Карта на полето Обс с храсти на левия бряг. Priobskoye nm е сложно, но обещаващо петролно находище в khmao

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 CDP MOU е установено 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 маслос дебит 14,2 м 3 / ден при 4 мм дросел от интервали 2885-2977 м (Тюменски апартамент 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 вдлъбнатина, Ламинския 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 горната вартовска свита е съставена от чести и неравномерни наслоявания на калници с пясъчници и алевролити. Калните камъни са тъмносиви, сиви със зеленикав оттенък, тинести, 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 потапяне на структурата на Приобская. 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 дъговата част 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. Видът 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 частта близо до перваза, 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 x 11 km, височината е до 292 m, 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 извлечено на дълбочини 2374-2492 м. Зоните за подмяна на резервоара 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 екраниран.

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 поразяваща субмеридианова верига.

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 открит на дълбочини 2388-2391 м и е литологично скриниран. Наситено с маслодебелина - 2.6м. Входящ поток масловъзлиза на 25,9 m 3 / ден при Nd-1070 m.

Покритието над хоризонта на AS 10 е представено от член на 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 открит 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

Географското разположение на нефтеното и газовото находище „Приобское“ е в Ханти-Мансийския автономен район на Тюменска област на Руската федерация. Най -близкият град до Приобското поле е Нефтеюганск (намира се на 200 км източно от полето).

Приобското поле е открито през 1982 г. Полето се характеризира като многопластово, с ниска производителност. Територията е изсечена от река Об, заблатена е и през периода на наводнение е предимно наводнена; има места за хвърляне на хайвера за риба. Както е отбелязано в материалите на Министерството на горивата и енергетиката на Руската федерация, представени на Държавната дума, тези фактори усложняват развитието и изискват значителни финансови средства за прилагане на най -новите високоефективни и екологични технологии.

Лицензът за разработване на находището Приобско принадлежи на дъщерното дружество на Роснефт-Роснефт-Юганскнефтегаз.

Според изчисленията на специалисти, развитието на полето при съществуващата данъчна система е нерентабилно и невъзможно. Съгласно условията на PSA, производството на петрол за 20 години ще възлиза на 274,3 милиона тона, държавните приходи - 48,7 милиарда долара.

Възстановимите запаси на Приобското находище са 578 милиона тона нефт, газ - 37 милиарда кубически метра. Периодът на развитие съгласно условията на PSA е 58 години. Пиковото ниво на производство е 19,9 милиарда. тона за 16 -та година от развитието. Първоначалното финансиране беше 1,3 милиарда долара според плана. Капиталови разходи - 28 млрд. Долара, оперативни разходи - 27,28 млрд. Долара. Възможни посоки за транспортиране на петрол от находището са Вентспилс, Новоросийск, Одеса, "Дружба".

През 1991 г. Yugansneftegaz и Amos започнаха да обсъждат възможността за съвместно развитие на северната част на Приобското поле. През 1993 г. Amoso ​​участва в международен търг за право на използване на недра в полетата на Ханти-Мансийския автономен окръг и е обявен за победител в търга за изключителното право да стане чуждестранен партньор в разработването на Приобско поле заедно с Юганскнефтегаз.

През 1994 г. Yuganskneftegaz и Amoso ​​подготвиха и представиха на правителството проект на споразумение за споделяне на производството и тенико-икономическо и екологично проучване за проекта.

В началото на 1995 г. на правителството беше представено допълнително проучване за осъществимост, което беше изменено през същата година в светлината на новите данни за тази област.
През 1995 г. Централната комисия за развитие на нефт и нефтени и газови находища на Министерството на горивата и енергетиката на Руската федерация и Министерството на опазването на околната среда и природните ресурси на Руската федерация одобри преработената схема за развитие на находището и екологичната част на предпроектната документация.

На 7 март 1995 г. тогавашният министър-председател Виктор Черномирдин издаде заповед за формиране на правителствена делегация от представители на Ханти-Мансийския автономен окръг и редица министерства и ведомства, които да преговарят за СИП за развитието на северната част на Приобско поле.

През юли 1996 г. в Москва съвместна руско-американска комисия по икономическо и техническо сътрудничество публикува съвместно изявление за приоритета на енергийните проекти, сред които конкретно е посочено Приобското находище. Съвместното изявление показва, че и двете правителства приветстват ангажимента да сключат споразумение за споделяне на производството за този проект до следващото заседание на комисията през февруари 1997 г.

В края на 1998 г. партньорът на "Юганскнефтегаз" по проекта за развитие на находището в Приобско, американската компания Amoso, бе поета от британската компания British Petroleum.

В началото на 1999 г. BP / Amoso ​​официално обяви оттеглянето си от участие в проекта за разработване на находище Priobskoye.

Етническа история на Приобското поле

От древни времена районът на находището е бил обитаван от ханти. Хантите развиват сложни обществени системи, наречени княжества, и до XI-XII век. те имаха големи племенни селища с укрепени столици, които бяха управлявани от князе и защитени от професионални войски.

Първите известни контакти на Русия с тази територия се осъществяват през 10 или 11 век. По това време започнаха да се развиват търговски отношения между руснаците и коренното население на Западен Сибир, което внесе културни промени в живота на аборигените. Появиха се железни и керамични домакински прибори и тъкани, които станаха материална част от живота на хантите. Търговията с кожи придоби голямо значение като средство за получаване на тези стоки.

През 1581 г. Западен Сибир е присъединен към Русия. Князовете бяха заменени от царското правителство, а данъците бяха платени в руската хазна. През 17 век на тази територия започват да се заселват царски чиновници и служители (казаци), като контактите между руснаците и хантите се развиват допълнително. В резултат на по -тесни контакти руснаците и ханти започнаха да възприемат атрибутите на начина на живот на другия. Хантите започнали да използват оръжия и капани, някои, следвайки примера на руснаците, започнали да развъждат говеда и коне. Руснаците взаимстват някои ловни и риболовни техники от ханти. Руснаците придобиват земя и риболовни площи от ханти, а до 18 век по -голямата част от хантийската земя е продадена на руски заселници. Руското културно влияние се разширява в началото на 18 век с въвеждането на християнството. В същото време броят на руснаците продължава да се увеличава и до края на 18 век руското население в тази област превъзхожда хантите пет пъти. Повечето семейства ханти заемат земеделие, скотовъдство и градинарство от руснаците.

Асимилацията на хантите в руската култура се ускори с установяването на съветската власт през 1920 г. Съветската политика на социална интеграция донесе единна образователна система в региона. Децата от ханти обикновено са изпращани от семейства в интернати за период от 8 до 10 години. Много от тях, след като напуснаха училище, вече не можеха да се върнат към традиционния начин на живот, без да имат необходимите умения за това.

Колективизацията, започнала през 20 -те години на миналия век, оказа значително влияние върху етнографския характер на територията. През 50-60-те години започва формирането на големи колективни стопанства и няколко малки селища изчезват, тъй като населението се обединява в по-големи селища. До 50 -те години смесените бракове между руснаци и ханти стават широко разпространени и почти всички ханти, родени след 50 -те години, са родени в смесени бракове. След 60 -те години, когато руснаци, украинци, белоруси, молдовци, чуваши, башкири, авари и представители на други националности мигрираха в региона, процентът на ханти намалява още повече. Понастоящем хантите съставляват малко по-малко от 1 процент от населението на Ханти-Мансийския автономен окръг.

В допълнение към ханти, манси (33%), ненец (6%) и селкупи (по -малко от 1%) живеят на територията на Приобското поле.

Новите технологии и компетентната политика на Юганскнефтегаз подобриха състоянието на нефтеното находище Приобское, чиито геоложки запаси са на ниво от 5 милиарда тона нефт.

Priobskoye NM е гигантско находище за производство на петрол в Русия. Това труднодостъпно и отдалечено поле се намира на 70 км от град Ханти-Мансийск и на 200 километра от град Нефтеюганск. Включен е в западносибирската петролна и газова провинция. Около 80% от НМ Приобское се намира директно в заливната равнина на река Об и е разделена от водата на две части. Особеността на Приобское е наводнението през периоди на наводнения.

Основните геоложки и физически характеристики на находището

Отличителна черта на Приобское е сложната геоложка структура, характеризираща се с многослойно образуване и ниска степен на производителност. Резервоарите на основните производствени формации се отличават с ниска пропускливост, незначително нетно-бруто съдържание, високо съдържание на глина и висока дисекция. Тези фактори предполагат използването на технологии за хидравлично разбиване в процеса на разработка.

Местоположението на находищата не е по -дълбоко от 2,6 км. Индексите на плътност на петрола са равни на 0,86-0,87 тона на куб. М. Количеството на парафините е умерено и не надвишава 2,6%, количеството на сярата е около 1,35%.