AS 11/2-4.

Основното находище AC11 / 1 е второто по големина в Приобското находище. Слоят AS11 / 1 е разработен във водещата част на подобно на набъбване издигане на субмеридионалния удар, което усложнява моноклината. От трите страни находището е ограничено от глинени зони, а на юг границата се очертава условно. Размерът на основния резервоар е 48 на 15 км, височината е 112 м. Дебитите на петрол варират от 2,46 м 3 / ден при динамично ниво от 1195 м до 11,8 м 3 / ден.

Слой AC 11/0 е идентифициран като изолирани лещовидни тела на североизток и на юг. Дебелината му е от 8,6 м до 22,8 м. Първото находище има размери 10,8 на 5,5 км, второто 4,7 на 4,1 км. И двете находища са от литологично скриниран тип. Характеризират се с притоци на петрол от 4 до 14 м 3 / ден на динамично ниво. Хоризонтът AC 10 е проникнат от почти всички кладенци и се състои от три слоя AC 10/2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Основното находище AS 10 / 2-3 е открито на дълбочини 2427-2721 м и се намира в южната част на полето. Видът на резервоара е литологично скриниран, размери 31 на 11 км, височина до 292 м. Дебелините наситени с масло варират от 15,6 м до 0,8 м.

Основното находище AC10 / 1 е извлечено на дълбочини 2374-2492 м. Размерите на находището са 38 на 13 км, височината е до 120 м. Южната граница е изтеглена условно. Дебелините наситени с масло варират от 0,4 до 11,8 м. Притоците на безводни масла варират от 2,9 м 3 / ден при динамично ниво от 1064 м до 6,4 м 3 / ден.

Секцията на блока AS 10 е завършена от продуктивния слой AS 10/0, в рамките на който са идентифицирани три находища, разположени под формата на верига от субмеридиален удар.

Хоризонт AC 9 има ограничено разпространение и е представен под формата на отделни фасциални зони, разположени в североизточната и източната част на конструкцията, както и в района на югозападното потапяне.

Довършването на неокомските производствени находища е слой AS 7, който има мозаечен модел в местоположението на нефтоносни и водоносни полета.

Най-голямото в района находище Восточная е открито на дълбочини 2291-2382 м. Ориентирано е от югозапад на североизток. Притоци на нефт 4.9-6.7 m

В рамките на находището са открити общо 42 находища. Максималната площ има основния резервоар в слоя AS 12 / 1-2 (1018 km 2), минималната (10 km 2) - резервоара в резервоара AS 10/1.

Обобщена таблица на параметрите на резервоара в производствената зона

Таблица 1.1

геоложко поле нефтоносна формация

1.6 Характеристикаводоносни хоризонтикомплекси

Приобското поле е част от хидродинамичната система на западносибирския артезиански басейн. Характеристиката му е наличието на водоустойчиви глинести залежи от олигоцен-турон, чиято дебелина достига 750 м, разделяйки мезо-кайнозойския участък на горно и долно хидрогеоложки нива.

Горният етаж обединява утайки от туронско-четвъртичната епоха и се характеризира със свободен водообмен. В хидродинамичен план подът е водоносен хоризонт, чиито подземни и междупластови води са свързани помежду си.

Горното хидрогеологично ниво включва три водоносни хоризонта:

1- водоносен хоризонт на кватернерни отлагания;

2- водоносен хоризонт на новите Михайловски находища;

3- водоносен хоризонт на находищата Atlym.

Сравнителен анализ на водоносни хоризонти показа, че водоносният хоризонт Atlym може да се приеме като основен източник на голямо централизирано водоснабдяване с питейна вода. Въпреки това, поради значително намаляване на експлоатационните разходи, може да се препоръча новият хоризонт Михайловски.

Долното хидрогеоложно ниво е представено от седименти от сеноманско-юрската епоха и напоени скали от горната част на преджурската основа. На големи дълбочини в среда на труден, а на места почти застоял режим се образуват термални силно минерализирани води, които имат високо газонасищане и повишена концентрация на микроелементи. Долният етаж се отличава с надеждна изолация на водоносни хоризонти от повърхностни природни и климатични фактори. В раздела му са разграничени четири водоносни хоризонта. Всички комплекси и аквилюдии се проследяват на значително разстояние, но в същото време се наблюдава глинообразуване на втория комплекс в Приобското поле.

За заливане на нефтени резервоари в района на Среден Об, широко се използват подземни води от Апто-Сеноманския комплекс, съставен от пласт от слабо циментирани, рохкави пясъци, пясъчници, алевролити и глини от формациите Уватская, Ханти-Мансийск и Викуловская, добре поддържани в района, по-скоро хомогенни в рамките на обекта. Водите се характеризират с ниска корозивност поради липсата на сероводород и кислород в тях.

1.7 Физико -химичниИмотирезервоартечности

Резервоарните масла за продуктивните пластове AC10, AC11 и AC12 нямат значителни разлики в свойствата си. Характерът на промяната във физическите свойства на маслата е типичен за находища, които нямат изход към повърхността и са заобиколени от ръбова вода. В резервоарни условия на масло със средна газова наситеност, налягането на насищане е 1,5-2 пъти по-ниско от налягането в резервоара (висока степен на компресия).

Експерименталните данни за променливостта на маслата по участъка от производствените мощности на находището показват незначителна хетерогенност на петрола в находищата.

Маслата от формациите АС10, АС11 и АС12 са близки едно до друго, по-светлото масло в пласта АС11, моларната фракция на метан в него е 24,56%, общото съдържание на въглеводороди С2Н6-С5Н12 е 19,85%. За маслата от всички резервоари е характерно преобладаването на нормален бутан и пентан над изомерите.

Количеството леки въглеводороди CH4 - C5H12, разтворени в дегазирани масла, е 8.2-9.2%.

Нефтеният газ при стандартно разделяне е с високо съдържание на мазнини (съдържание на мазнини повече от 50), моларната фракция на метан в него е 56,19 (пласт AC10) - 64,29 (пласт AC12). Количеството етан е много по -малко от това на пропан, съотношението C2H6 / C3H8 е 0.6, което е характерно за газовете от нефтени находища. Общото съдържание на бутани 8,1-9,6%, пентани 2,7-3,2%, тежки въглеводороди С6Н14 + по-високо 0,95-1,28%. Количеството въглероден диоксид и азот е малко, около 1%.

Дегазираните масла от всички слоеве са серни, парафинови, леко смолисти, със средна плътност.

Маслото от резервоара AS10 със среден вискозитет, със съдържание на фракции до 350_C повече от 55%, маслата от резервоарите AS11 и AS12 са вискозни, със съдържание на фракции до 350_C от 45%до 54,9%.

Технологичен код на масла от резервоара AS10 - II T1P2, AS11 и AS12 - II T2P2.

Оценката на параметрите, определени от индивидуалните характеристики на маслата и газовете, беше извършена в съответствие с най -вероятните условия за събиране, третиране и транспортиране на нефт на полето.

Условията за разделяне са следните:

Етап 1 - налягане 0,785 МРа, температура 10_C;

Етап 2 - налягане 0,687 МРа, температура 30_C;

Етап 3 - налягане 0.491 MPa, температура 40_C;

Етап 4 - налягане 0,103 MPa, температура 40_C.

Сравнение на средните стойности на порьозност и пропускливост на резервоаритеслоеве АС10-АС12 чрез ядро ​​и дърводобив

Таблица 1.2

1.8 Оценка на нефтените запаси

Запасите от нефт на Приобското месторождение бяха оценени като цяло за пластове без диференциация по залежи. Поради липсата на пластови води в литологично ограничени находища бяха изчислени запасите за чисто нефтени зони.

Балансовите запаси от нефт на Приобското месторождение бяха оценени с помощта на обемния метод.

Основата за изчисляване на моделите на резервоара бяха резултатите от интерпретацията на каросерията. В този случай следните оценки на параметрите на резервоара са взети като гранични стойности на резервоара-резервоар: K op 0.145, пропускливост 0.4 mD. От резервоарите и съответно от изчисляването на резервите бяха изключени зони на резервоари, в които стойностите на тези параметри бяха по -малки от стандартните.

При изчисляване на резервите се използва методът за умножаване на карти на три основни изчислителни параметъра: ефективна дебелина, наситена с масло, открита порьозност и коефициенти на насищане с масло. Ефективният наситен с нефт обем се изчислява отделно по категория резерви.

Разпределението на категории резерви се извършва в съответствие с "Класификацията на резервите на депозити ..." (1983). В зависимост от изследването на находищата на Приобско, запасите от нефт и разтворен газ се изчисляват в категории B, C 1, C 2. Запасите от категория В са идентифицирани в последните кладенци на производствените линии в левобережната пробита зона на полето. Запасите от категория C 1 бяха идентифицирани в районите, проучени от изследователски кладенци, в които бяха получени търговски потоци от нефт или имаше положителна информация за каросерията. Резервите в неизследвани райони на находища са класифицирани в категория C 2. Границата между категории C1 и C2 е начертана на разстояние от двойно стъпало на оперативната решетка (500x500 m), както е предвидено в "Класификация ...".

Оценката на запасите беше завършена чрез умножаване на получените обеми от наситени с нефт резервоари за всеки резервоар и в рамките на избраните категории по плътността на дегазирания нефт при поетапно разделяне и коефициента на конверсия. Трябва да се отбележи, че те са малко по -различни от приетите по -рано. Това се дължи, първо, на изключването от изчисленията на кладенци, разположени далеч извън лицензионната зона, и, второ, на промени в индексирането на слоевете в отделни проучвателни кладенци в резултат на нова корелация на продуктивните находища.

Приетите параметри за изчисление и получените резултати от изчисляването на петролните запаси са дадени по -долу.

1.8.1 Запасимасло

Към 01.01.98 г. в баланса на запасите от нефт VGF са посочени в размер на:

Възстановими 613 380 хиляди тона

Възстановими 63,718 хиляди тона

Възстановими 677098 хиляди тона

Запаси от нефт по пласт

Таблица 1.3

На пробития участък от лявата част на Приобското находище беше извършена оценка на резервите на Партията на Юганскнефтегаз.

Пробитата част съдържа 109 438 хил. Тона. баланс и 31,131 хиляди тона. възстановими петролни запаси при коефициент на добив на нефт 0,284.

По отношение на пробитата част резервите се разпределят, както следва:

Баланс на AC10 слой 50%

Възстановими 46%

AS11 резервоарен баланс 15%

Възстановими 21%

AS12 резервоарен баланс 35%

Възстановими 33%

В разглежданата зона по -голямата част от резервите е концентрирана в формациите AC10 и AC12. Тази зона съдържа 5,5% от запасите на m / r. 19,5% от резервоарите за резервоар AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Приобскоеm / r (ляв брягчаст)

ЗапасимаслоНазонаексплоатация

Таблица 1.4

*) За частта от територията от категория С1, от която се извършва добив на нефт

2 . Методи за извличане, използвано оборудване

Развитието на всяко производствено съоръжение АС 10, АС 11, АС 12 се извършва с поставяне на кладенци по линейна триредова триъгълна схема с плътност на решетката 25 хектара / кладенец, с пробиване на всички кладенци до пласта АС 12.

През 2007 г. СибНИИНП изготви „Допълнение към технологичната схема на пилотно разработване на лявобережната част на Приобското поле, включително заливна зона N4“, в което бяха направени корекции за разработване на левобережната част на находището с връзката на нови подложки N140 и 141 в заливната част на полето ... В съответствие с този документ се предвижда внедряване на триредова блокова система (плътност на мрежата-25 хектара / кладенец) с по-нататъшен преход на по-късен етап от развитието към система, затворена от блокове.

Динамиката на основните технико -икономически показатели за развитие е представена в таблица 2.1

2. 1 ДинамикаспециалностпоказателиразвитиеПриобскиМясто на раждане

таблица 2.1

2. 2 Анализспециалносттехнически и икономическипоказателиразвитие

Динамиката на показателите за развитие въз основа на таблица 2.1 е показана на фиг. 2.1.

Приобското находище се разработва от 1988 г. За 12 години развитие, както се вижда от таблица 3., производството на петрол непрекъснато расте.

Ако през 1988 г. е било 2300 тона нефт, то до 2010 г. е достигнало 1485000 тона, производството на течности се е увеличило от 2300 на 1608000 тона.

Така до 2010 г. кумулативното производство на петрол възлиза на 8583,3 хил. Тона. (таблица 3.1).

От 1991 г., с цел поддържане на резервоарното налягане, бяха пуснати в експлоатация нагнетателни кладенци и започва инжектиране на вода. В края на 2010 г. имаше 132 инжекционни кладенци, а нагнетяването на вода се увеличи от 100 на 2362 хиляди тона. до 2010 г. С увеличаване на впръскването, средният дебит на петрол от работещите кладенци се увеличава. До 2010 г. дебитът се увеличава, което се обяснява с правилния избор на количеството инжектирана вода.

Също така, след въвеждането в експлоатация на фонда за инжектиране, намаляването на производството на вода започва да расте и до 2010 г. достига ниво от 9,8%, първите 5 години намалението на водата е 0%.

Запасът от добив на кладенци до 2010 г. възлиза на 414 кладенци, от които 373 кладенци, произвеждащи продукти по механизиран метод. (таблица 2.1).

Приобското поле е едно от най -младите и перспективни в Западен Сибир.

2.3 Особеностиразвитие,влияещНаексплоатациякладенци

Полето се характеризира с ниски нива на производство на кладенец. Основните проблеми на разработването на находищата бяха ниската производителност на добивните кладенци, ниската естествена (без разрушаване на слоевете чрез инжектирана вода) инжекционност на нагнетателните кладенци, както и лошото преразпределение на налягането в резервоарите по време на поддържане на резервоарното налягане (поради слаба хидродинамична връзка на отделни участъци от слоевете). Експлоатацията на резервоара AS 12 трябва да бъде отделена като отделен проблем при разработването на полето. Поради ниските нива на добив, много кладенци в тази формация трябва да бъдат затворени, което може да доведе до спиране на значителни запаси от нефт за неопределен период. Един от начините за решаване на този проблем за резервоара AS 12 е прилагането на мерки за стимулиране на добива на петрол.

Приобското поле се характеризира със сложна структура от производствени хоризонти както по площ, така и по разрез. Колекторите на хоризонтите AS 10 и AS 11 са класифицирани като средни и нископродуктивни, а AS 12 са необичайно нископродуктивни.

Геоложките и физическите характеристики на продуктивните формации на полето показват невъзможността за разработване на полето без активно влияние върху неговите производствени формации и без използване на методи за интензификация на производството.

Това се потвърждава от опита за разработване на оперативната част на лявобережната част.

3 . Приложени методи за подобрено извличане на масло

3.1 ИзборметодвъздействиеНамаслодепозит

Изборът на метод за въздействие върху нефтените находища се определя от редица фактори, най -значимите от които са геоложките и физическите характеристики на находищата, технологичните възможности за внедряване на метода в дадена област и икономическите критерии. Горните методи за стимулиране на образуването имат многобройни модификации и в основата си се основават на огромен набор от използвани състави на работни средства. Следователно, когато се анализират съществуващите методи за стимулиране, има смисъл преди всичко да се използва опитът от разработването на находища в Западен Сибир, както и полета в други региони с резервоарни свойства, подобни на Приобското поле (предимно ниска водопропускливост) и резервоара течности.

От методите за стимулиране на добива на нефт чрез въздействие върху дънната зона на кладенеца, най -разпространени са:

хидравлично разбиване;

киселинни обработки;

физико -химични обработки с различни реактиви;

термофизични и термохимични обработки;

импулсно-шокови, виброакустични и акустични ефекти.

3.2 Геоложки и физически критерии за приложимост на различни методи за стимулиране на Приобското поле

Основните геоложки и физически характеристики на Приобското поле за оценка на приложимостта на различни методи за стимулиране са:

дълбочина на продуктивните пластове - 2400-2600 м,

находищата са литологично скринирани, естествен режим - еластично затворен,

дебелината на слоевете AC 10, AC 11 и AC 12 съответно до 20,6, 42,6 и 40,6 m.

начално резервоарно налягане - 23,5-25 МРа,

температура на резервоара - 88-90 0 С,

ниска пропускливост на резервоарите, средни стойности според резултатите от ядрени проучвания - за формации АС 10, АС 11 и АС 12, съответно 15,4, 25,8, 2,4 mD,

висока странична и вертикална хетерогенност на слоевете,

плътност на пластовото масло - 780-800 кг / м 3,

вискозитет на пластовото масло - 1,4-1,6 mPa * s,

налягане на насищане с масло 9-11 МРа,

нафтеново масло, парафиново и ниско смолисто.

Сравнявайки представените данни с известните критерии за ефективно прилагане на методите за стимулиране на резервоара, може да се отбележи, че дори и без подробен анализ, следните методи за Приобското поле могат да бъдат изключени от горните методи: термични методи и полимерно заливане ( като метод за изтласкване на нефт от пластове). Термичните методи се използват за резервоари с масла с висок вискозитет и на дълбочини до 1500-1700 м. Полимерното заливане за предпочитане се използва в резервоари с пропускливост повече от 0,1 μm 2 за изместване на масло с вискозитет от 10 до 100 mPa * s и при температури до 90 0 С (за по -високи температури се използват скъпи, специални полимери).

3.2.1 Наводняване

Опитът от разработването на местни и чуждестранни находища показва, че наводняването се оказва доста ефективен метод за въздействие върху резервоари с ниска пропускливост при стриктно спазване на необходимите изисквания за технологията на неговото внедряване.

Сред основните причини, причиняващи намаляване на ефективността на наводняването на нископропускливи образувания, са:

влошаване на филтрационните свойства на скалата поради:

подуване на глинени компоненти на скалата при контакт с инжектираната вода,

запушване на резервоара с фини механични примеси в инжектираната вода,

утаяване на соли в порестата среда на резервоара по време на химичното взаимодействие на инжектирана и произведена вода,

намаляване на покритието на резервоара чрез наводняване поради образуването на пукнатини-фрактури около нагнетателни кладенци и тяхното разпространение в дълбочината на резервоара (за прекъснатите резервоари е възможно и леко увеличаване на размахването на резервоара по участъка),

значителна чувствителност към характера на омокряемостта на скалата от инжектирания агент; значително намаляване на пропускливостта на резервоара поради отлагане на парафин

Проявлението на всички тези явления в резервоари с ниска пропускливост причинява по-значителни последици, отколкото при силно пропускливи скали.

За да се елиминира влиянието на тези фактори върху процеса на заливане на вода, се използват подходящи технологични решения: оптимални решетки на кладенеца и технологични режими на работа на кладенеца, инжектиране на вода от необходимия тип и състав в резервоарите, съответното й механично, химическо и биологично пречистване, както и добавянето на специални компоненти към водата.

За полето Приобское водното наводнение трябва да се разглежда като основен метод за стимулиране.

Използването на разтвори на повърхностно активно веществона полето беше отхвърлен преди всичко поради ниската ефективност на тези реактиви в условията на резервоари с ниска пропускливост.

За Приобското поле и алкални наводненияне може да се препоръча поради следните причини:

Основното е преобладаващото структурно и слоесто глинено съдържание в резервоарите. Глинените агрегати са представени от каолинит, хлорит и хидрослюка. Взаимодействието на алкал с глинен материал може да доведе не само до набъбване на глините, но и до разрушаване на скалите. Алкален разтвор с ниска концентрация увеличава коефициента на набъбване на глините с 1,1-1,3 пъти и намалява пропускливостта на скалата с 1,5-2 пъти в сравнение с прясна вода, което е от решаващо значение за резервоарите с ниска пропускливост на Приобското поле. Използването на разтвори с висока концентрация (намаляване на подуването на глините) активира процеса на разрушаване на скалите. В допълнение, глините, които могат да се обменят силно, могат да повлияят неблагоприятно на ръба на утайката, като заменят натрия с водород.

Високо развита хетерогенност на пласта и голям брой междинни слоеве, което води до ниско покритие на пласта с алкален разтвор.

Основната пречка пред приложението емулсионни системиза да се повлияе на находищата на Приобското поле, има ниски филтрационни характеристики на резервоарите на находището. Съпротивлението на филтрация, създадено от емулсии в резервоари с ниска пропускливост, ще доведе до рязко намаляване на инжекционността на инжекционните кладенци и намаляване на скоростта на добива на петрол.

3.3 Методи на въздействие върху зоната на образуване на дънната пластина за стимулиране на производството

3.3.1 Обработка с киселини

Киселинната обработка на формации се извършва както за увеличаване, така и за възстановяване на водопропускливостта на резервоара в дънната зона на кладенеца. Повечето от тези работи са извършени по време на прехвърлянето на кладенци към инжектиране и последващото увеличаване на тяхната инжекционност.

Стандартното подкисляване в Приобското поле се състои в приготвяне на разтвор, съдържащ 14% HCI и 5% HF, с обем 1,2-1,7 m 3 на 1 метър дебелина на перфорираната формация и изпомпването му в перфорирания интервал. Времето за реакция е около 8 часа.

При разглеждане на ефективността на действието на неорганични киселини се вземат предвид инжекционни кладенци с дългосрочно (повече от една година) впръскване на вода преди обработката. за възстановяване на тяхната инжективност. Като пример, таблица 3.1 показва резултатите от третирането на редица инжекционни кладенци.

Резултати от третирането в инжекционни кладенци

Таблица 3.1

Анализът на извършените обработки показва, че съставът на солна и флуороводородна киселина подобрява пропускливостта на близката зона на сондажа.Инжекционността на кладенците се е увеличила от 1,5 до 10 пъти, ефектът може да бъде проследен от 3 месеца до 1 година.

По този начин, въз основа на анализа на киселинните обработки, извършени на полето, може да се заключи, че е препоръчително да се извършат киселинни обработки на дънните зони на инжекционни кладенци, за да се възстанови тяхната инжекционност.

3.3.2 Хидравлично разбиване

Хидравличното разбиване (хидравлично разбиване) е един от най-ефективните методи за стимулиране на добива на нефт от резервоари с ниска пропускливост и увеличаване на добива на нефт. Хидравличното разбиване се използва широко както в местната, така и в чуждестранната практика за производство на петрол.

Значителен опит в хидравличното разбиване вече е натрупан в Приобското находище. Анализът, извършен на полето за хидравлично разбиване, показва високата ефективност на този вид стимулиране на производството за полето, въпреки значителния темп на спад в производството след хидравлично разбиване. Хидравличното разбиване в случая с Приобското поле е не само метод за стимулиране на добива, но и за увеличаване на добива на нефт. Първо, хидравличното разбиване дава възможност за свързване на неотцедени запаси от нефт в прекъснати резервоари на находището. Второ, този вид въздействие дава възможност да се извлече допълнителен обем нефт от нископропускливата формация AS 12 в рамките на приемливо време на експлоатация на полето.

ОценкадопълнителенминенотзадържанеХидравлично разбиванеНаПриобскомполе.

Въвеждането на метода на хидравлично разбиване на Приобското поле започва през 2006 г. като един от най -препоръчителните методи за стимулиране в дадените условия на разработка.

През периода от 2006 г. до януари 2011 г. на полето са извършени 263 операции по хидравлично разбиване (61% от фонда). Основният брой операции по хидравлично разбиване са извършени през 2008 г. - 126.

В края на 2008 г. допълнителното производство на петрол поради хидравлично разбиване вече възлиза на около 48% от общия добив на нефт през годината. Освен това по -голямата част от допълнителното производство е петрол от резервоара AS -12 - 78,8% от общото производство в резервоара и 32,4% от производството като цяло. За резервоара AS11 - 30,8% от общото производство в резервоара и 4,6% от производството като цяло. За резервоара AS10 - 40,5% от общото производство за резервоара и 11,3% от производството като цяло.

Както можете да видите, основната цел за хидравлично разкъсване беше формацията AS-12 като най-малко продуктивна и съдържаща повечето запаси от нефт в лявата брегова зона на находището.

В края на 2010 г. допълнителното производство на нефт, дължащо се на хидравлично разбиване, представлява повече от 44% от добива на петрол от цялото масло, произведено през годината.

Динамиката на добива на нефт от находището като цяло, както и допълнителното производство на нефт поради хидравлично разбиване, е представена в Таблица 3.2.

Таблица 3.2

Очевидно е значително увеличение на производството на нефт поради хидравлично разбиване. От 2006 г. допълнителното производство от хидравлично разбиване възлиза на 4900 т. Всяка година нарастването на производството от хидравлично разбиване нараства. Максималната стойност на увеличението е 2009 г. (701 000 тона), до 2010 г. стойността на допълнителното производство пада до 606 000 тона, което е с 5 000 тона по -ниско от 2008 г.

По този начин хидравличното разбиване трябва да се счита за основен метод за увеличаване на добива на нефт в Приобското находище.

3.3.3 Подобряване на ефективността на перфорацията

Допълнително средство за увеличаване на производителността на кладенците е подобряването на перфорационните операции, както и образуването на допълнителни филтрационни канали по време на перфорацията.

Подобряване на перфорацията на CCD може да се постигне чрез използването на по -мощни перфориращи заряди за увеличаване на дълбочината на перфорационните канали, увеличаване на плътността на перфорацията и използване на фази.

Методите за създаване на допълнителни филтрационни канали могат да включват например технологията за създаване на система от фрактури по време на вторичното отваряне на пласта с перфоратори върху тръби - система от фрактурирана перфорация на пласта (FFC).

Тази технология е приложена за първи път от Marathon (Тексас, САЩ) през 2006 г. Същността му се крие в перфорацията на продуктивната формация с мощни 85,7 мм перфоратори с плътност около 20 дупки на метър по време на потискане на пласта, последвано от фиксиране на перфорации и пукнатини с подпиращ агент - боксит от фракция от 0,42 до 1,19 mm

Подобни документи

Описание на текущото състояние на развитие на Южно-Приобското находище. Организационна структура на UBR. Техника за сондаж с масло. Дизайн на кладенеца, работа на корпуса и корпус на кладенец. Събиране и преработка на нефт и газ.

практически доклад, добавен на 06.07.2013 г.


Историята на развитието и развитието на Приобското поле. Геоложка характеристика на наситените с нефт резервоари. Анализ на производителността на кладенеца. Влияние върху нефтоносните резервоари чрез хидравлично разбиване - основният метод за стимулиране.

курсова работа, добавена на 18.05.2012 г.


Геоложки и физически характеристики на обекта AS10 в южната част на Приобското поле. Характеристики на кладенеца и показатели за тяхната работа. Развитие на изследователска технология за многослойни нефтени находища. Анализ на чувствителността на проекта към риска.

дипломна работа, добавена на 25.05.2014 г.


Обща информация за Приобското поле, неговите геоложки характеристики. Продуктивни формации в мегакомплекса от неокомски находища. Свойства на резервоарните течности и газове. Причини за замърсяване на зоната на образуване на дънната яма. Видове киселинни лечения.

курсова работа, добавена на 10.06.2014 г.


Кратко описание на нефтеното находище Приобское, геоложката структура на района и описанието на продуктивните пластове, оценката на запасите от нефт и газ. Интегрирани геофизични изследвания: избор и обосновка на методи за провеждане на теренна работа.

дипломна работа, добавена на 17.12.2012 г.


Изграждане на насочен кладенец за геоложките условия на Приобското поле. Норми на потребление на сондажни течности по интервали на пробиване. Формулировки за сондажни течности. Оборудване в циркулационната система. Събиране и почистване на сондажни отпадъци.

курсова работа, добавена на 13.01.2011 г.


Геоложки и физически характеристики на продуктивните формации и обща информация за резерватите. Историята на развитието на находището. Анализ на показателите за производителността на кладенеца. Основните методи за засилване на добива на нефт и включване на остатъчните запаси от нефт в разработването.

курсова работа, добавена на 22.01.2015 г.


Геоложки характеристики на Хохряковското поле. Обосноваване на рационален метод за повдигане на течности в кладенци, устие на сондажи, сондажно оборудване. Състоянието на развитието на находището и кладенеца. Контрол върху развитието на полето.

дипломна работа, добавена на 09.03.2010 г.


Разработване на газови находища. Геолого -технически характеристики на находището. Продуктивни слоеве и обекти. Състав на газ от Оренбургското находище. Обосновка на изграждането на лифтове за чешми. Избор на диаметър и дълбочина на течащите тръби.

курсова работа, добавена на 14.08.2012 г.


Информация за полето Амангелди: структура и геоложки разрез, съдържание на газ. Система за развитие на полето. Изчисляване на запасите от газ и кондензат. Оценка и работа на кладенеца. Технико -икономически показатели за развитие на газовите находища.

Те се намират в Саудитска Арабия, дори гимназист знае. Както и фактът, че Русия е точно зад нея в списъка на страните със значителни петролни запаси. По отношение на производството обаче ние отстъпваме на няколко държави едновременно.

Най -големите в Русия се срещат в почти всички региони: в Кавказ, в районите на Урал и Западен Сибир, на север, в Татарстан. Не всички от тях обаче са разработени, а някои, като Технефтинвест, чиито обекти се намират в Ямало-Ненец и съседния квартал Ханти-Мансийск, са нерентабилни.

Ето защо на 4 април 2013 г. беше сключена сделка с нефтената компания Rockefeller, която вече започна в района.

Не всички петролни и газови находища в Русия обаче са нерентабилни. Доказателство за това е успешното производство на няколко компании едновременно в Ямало-Ненецкия окръг, на двата бряга на Об.

Приобското поле се счита за едно от най -големите не само в Русия, но и в целия свят. Той е открит през 1982 г. Оказа се, че запасите от западносибирски петрол са разположени както на левия, така и на десния бряг.Разработването на левия бряг започва шест години по -късно, през 1988 г., а на десния бряг - единадесет години по -късно.

Днес е известно, че Приобското находище съдържа над 5 милиарда тона висококачествен петрол, който се намира на дълбочина не повече от 2,5 километра.

Огромните запаси от петрол направиха възможно изграждането на електроцентрала на газова турбина Приобская в близост до находището, работеща изключително на свързано гориво. Тази станция не само напълно отговаря на изискванията на областта. Той е в състояние да доставя произведена електроенергия в района на Ханти-Мансийск за нуждите на жителите.

Няколко компании в момента разработват полето Priobskoye.

Някои са убедени, че по време на извличането от земята излиза готово, рафинирано масло. Това е дълбоко погрешно схващане. Резервоарна течност, която излиза

повърхността (суров петрол) навлиза в цеховете, където се почиства от примеси и вода, нормализира се количеството на магнезиевите йони и се отделя свързаният газ. Това е голяма и прецизна работа. За неговото изпълнение полето Приобское е снабдено с цял комплекс от лаборатории, работилници и транспортни мрежи.

Готовите продукти (нефт и газ) се транспортират и използват по предназначение, остават само отпадъци. Именно те създават най -големия проблем за областта днес: има толкова много от тях, че все още не е възможно да бъдат ликвидирани.

Компанията, създадена специално за рециклиране, днес рециклира само най -пресните отпадъци. От утайки (така предприятието се нарича експандирана глина, която е в голямо търсене в строителството. Засега обаче от получения керамзит се строят само пътища за достъп за находището.

Полето има друго значение: осигурява стабилна, добре платена работа за няколко хиляди работници, сред които има висококвалифицирани специалисти и работници без квалификация.

Нефтени находища в Русия
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Северните три четвърти от находището бяха контролирани от ЮКОС чрез дъщерната му компания Юганскнефтегаз и започнаха производството на петрол през 2000 г. През 2004 г. Юганскнефтегаз беше купен от Роснефт, която сега е експлоатираща компания за тази част от находището. Южният квартал на находището беше контролиран от Sibir energy, която започна съвместно предприятие със Sibneft за разработване на полето, като обемното производство започна през 2003 г. Впоследствие Sibneft придоби пълен контрол върху полето чрез корпоративна маневра за разреждане на притежанието на Sibir. Сега Сибнефт се контролира с мнозинство от Газпром и се преименува на Газпром нефт.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Приобско поле (KhMAO)
Резерви, млн. Тона
ABC1 - 1061.5
С2 - 169.9
Производство през 2007 г., млн. Тона - 33,6

Дълги години Самотлорското находище е най -голямото както по отношение на запасите, така и по добива на петрол. През 2007 г. за първи път тя отстъпва на първо място на Приобското находище, където производството на петрол достига 33,6 милиона тона (7,1% от руския), а проучените запаси се увеличават в сравнение с 2006 г. с почти 100 милиона тона (като се вземе предвид изплащането) при производство).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Абдулмазитов Р.Д. Геология и развитие на най -големите и уникални находища на нефт и нефт и газ в Русия.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082

http://www.twirpx.com/file/141095/
http://heriot-watt.ru/t2588.html

Приобское е гигантско петролно находище в Русия. Намира се в Ханти-Мансийския автономен окръг, близо до Ханти-Мансийск. Отворено през 1982 г. Тя е разделена от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния бряг през 1999 г.

Геологичните запаси се оценяват на 5 милиарда тона. Доказаните и възстановими запаси се оценяват на 2,4 милиарда тона.

Депозитът принадлежи на Западносибирска провинция. Отворено през 1982 г. Депозити на дълбочина 2,3-2,6 км. Плътността на маслото е 863-868 кг / м3, умерено съдържание на парафин (2,4-2,5%) и съдържание на сяра 1,2-1,3%.

Към края на 2005 г. в полето има 954 добивни и 376 инжекционни кладенци, от които 178 са пробити през последната година.

Добивът на петрол в Приобското находище през 2007 г. възлиза на 40,2 млн. Тона, от които Роснефт - 32,77, и Газпром нефт - 7,43 милиона тона.

В момента северната част на находището се разработва от LLC RN -Yuganskneftegaz, собственост на Роснефт, а южната част се разработва от LLC Gazpromneft - Khantos, собственост на Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field

http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf

ПРИОБСКОЕ: ИМА 100 МИЛИОНА! (Роснефт: Фирмен бюлетин, септември 2006 г.) -
На 1 май 1985 г. първият проучвателен кладенец е пробит на Приобското находище. През септември 1988 г. на левия й бряг започва експлозивното производство, използвайки метода на изтичане от кладенец № 181-P с дебит 37 тона на ден. В последния ден на юли 2006 г. петролни производители от Приобское докладваха за производството на 100 -милионния тон нефт.

Лицензът за развитие на находището принадлежи на ОАО "Юганскнефтегаз".
Най -голямото поле в Западен Сибир - Приобское - се намира административно в района на Ханти -Мансийск на разстояние 65 км от Ханти -Мансийск и 200 км от Нефтеюганск. Приобское е открито през 1982 г. Разделено е от река Об на две части - ляв и десен бряг. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния бряг през 1999 г.

Според руската класификация проучените запаси от нефт са 1,5 милиарда тона, възстановимите - повече от 600 милиона тона.
Според анализа, изготвен от международната одиторска компания DeGolyer & MacNaughton, към 31 декември 2005 г. нефтените запаси на Приобското находище според методологията SPE са: доказани 694 милиона тона, вероятни - 337 милиона тона, възможни - 55 милиона тона .

Резерви за находището според руските стандарти към 01.01.2006 г.: NGZ (запаси от нефт и газ) - 2 476 258 млн. Тона.

Добивът на нефт в Приобското находище през 2003 г. е 17,6 милиона тона, през 2004 г. - 20,42 милиона тона, през 2005 г. - 20,59 милиона тона. В стратегическите планове за развитие на компанията Приобското находище е отредено за едно от основните места - до 2009 г. се планира да се произвеждат до 35 милиона тона тук.
В последния ден на юли 2006 г. петролни производители от Приобское докладваха за производството на 100 -милионния тон нефт. 60% от територията на Приобското поле се намира в наводнената част на заливната равнина на река Об; екологично чисти технологии се използват при изграждането на кладенци, нефтопроводи под налягане и подводни прелези.

История на Приобското поле:
През 1985 г. са открити търговски запаси от нефт, според изпитвания на кладенец 181r е получен приток от 58 м3 / ден.
През 1989 г. - началото на пробиване на 101 храст (ляв бряг)
През 1999 г. - въвеждане в експлоатация на кладенци 201 подложка (десен бряг)
През 2005 г. дневното производство възлиза на 60 200 тона на ден, като се добива запас от 872 кладенци, от началото на разработката са произведени 87205,81 хиляди тона.

Само през последните години с помощта на насочено сондиране на полето са завършени 29 подводни прелеза, включително 19 нови и 10 стари реконструирани.

Съоръжения на сайта:
Усилвателни помпени станции - 3
Многофазна помпена станция Sulzer - 1
Клъстерни помпени станции за изпомпване на работен агент в резервоара - 10
Плаващи помпени станции - 4
Цехове за подготовка и изпомпване на масло - 2
Устройство за разделяне на масло (USN) - 1

През май 2001 г. на 201 -вата площадка на десния бряг на полето Приобское е инсталирана уникална многофазна помпена станция Sulzer. Всяка помпа от инсталацията е в състояние да изпомпва 3,5 хиляди кубически метра течност на час. Комплексът се обслужва от един оператор, всички данни и параметри се показват на компютърен монитор. Станцията е единствената в Русия.

Холандската помпена станция Rosscor е оборудвана на полето Priobskoye през 2000 г. Той е предназначен за изпомпване на полето на многофазна течност без използване на факели (за избягване на изгаряне на попутен газ в заливната равнина на река Об).

Заводът за преработка на сондажни утайки на десния бряг на Приобското поле произвежда силикатни тухли, които се използват като строителен материал за изграждане на пътища, клъстерни основи и др. За да се реши проблемът с оползотворяването на попутен газ, произвеждан в Приобското находище, първата газоцентрална електроцентрала в Ханти-Мансийския автономен окръг е построена на находището Приразломное, осигуряващо електроенергия на Приобското и Приразломното находища.

Електропроводът, построен през Об, няма аналози, чийто обхват е 1020 м, а диаметърът на проводника, специално произведен във Великобритания, е 50 мм.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

В историята на "Юганскнефтегаз" 5 ноември 2009 г. беше друг значителен ден - 200 -милионният тон нефт беше добив на находището "Приобское". Припомнете си, че това гигантско петролно поле е открито през 1982 г. Полето се намира близо до Ханти-Мансийск и е разделено на две части от река Об. Развитието на левия бряг започва през 1988 г., на десния бряг през 1999 г. 100 -милионният тон петрол е произведен на полето през юли 2006 г.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 г. NK Rosneft планира да произвежда 29,6 млн. Тона нефт на Приобското месторождение през 2010 г., което е с 12,4% по -малко в сравнение с 2009 г., според информационния отдел на компанията. През 2009 г. Роснефт е произвела 33,8 милиона тона нефт от находището.

Освен това, според доклада, днес Роснефт е пуснала в експлоатация първия етап на газотурбинна електроцентрала (GTES) на нефтеното и газовото находище в Приобско. Капацитетът на първия етап на GTPP е 135 MW, вторият етап се планира да бъде въведен в експлоатация през май 2010 г., третият - през декември. Общият капацитет на станцията ще бъде 315 MW. Изграждането на станцията заедно с помощни съоръжения ще струва на Роснефт 18,7 милиарда рубли. В същото време, според доклада, поради изоставянето на хидротехническите съоръжения и инсталирането на съоръжения за парно електроенергия, капиталовите разходи за изграждането на газотурбинната електроцентрала са намалени с повече от 5 милиарда рубли.

Ръководителят на "Роснефт" Сергей Богданчиков отбеляза, че въвеждането в експлоатация на Приобската ГЕЦ едновременно решава три проблема: оползотворяването на попутен газ (ПНГ), доставката на електроенергия към находището, както и стабилността на енергийната система в региона.

През 2009 г. "Роснефт" произвежда повече от 2 милиарда кубически метра на находището "Приобско". м свързан петролен газ (ПНГ) и се използват само малко повече от 1 милиард кубически метра. м. До 2013 г. картината ще се промени: въпреки спада в производството на ПНГ до 1,5 милиарда кубически метра. м, използването му ще достигне 95%, се казва в съобщението.

Според С. Богданчиков, "Роснефт" обмисля възможността да предостави на "Газпром нефт" тръбата си за транспортиране на свързан петролен газ от находището "Приобское" за оползотворяване в газопреработвателния комплекс "Южно-Балик" на СИБУР. Това съобщава РБК.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Роснефт осигурява до 30% от консумацията на енергия със собствени съоръжения. Построени са електроцентрали, работещи на съпътстващ газ: на Приобското находище, на Ванкор, в Краснодарския край.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
"Газпром нефт" стартира първия етап на газотурбинната електроцентрала "Южно-Приобская" (GTES) на находището "Приобское" (ХМАО), построена от компанията за собствени производствени нужди, съобщиха от компанията.
Капацитетът на първия етап на GTPP беше 48 MW. Обемът на капиталовите инвестиции за въвеждането на първия етап е 2,4 милиарда рубли.
Понастоящем нуждите на Газпромнефт-Хантос от електроенергия са около 75 MW електроенергия и според изчисленията на специалистите на компанията, до 2011 г. потреблението на енергия ще се увеличи до 95 MW. Освен това през следващите години тарифите на енергийната система на Тюмен ще нараснат значително - от 1,59 рубли на kWh през 2009 г. до 2,29 рубли на kWh през 2011 г.
Стартирането на втория етап на електроцентралата ще повиши мощностите за производство на електроенергия на „Газпромнефт-Хантос“ до 96 MW и ще задоволи напълно нуждите на компанията от електроенергия.

Приобското поле е ключов актив на „Газпром нефт“, представляващ почти 18% от производствената структура на компанията.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Намаляване на обектите за развитие като метод за подобрено добив на нефт
На полето Приобско се разработват три пласта съвместно - AC10, AC11, AC12, а пропускливостта на формацията AC11 е с порядък по -висока от пропускливостта на формациите AC10 и AC12. За ефективно възстановяване на запасите от нископропускливи пластове AC10 и AC12 няма друга алтернатива освен въвеждането на технологията ORRNEO, предимно в нагнетателни кладенци.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Методът на комплексна интерпретация на резултатите от каросерията, използван в АД ЗСК "ТЮМЕНПРОМГЕОФИЗИКА" при изследване на теригенни участъци
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Фроловска фациална зона на неокомския Западен Сибир в светлината на оценката на нефтения и газовия потенциал
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Литература

Регионални стратиграфски схеми на мезозойски находища на Западносибирската равнина. - Тюмен.1991.
Геология на нефт и газ в Западен Сибир // А. Е. Конторович, И. И. Нестеров, В. С. Сурков и др. - М.: Недра. - 1975. - 680 с.
Каталог на стратиграфските разбивки // Тр. ЗапСибНИГНИ.-1972.- Бр. 67.-313 стр.
Аргентовски Л.Ю., Бочкарев В.С. и др. Стратиграфия на мезозойските седименти от платформената покривка на Западносибирската плоча // Проблеми на геологията на Западносибирската петролна и газова провинция / Тр. ЗапСибНИГНИ. - 1968. - Брой 11. - 60 с.
Соколовски А.П., Соколовски Р.А. Аномални типове участъци от формациите Баженов и Тутлейм в Западен Сибир // Известия на недропотребителя на Ханти-Мансийския автономен окръг.- 2002.-11.- С. 64-69.

Ефективност на разработването на нефтените находища
В Русия както хоризонталните кладенци, така и хидравличното разбиване в резервоари с ниска пропускливост се използват в достатъчни обеми, например в полето Приобско, където пропускливостта е само от 1 до 12 md и е просто невъзможно без хидравлично разбиване .
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Нов екологичен скандал в Ханти-Мансийския автономен окръг. Известната компания Rosekoprompererabotka, която стана известна със замърсяването на река Вах в имението на TNK-BP, отново стана негов участник.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Подобряване на качеството на циментиране на обшивката в находището Южно-Приобское
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Въздействие на топлинен газ и полета на Сибир
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Метод на топлинен газ и апартамент Баженовская
http://energyland.info/analitic-show-50375

Изпълнение на едновременно разделно инжектиране в Приобското поле
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Прехвърляне на кладенци от Приобското поле към адаптивна система за управление на електрическа центробежна помпа
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Анализ на повредата на ESP на руските петролни находища
http://neftya.ru/?p=275

Прекъсвания по време на образуването на неокомски клиноформи в Западен Сибир
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Подобряване на технологията на едновременно отделно инжектиране за многослойни полета
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Работете в находищата на районите Мамонтовски, Майски, Правдински, Приобски
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Още преди Нова година бяха извършени екологични одити на двете най -големи находища в Югра - Самотлорское и Приобское. Въз основа на резултатите бяха направени разочароващи изводи: петролните не само разрушават природата, но и недоплащат най -малко 30 милиарда рубли годишно в бюджетите на различни нива.
http://www.t-i.ru/article/13708/

„Сибирско масло“, № 4 (32), април 2006 г. „Има къде да се движим“
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP / AMOCO се оттегля от проекта Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Снимка
Приобско поле
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
Фирма "Приобско поле, Ханти-Мансийски автономен окръг. SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Южно-Приобское поле