Severo priobskoye Kaution. Geologie der Lagerstätte Priobskoje (Priobka)

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Einführung

1 Geologische Merkmale des Feldes Priobskoje

1.1 Allgemeine Informationen zum Fachgebiet

1.2 Lithostratigraphischer Schnitt

1.3 Tektonische Struktur

1.4 Ölgehalt

1.5 Reservoircharakterisierung

1.6 Eigenschaften von Grundwasserleitern

1.7 Physikalische und chemische Eigenschaften von Formationsflüssigkeiten

1.8 Schätzung der Ölreserven

1.8.1 Ölreserven

2. Technische und wirtschaftliche Hauptindikatoren für die Entwicklung des Priobskoje-Feldes

2.1 Dynamik der Hauptindikatoren für die Entwicklung des Priobskoje-Feldes

2.2 Analyse der wichtigsten technischen und wirtschaftlichen Entwicklungsindikatoren

2.3 Entwicklungsmerkmale, die sich auf den Bohrlochbetrieb auswirken

3. Angewandte Methoden der verbesserten Ölgewinnung

3.1 Wahl des Aufprallverfahrens auf das Ölreservoir

3.2 Geologische und physikalische Kriterien für die Anwendbarkeit verschiedener Impaktmethoden auf dem Priobskoje-Feld

3.2.1 Wasserflutung

3.3 Methoden zur Beeinflussung der Sohlenzone eines Bohrlochs zur Stimulierung der Ölförderung

3.3.1 Säurebehandlungen

3.3.2 Hydraulisches Fracking

3.3.3 Verbesserung der Perforationseffizienz

Fazit

Einführung

Die Ölindustrie ist einer der wichtigsten Bestandteile der russischen Wirtschaft und wirkt sich direkt auf die Bildung des Staatshaushalts und seiner Exporte aus.

Der Zustand der Ressourcenbasis des Öl- und Gaskomplexes ist heute das akuteste Problem. Die Ölressourcen werden allmählich erschöpft, eine große Anzahl von Feldern befinden sich in der Endphase der Entwicklung und haben einen großen Prozentsatz an Wasserschnitt, daher besteht die dringendste und wichtigste Aufgabe darin, junge und vielversprechende Felder zu suchen und in Betrieb zu nehmen das ist das Priobskoje-Feld (in Bezug auf die Reserven ist es eine der größten Lagerstätten in Russland).

Die von der State Reserves Commission für die Kategorie C 1 genehmigten Restölreserven belaufen sich auf 1827,8 Millionen Tonnen, förderbare 565,0 Millionen Tonnen. mit einem Ölrückgewinnungsfaktor von 0,309 unter Berücksichtigung der Reserven in der Pufferzone unter den Überschwemmungsgebieten der Flüsse Ob und Bolshoi Salym.

Die Bilanzreserven von Öl der Kategorie C 2 betragen 524.073.000 Tonnen, förderbar - 48.970.000 Tonnen, mit einem Ölrückgewinnungsfaktor von 0,093.

Das Priobskoje-Feld weist eine Reihe charakteristischer Merkmale auf:

groß, vielschichtig, einzigartig in Bezug auf Ölreserven;

unzugänglich, gekennzeichnet durch erhebliche Sumpfgebiete, im Frühjahr und Sommer ist der größte Teil des Territoriums mit Hochwasser überflutet;

Der Fluss Ob fließt durch das Feld und teilt es in Teile am rechten und am linken Ufer.

Das Feld ist durch eine komplexe Struktur von Produktionshorizonten gekennzeichnet. Die Formationen AC10, AC11, AC12 sind von industriellem Interesse. Die Lagerstätten der Horizonte AC10 und AC11 sind mittel- und niedrigproduktiv, und AC12 ist ungewöhnlich niedrigproduktiv. Die Ausbeutung der AC12-Formation sollte als separates Entwicklungsproblem herausgegriffen werden, da ist die AC12-Lagerstätte auch hinsichtlich der Reserven die bedeutendste aller Lagerstätten. Dieses Merkmal weist auf die Unmöglichkeit hin, das Feld zu entwickeln, ohne seine produktiven Schichten aktiv zu beeinflussen.

Einer der Wege zur Lösung dieses Problems ist die Umsetzung von Maßnahmen zur Intensivierung der Ölförderung.

1 . Geologische CharakteristikPriobskyGeburtsort

1.1 Allgemeine Informationen zum Fachgebiet

Priobskoe Ölvorkommen administrativ in der Region Khanty-Mansiysk des Autonomen Kreises Chanty-Mansiysk der Region Tjumen gelegen.

Das Arbeitsgebiet liegt 65 km östlich der Stadt Chanty-Mansijsk, 100 km westlich der Stadt Neftejugansk und ist derzeit eines der wirtschaftlich am weitesten entwickelten Gebiete im Autonomen Kreis, was durch möglich wurde das Wachstum des Umfangs der geologischen Exploration und Ölförderung .

Die größten in der Nähe befindlichen Felder, die erschlossen werden, sind: Salymskoye, 20 km östlich gelegen, Prirazlomnoye, in unmittelbarer Nähe gelegen, Pravdinskoye, 57 km südöstlich.

Die Gaspipeline Urengoi - Tscheljabinsk - Novopolotsk und die Ölpipeline Ust-Balyk-Omsk verlaufen südöstlich des Feldes.

Der nördliche Teil des Priobskaya-Gebiets befindet sich in der Ob-Aue - einer jungen Schwemmebene mit der Anhäufung relativ großer quartärer Ablagerungen. Die absoluten Reliefmarken betragen 30-55 m. Der südliche Teil des Gebiets tendiert zu einer flachen alluvialen Ebene auf der Ebene der zweiten Terrasse ausgeprägte Formen Erosion und Akkumulation von Flüssen. Die absoluten Werte liegen hier bei 46-60 m.

Das hydrographische Netz wird durch den Maly-Salym-Kanal repräsentiert, der im nördlichen Teil des Gebiets in sublatitudinaler Richtung fließt und in diesem Gebiet durch die kleinen Kanäle Malaya Berezovskaya und Pola mit dem großen und voll fließenden Ob-Kanal Bolshoi Salym verbunden ist. Der Fluss Ob ist die Hauptwasserstraße der Region Tjumen. Auf dem Territorium der Region gibt es eine große Anzahl von Seen, von denen die größten der Olevashkina-See, der Karasye-See und der Okunevoe-See sind. Die Sümpfe sind unpassierbar, frieren Ende Januar ein und sind das Haupthindernis für die Bewegung von Fahrzeugen.

Das Klima der Region ist stark kontinental mit langen Wintern und kurzen warmen Sommern. Der Winter ist frostig und schneereich. Der kälteste Monat des Jahres ist der Januar (durchschnittliche Monatstemperatur beträgt -19,5 Grad C). Das absolute Minimum beträgt -52 Grad C. Am wärmsten ist der Juli (die durchschnittliche Monatstemperatur beträgt +17 Grad C), das absolute Maximum beträgt +33 Grad C. Der durchschnittliche jährliche Niederschlag beträgt 500-550 mm pro Jahr, wobei 75% fallen auf die warme Jahreszeit. Die Schneedecke bildet sich in der zweiten Oktoberhälfte und hält bis Anfang Juni an, die Dicke der Schneedecke beträgt 0,7 m bis 1,5-2 m. Die Tiefe des Gefrierens des Bodens beträgt 1-1,5 m.

Das betrachtete Gebiet ist durch podzolische Tonböden in relativ hochgelegenen Gebieten und torfige podzolische Schluff- und Torfböden in Feuchtgebieten gekennzeichnet. Innerhalb der Ebenen sind die alluvialen Böden der Flussterrassen meist sandig, manchmal lehmig. Die Pflanzenwelt ist vielfältig. Nadel- und Mischwald überwiegen.

Das Gebiet befindet sich in einer Zone mit disjunktem Vorkommen von oberflächennahen und reliktischen Permafrostgesteinen. Oberflächennah gefrorene Böden liegen auf Wassereinzugsgebieten unter Torfmooren. Ihre Dicke wird durch den Grundwasserspiegel gesteuert und erreicht 10-15 m, die Temperatur ist konstant und nahe 0 Grad C.

In angrenzenden Gebieten (auf dem Priobskoje-Feld wurden gefrorene Felsen nicht untersucht) tritt Permafrost in Tiefen von 140-180 m auf (Ljantorskoje-Feld). Die Permafrostdicke beträgt 15-40 m, selten mehr. Gefroren sind häufiger der untere, lehmigere Teil der Novomikhailovskaya- und ein unbedeutender Teil der Atlymskaya-Suiten.

Die größten Siedlungen, die dem Arbeitsgebiet am nächsten liegen, sind die Städte Chanty-Mansiysk, Neftejugansk, Surgut und kleinere Siedlungen- Siedlungen Seliyarovo, Sytomino, Lempino und andere.

1.2 LithostratigrafischEinschnitt

Der geologische Abschnitt der Priobskoye-Lagerstätte besteht aus einer dicken Schicht (mehr als 3000 m) terrigener Ablagerungen der Sedimentdecke des Meso-Cenozoikums, die über den Felsen des vorjuraischen Komplexes liegen, dargestellt durch die Verwitterungskruste.

Vorjura Bildung (Pz)

Im Abschnitt der vorjurassischen Abfolge werden zwei Strukturstufen unterschieden. Die untere, auf die konsolidierte Kruste begrenzte, wird durch stark dislozierte Graphit-Porphyrite, Kiessteine ​​und metamorphosierte Kalksteine ​​repräsentiert. Die obere Stufe, die als Zwischenkomplex identifiziert wurde, besteht aus weniger dislozierten effusiv-sedimentären Ablagerungen des Perm-Trias-Zeitalters mit einer Mächtigkeit von bis zu 650 m.

Jurasystem (J)

Das Jurasystem wird durch alle drei Abteilungen repräsentiert: untere, mittlere und obere.

Es umfasst die Formationen Tyumen (J1+2), Abalak und Bazhenov (J3).

Einlagen Tjumen Die Suiten liegen am Fuß der Sedimentdecke auf den Felsen der Verwitterungskruste mit eckiger und stratigraphischer Diskordanz und werden durch einen Komplex von terrigenen Gesteinen mit tonig-sandiger Schluffstein-Zusammensetzung dargestellt.

Die Dicke der Ablagerungen der Tjumen-Suite variiert zwischen 40 und 450 m. Innerhalb der Lagerstätte werden sie in Tiefen von 2806 bis 2973 m entdeckt. Die Ablagerungen der Tyumen-Formation werden von den oberen Jura-Ablagerungen der Abalak- und Bazhenov-Formation entsprechend überlappt. Abalakskaja Die Suite besteht aus dunkelgrauen bis schwarzen, lokal kalkhaltigen Glaukonit-Tonsteinen mit Schluffstein-Einfügungen im oberen Teil des Abschnitts. Die Dicke der Suite reicht von 17 bis 32 m.

Einlagen Baschenow die Formationen werden durch dunkelgraue, fast schwarze, bituminöse Tonsteine ​​mit Einlagerungen von schwach schluffigen Tonsteinen und organisch-tonigem Karbonatgestein dargestellt. Die Mächtigkeit der Suite beträgt 26-38 m.

Kreidesystem (K)

Die Ablagerungen des Kreidesystems sind überall entwickelt und werden durch die oberen und unteren Abschnitte dargestellt.

Die Suiten Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov und Khanty-Mansi werden von unten nach oben unterschieden, und die Suiten Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov und Gankin werden im oberen Abschnitt unterschieden.

Unterteil achskoi Die Formation (K1g) wird hauptsächlich durch Tonsteine ​​mit untergeordneten dünnen Zwischenschichten aus Schluffsteinen und Sandsteinen repräsentiert, die in der Achimov-Sequenz vereint sind.

Im oberen Teil der Akh-Formation sticht ein gealtertes Glied aus fein geschlämmten, dunkelgrauen, sich nähernden grauen Pim-Tonen hervor.

Die Gesamtmächtigkeit der Formation variiert von West nach Ost zwischen 35 und 415 m. In den östlich gelegenen Abschnitten ist eine Gruppe von Schichten BS1-BS12 auf diese Schicht beschränkt.

Einschnitt Tscherkaschin Suite (K1g-br) wird durch einen rhythmischen Wechsel von grauen Tonen, Schluffsteinen und Schluffsandsteinen dargestellt. Letztere sind im Feld, wie auch Sandsteine, kommerziell erdölhaltig und stechen in den Schichten AC7, AC9, AC10, AC11, AC12 hervor.

Die Dicke der Suite variiert zwischen 290 und 600 m.

Oben sind dunkelgraue bis schwarze Tone. alym Suiten (K1a), im oberen Teil mit Zwischenschichten aus bituminösen Tonsteinen, im unteren Teil - Schluff- und Sandsteine. Die Mächtigkeit der Suite variiert zwischen 190 und 240 m. Tone sind eine regionale Abdeckung für Kohlenwasserstofflagerstätten in der gesamten Öl- und Gasregion Sredneobskaya.

Vikulovskaya Suite (K1a-al) besteht aus zwei Unterformationen.

Der untere ist überwiegend lehmig, der obere sandig-lehmig mit überwiegend Sand- und Schluffsteinen. Die Formation ist durch das Vorhandensein von Pflanzenresten gekennzeichnet. Die Mächtigkeit der Suite reicht von 264 m im Westen bis 296 m im Nordosten.

Chanty-Mansijsk Die Suite (K1a-2s) wird durch eine ungleichmäßige Einbettung von Sand-Ton-Felsen dargestellt, wobei erstere im oberen Teil des Abschnitts vorherrschen. Die Felsen der Suite sind durch eine Fülle von kohlenstoffhaltigem Geröll gekennzeichnet. Die Mächtigkeit der Suite variiert zwischen 292 und 306 m.

Uwatskaja Die Suite (K2s) wird durch eine ungleichmäßige Bedeckung aus Sand, Schluffsteinen und Sandsteinen dargestellt. Die Formation ist durch das Vorhandensein von verkohlten und eisenhaltigen Pflanzenresten, kohlenstoffhaltigem Schutt und Bernstein gekennzeichnet. Die Mächtigkeit der Formation beträgt 283-301 m.

Bertsowskaja die Formation (K2k-st-km) ist in zwei Teilformationen unterteilt. Der untere, bestehend aus Tonen, grauem Montmorellonit, mit opokaartigen Zwischenschichten, 45 bis 94 m dick, und der obere, repräsentiert durch graue, dunkelgraue, kieselsäurehaltige, sandige Tone, 87 bis 133 m dick.

Gankinskaja Die Suite (K2mP1d) besteht aus grauen, grünlich-grauen Tonen, die sich in Mergel mit Glaukonitkörnern und Sideritkonkretionen verwandeln. Seine Mächtigkeit beträgt 55-82 m.

Paläogenes System (P2)

Das paläogene System umfasst die Gesteine ​​der Formationen Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky und Turtas. Die ersten drei sind Meeresablagerungen, der Rest ist kontinental.

Talizkaja Die Formation besteht aus einer Schicht aus dunkelgrauem Ton, der an einigen Stellen schlammig ist. Es gibt peritisierte Pflanzenreste und Fischschuppen. Die Mächtigkeit der Formation beträgt 125-146 m.

Ljulinvorskaja Die Suite wird durch gelblich-grüne Tone im unteren Teil des Abschnitts dargestellt, oft opocoid mit Zwischenschichten von Kolben. Die Mächtigkeit der Formation beträgt 200-363 m.

Tavdinskaja Die Suite, die den Abschnitt des Meerespaläogens vervollständigt, besteht aus grauen, bläulich-grauen Tonen mit Schluffstein-Zwischenbetten. Die Mächtigkeit der Suite beträgt 160-180 m.

Atlymskaja Die Formation besteht aus kontinentalen alluvial-marinen Ablagerungen, bestehend aus Sand, grau bis weiß, überwiegend Quarz mit Zwischenschichten aus Braunkohle, Ton und Schluffsteinen. Die Mächtigkeit der Suite beträgt 50-60 m.

Novomichaylovskaya Suite - repräsentiert durch eine ungleichmäßige Einbettung von grauem, feinkörnigem Quarz-Feldspat-Sand mit grauen und bräunlich-grauen Tonen und Schluffsteinen mit Zwischenschichten aus Sand und Braunkohle. Die Dicke der Formation überschreitet 80 m nicht.

Turtaskaja Die Suite besteht aus grünlich-grauen Tonen und Schluffsteinen, die dünn gebettet sind mit Zwischenschichten aus Kieselgur und Quarz-Glaukonit-Sanden. Die Mächtigkeit der Suite beträgt 40-70 m.

Quartäres System (Q)

Es ist überall vorhanden und wird im unteren Teil durch den Wechsel von Sanden, Tonen, Lehmen und sandigen Lehmen dargestellt, im oberen Teil - durch Sumpf- und Seefazies - Schluffe, Lehme und sandige Lehme. Die Gesamtmächtigkeit beträgt 70-100 m.

1.3 TektonikStruktur

Die Ob-Struktur befindet sich in der Verbindungszone der Chanty-Mansi-Senke, des Lyaminsky-Megatrogs und der Salym- und West-Lempa-Hebungsgruppen. Die Strukturen der ersten Ordnung werden durch schwellartige und kuppelförmige Erhebungen der zweiten Ordnung und separate lokale antiklinale Strukturen kompliziert, die die Objekte der Prospektion und Exploration nach Öl und Gas sind.

Der moderne Strukturplan des vorjurazeitlichen Kellers wurde vom reflektierenden Horizont "A" aus untersucht. Auf der Strukturkarte werden entlang des spiegelnden Horizonts „A“ alle Strukturelemente angezeigt. Im südwestlichen Teil der Region - Seliyarovskoe, West Sachalinskoe, Svetloye Erhebungen. Im nordwestlichen Teil - Ost-Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye, was den Osthang der Hebungszone West Lempinskaya erschwert. Im zentralen Teil - der West-Sachalin-Trog, östlich davon die Gorshkov- und Sachalin-Anhebungen, die die Sredne-Lyamin-Welle bzw. die strukturelle Nase von Sachalin erschweren.

Auf dem reflektierenden Horizont "Db", der auf die Spitze des Bystrinskaya-Mitglieds beschränkt ist, werden die kuppelförmige Erhebung von Priobskoe, die Erhebung von West-Priobskoe mit niedriger Amplitude, die Strukturen von West-Sachalinskaya und Novoobskaya verfolgt. Im Westen des Gebiets wird die Chanty-Mani-Erhebung skizziert. Nördlich der Priobsky-Erhebung sticht die lokale Light-Erhebung hervor. Im südlichen Teil des Feldes im Bereich des Brunnens. 291 Der namenlose Auftrieb wird bedingt unterschieden. Die angehobene Zone East Seliyarovskaya im Untersuchungsgebiet wird durch eine offene seismische Isohypse umrissen - 2280 m. In der Nähe von Bohrloch 606 kann eine isometrische Struktur mit niedriger Amplitude verfolgt werden. Das Seliyarovskaya-Gebiet ist mit einem spärlichen Netzwerk seismischer Profile bedeckt, auf deren Grundlage eine positive Struktur bedingt vorhergesagt werden kann. Die Selyarovskoe-Hebung wird durch den Strukturplan entlang des Spiegelhorizonts "B" bestätigt. Aufgrund der schlechten Untersuchung des westlichen Teils des Gebiets, seismischen Erkundungen, wird nördlich der Seliyarovskaya-Struktur üblicherweise eine kuppelförmige namenlose Erhebung unterschieden.

1.4 Ölgehalt

Beim Priobskoje-Feld umfasst die ölführende Phase Ablagerungen einer Sedimentdecke von beträchtlicher Mächtigkeit aus dem mittleren Jura bis zum Aptium und beträgt mehr als 2,5 km.

Aus den Lagerstätten der Formationen Tjumen (Formationen Yu 1 und Yu 2) und Bazhenov (Formation Yu 0) wurden nichtindustrielle Ölzuflüsse und Kerne mit Anzeichen von Kohlenwasserstoffen gewonnen. Aufgrund der begrenzten Anzahl verfügbarer geologischer und geophysikalischer Materialien ist die Struktur der Lagerstätten bisher nicht ausreichend belegt.

In den neocomianischen Formationen der AS-Gruppe, wo 90 % der erkundeten Reserven konzentriert sind, wurde eine kommerzielle Öllagerkapazität eingerichtet. Die wichtigsten produktiven Schichten sind zwischen den Toneinheiten Pimskaya und Bystrinskaya eingeschlossen. Die Ablagerungen beschränken sich auf linsenförmige Sandkörper, die in Schelf- und clinoformen Ablagerungen des Neocomiums gebildet wurden, deren Produktivität nicht durch den modernen Strukturplan gesteuert wird und praktisch nur durch das Vorhandensein produktiver Reservoirschichten im Abschnitt bestimmt wird. Das Fehlen von Formationswasser im produktiven Teil des Abschnitts während zahlreicher Tests beweist, dass die mit den Schichten dieser Packungen verbundenen Ölablagerungen geschlossene linsenförmige Körper sind, die vollständig mit Öl gefüllt sind, und die Konturen der Ablagerungen für jede Sandschicht durch die bestimmt sind Grenzen seiner Verbreitung. Die Ausnahme bildet das Reservoir AC 7, wo Formationswasserzuflüsse aus mit Wasser gefüllten Sandlinsen gewonnen wurden.

Als Teil der produktiven neokomischen Ablagerungen wurden 9 geschätzte Objekte identifiziert: 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. Abscheidungen der Schichten AC 7, AC 9 sind nicht von industriellem Interesse.

Das geologische Profil ist in Abbildung 1.1 dargestellt

1.5 CharakterisierungproduktivSchichten

Die Hauptölreserven des Priobskoje-Feldes konzentrieren sich auf neokomische Lagerstätten. Ein Merkmal der geologischen Struktur von Ablagerungen im Zusammenhang mit Neocomian-Gesteinen ist, dass sie aufgrund ihrer Bildung unter Bedingungen einer seitlichen Füllung eines ziemlich tiefen Meeresbeckens (300-400 m) aufgrund der Entfernung von Geröll eine Mega-Cross-Layer-Struktur aufweisen terrigenes Material aus dem Osten und Südosten. Die Bildung des neokomischen Megakomplexes aus Sedimentgesteinen erfolgte unter einer ganzen Reihe von paläogeographischen Bedingungen: kontinentale Sedimentation, Küstenmeer, Schelf und sehr langsame Sedimentation in der offenen Tiefsee.

Wenn man sich von Osten nach Westen bewegt, gibt es einen Hang (in Bezug auf die Bazhenov-Formation, die ein regionaler Bezugspunkt ist) sowohl von tonigen, abgelagerten Packungen (zonaler Bezugspunkt) als auch von Sand-Siltstein-Felsen, die zwischen ihnen enthalten sind.

Nach den Feststellungen von ZapSibNIGNI-Spezialisten über Fauna und Sporenpollen, die aus Tonen im Intervall des Auftretens des Pimsk-Mitglieds ausgewählt wurden, stellte sich heraus, dass das Alter dieser Ablagerungen Hauterivian war. Alle Schichten, die sich über dem Pimsk-Mitglied befinden. Als eine Gruppe von AS indiziert, wurden die Formationen BS 1–5 daher auf dem Feld Priobskoye zu AS 7–12 neu indiziert.

Bei der Berechnung der Reserven im Mega-Komplex der produktiven neokomischen Lagerstätten wurden 11 produktive Schichten identifiziert: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, AC10/1, AC10/0, AC9, AC7.

Die Reservoireinheit AS 12 liegt an der Basis des Megakomplexes und ist der tiefste Teil in Bezug auf die Formation. In der Zusammensetzung werden drei Schichten AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0 identifiziert, die durch relativ konsistente Tone auf dem größten Teil der Fläche voneinander getrennt sind, deren Mächtigkeit zwischen 4 und 10 m variiert .

Die Ablagerungen der Formation AS 12/3 sind auf ein monoklinales Element (strukturelle Nase) beschränkt, innerhalb dessen Erhebungen und Vertiefungen mit geringer Amplitude und Übergangszonen dazwischen festgestellt werden.

Die Hauptlagerstätte AS12/3 wurde in Tiefen von 2620-2755m entdeckt und ist lithologisch von allen Seiten abgeschirmt. Er nimmt flächenmäßig den zentralen terrassenartig höchsten Teil der Bauwerksnase ein und ist von Südwesten nach Nordosten orientiert. Die ölgesättigte Dicke variiert zwischen 12,8 m und 1,4 m. Die Ölflussraten reichen von 1,02 m 3 /Tag bei Hd=1239 m bis 7,5 m 3 /Tag bei Hd=1327 m. Die Abmessungen der lithologisch abgesiebten Lagerstätte betragen 25,5 km mal 7,5 km, die Höhe 126 m.

Die Lagerstätte AS 12/3 wurde in Tiefen von 2640-2707 m entdeckt und ist auf die lokale Hebung von Khanty-Mansiysk und die Zone ihrer östlichen Senkung beschränkt. Der Stausee wird von allen Seiten durch Stauraumwechselzonen kontrolliert. Die Ölförderraten sind gering und betragen 0,4–8,5 m 3 /Tag bei unterschiedlichen dynamischen Niveaus. Die höchste Markierung im Bogen ist auf -2640 m und die niedrigste auf (-2716 m) festgelegt. Die Lagerstätte hat eine Größe von 18 x 8,5 km und eine Höhe von 76 m. Der Typ ist lithologisch abgeschirmt.

Die Hauptlagerstätte AS12/1-2 ist die größte im Feld. Entdeckt in Tiefen von 2536-2728 m. Es ist auf eine Monokline beschränkt, die durch lokale Hebungen geringer Amplitude mit Übergangszonen zwischen ihnen kompliziert ist. An drei Seiten ist die Struktur durch lithologische Bildschirme begrenzt und nur im Süden (bis zur Vostochno-Frolovskaya Bereich) entwickeln sich Stauseen. Die ölgesättigten Mächtigkeiten variieren in einem weiten Bereich von 0,8 bis 40,6 m, während die Zone der maximalen Mächtigkeit (mehr als 12 m) den zentralen Teil der Lagerstätte sowie den östlichen abdeckt. Die Dimensionen der lithologisch abgesiebten Lagerstätte betragen 45 km mal 25 km, die Höhe 176 m.

In der Formation AS 12/1-2 wurden Ablagerungen mit einer Größe von 7,5 x 7 km und einer Höhe von 7 m und 11 x 4,5 km und einer Höhe von 9 m entdeckt.Beide Ablagerungen sind lithologisch abgeschirmt.

Die Formation AC 12/0 hat eine kleinere Entwicklungszone. Die Hauptlagerstätte AS 12/0 ist ein linsenförmiger Körper, der von Südwesten nach Nordosten orientiert ist. Seine Abmessungen betragen 41 x 14 km, die Höhe 187 m. Die Ölraten variieren von einigen m 3 /Tag bei dynamischen Niveaus bis zu 48 m 3 /Tag.

Die Kappe des Horizonts AS 12 wird von einer dicken (bis zu 60 m) Schicht aus Tongestein gebildet.

Oberhalb des Abschnitts befindet sich eine Einheit der Produktionsschichten AS 11, die AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4 umfasst. Die letzten drei werden zu einem einzigen zählbaren Objekt zusammengefasst, das sowohl abschnitts- als auch flächenmäßig eine sehr komplexe Struktur aufweist. In den Reservoirentwicklungszonen, die in Richtung der wassernahen Bereiche gravitieren, werden die signifikantesten Horizontmächtigkeiten mit einer Tendenz zur Zunahme nach Nordosten (bis zu 78,6 m) beobachtet. Im Südosten wird dieser Horizont nur durch die Formation AS 11/2 repräsentiert, im mittleren Teil - durch die Formation AS 11/3, im Norden - durch die Formation AS 11/2-4.

Die Hauptlagerstätte AS11/1 ist die zweitgrößte Lagerstätte innerhalb des Feldes Priobskoje. Die AC11/1-Schicht wird in der nahezu meridionalen schwellungsartigen Hebung entwickelt, was die Monokline erschwert. An drei Seiten wird die Lagerstätte durch Tonzonen begrenzt, im Süden wird die Grenze bedingt gezogen. Die Größe der Hauptlagerstätte beträgt 48 x 15 km, die Höhe 112 m. Die Ölraten variieren von 2,46 m 3 /Tag bei einem dynamischen Niveau von 1195 m bis 11,8 m 3 /Tag.

Reservoir AS 11/0 wurde als isolierte linsenförmige Körper im Nordosten und Süden identifiziert. Seine Mächtigkeit beträgt 8,6 m bis 22,8 m. Die erste Lagerstätte hat Abmessungen von 10,8 x 5,5 km, die zweite 4,7 x 4,1 km. Beide Lagerstätten sind lithologisch abgeschirmt. Sie sind durch Ölzuflüsse von 4 bis 14 m 3 /Tag auf dynamischem Niveau gekennzeichnet. Der Horizont AC 10 wurde von fast allen Bohrungen entdeckt und besteht aus drei Schichten AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Die Hauptlagerstätte AS 10/2-3 wurde in Tiefen von 2427-2721 m entdeckt und befindet sich im südlichen Teil der Lagerstätte. Der Lagerstättentyp ist lithologisch abgeschirmt, die Abmessungen betragen 31 x 11 km, die Höhe beträgt bis zu 292 m. Die ölgesättigten Mächtigkeiten reichen von 15,6 m bis 0,8 m.

Die Hauptlagerstätte AS10/1 wurde in Tiefen von 2374-2492 m entdeckt, die Größe der Lagerstätte beträgt 38 x 13 km, die Höhe bis zu 120 m. Die südliche Grenze wird bedingt gezogen. Die ölgesättigte Mächtigkeit variiert von 0,4 bis 11,8 m. Wasserfreie Ölzuflüsse reichten von 2,9 m 3 /Tag bei einem dynamischen Niveau von 1064 m bis 6,4 m 3 /Tag.

Der Abschnitt der Formation AS 10 wird durch die produktive Formation AS 10/0 vervollständigt, in der drei Lagerstätten identifiziert wurden, die sich in Form einer submeridialen Streichkette befinden.

Der AC 9-Horizont hat eine begrenzte Verbreitung und wird in Form separater Faszienzonen dargestellt, die sich im nordöstlichen und östlichen Teil der Struktur sowie im Bereich des südwestlichen Einfallens befinden.

Die produktiven Ablagerungen des Neocomian werden durch die Schicht AC 7 vervollständigt, die ein mosaikartiges Muster in der Verteilung von Öl- und Wasserfeldern aufweist.

Die östliche Lagerstätte, die flächenmäßig größte, wurde in Tiefen von 2291 bis 2382 m entdeckt und ist von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet. Die Ölzuflüsse betragen 4,9-6,7 m 3 /Tag bei dynamischen Niveaus von 1359-875 m. Die ölgesättigte Mächtigkeit variiert von 0,8 bis 67,8 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 46 x 8,5 km, die Höhe 91 m.

Innerhalb des Feldes wurden insgesamt 42 Lagerstätten entdeckt. Die Hauptlagerstätte in der Formation AS 12/1-2 (1018 km 2) hat die maximale Fläche, die minimale (10 km 2) ist die Lagerstätte in der Formation AS 10/1.

Zusammenfassende Tabelle der Lagerstättenparameter innerhalb des Produktionsgebiets

Tabelle 1.1

geologisches Produktionsfeld erdölhaltige Lagerstätte

1.6 CharakterisierungGrundwasserleiterKomplexe

Das Priobskoje-Feld ist Teil des hydrodynamischen Systems des Westsibirischen Artesischen Beckens. Seine Besonderheit ist das Vorhandensein von wasserfesten Tonablagerungen des Oligozän-Turon, deren Dicke 750 m erreicht und den meso-känozoischen Abschnitt in die oberen und unteren hydrogeologischen Böden unterteilt.

Das Obergeschoss vereint turonisch-quartäre Sedimente und zeichnet sich durch freien Wasseraustausch aus. Der Boden ist hydrodynamisch ein Aquifer, dessen Grund- und Zwischenschichtwasser miteinander verbunden sind.

Die Zusammensetzung der oberen hydrogeologischen Stufe umfasst drei Grundwasserleiter:

1- Quartärer Grundwasserleiter;

2 - Grundwasserleiter von Novomikhailovsky-Lagerstätten;

3 - Grundwasserleiter der Atlym-Lagerstätten.

Eine vergleichende Analyse von Grundwasserleitern zeigte, dass der Atlymsky-Grundwasserleiter als Hauptquelle einer großen zentralisierten Haushalts- und Trinkwasserversorgung angesehen werden kann. Aufgrund einer erheblichen Reduzierung der Betriebskosten kann der Novomikhailovsky-Horizont jedoch empfohlen werden.

Die untere hydrogeologische Stufe wird durch Ablagerungen aus dem Cenoman-Jura und überschwemmten Felsen des oberen Teils des vorjuraischen Grundgebirges repräsentiert. In großen Tiefen, in einer Umgebung mit schwierigen und stellenweise fast stagnierenden Bedingungen bilden sich thermisch hochmineralisierte Wässer, die eine hohe Gassättigung und eine erhöhte Konzentration an Spurenelementen aufweisen. Das Untergeschoss zeichnet sich durch eine zuverlässige Isolierung der Grundwasserleiter von natürlichen und klimatischen Oberflächenfaktoren aus. In seinem Abschnitt werden vier wasserführende Komplexe unterschieden. Alle Komplexe und Grundwasserleiter können in beträchtlicher Entfernung verfolgt werden, aber gleichzeitig wird auf dem Feld Priobskoye eine Tonung des zweiten Komplexes beobachtet.

Grundwasser des Aptian-Cenomanian-Komplexes wird häufig zum Fluten von Ölreservoirs in der Region Middle Ob verwendet. Gewässer zeichnen sich durch eine geringe Korrosivität aus, da sie weder Schwefelwasserstoff noch Sauerstoff enthalten.

1.7 Physikalisch und chemischEigenschaftenReservoirFlüssigkeiten

Lagerstättenöle in den Förderformationen AC10, AC11 und AC12 weisen keine signifikanten Unterschiede in ihren Eigenschaften auf. Die Art der Änderung der physikalischen Eigenschaften von Ölen ist typisch für Lagerstätten, die keinen Zugang zur Oberfläche haben und von Randwasser umgeben sind. Bei Lagerstättenbedingungen von Öl mit mittlerer Gassättigung ist der Sättigungsdruck 1,5- bis 2-mal niedriger als der Lagerstättendruck (hoher Grad an Kreuzklemmung).

Experimentelle Daten zur Variabilität von Ölen entlang des Abschnitts der Produktionsanlagen des Feldes weisen auf eine leichte Heterogenität des Öls innerhalb der Lagerstätten hin.

Die Öle der Reservoirs AC10, AC11 und AC12 liegen nahe beieinander, das leichtere Öl im Reservoir AC11, der Molanteil von Methan darin beträgt 24,56%, der Gesamtgehalt an Kohlenwasserstoffen С2Н6 -С5Н12 beträgt 19,85%. Öle aller Formationen sind durch das Vorherrschen von normalem Butan und Pentan gegenüber Isomeren gekennzeichnet.

Die Menge der in entgasten Ölen gelösten leichten Kohlenwasserstoffe CH4 - C5H12 beträgt 8,2-9,2 %.

Erdölgas der Standardtrennung ist fettreich (Fettgehalt mehr als 50), der Molenbruch von Methan darin beträgt 56,19 (Schicht AS10) - 64,29 (Schicht AS12). Die Menge an Ethan ist viel geringer als die von Propan, das C2H6 /C3H8-Verhältnis beträgt 0,6, was typisch für die Gase von Öllagerstätten ist. Der Gesamtgehalt an Butanen beträgt 8,1-9,6%, an Pentanen 2,7-3,2%, an schweren Kohlenwasserstoffen С6Н14 + höher 0,95-1,28%. Die Menge an Kohlendioxid und Stickstoff ist gering, etwa 1 %.

Entgaste Öle aller Formationen sind schwefelhaltig, paraffinhaltig, harzarm, von mittlerer Dichte.

Das Öl der Lagerstätte AC10 ist mittelviskos, mit einem Gehalt an Fraktionen bis 350 _C über 55 %, die Öle der Lagerstätten AC11 und AC12 sind viskos, mit einem Gehalt an Fraktionen bis 350 _C von 45 % bis 54,9 %.

Technologischer Code für Öle der Formation AS10-II T1P2, Formation AS11 und AS12-II T2P2.

Die Schätzung der durch die individuellen Eigenschaften von Ölen und Gasen bestimmten Parameter wurde gemäß den wahrscheinlichsten Bedingungen für die Gewinnung, Aufbereitung und den Transport von Öl im Feld vorgenommen.

Die Trennungsbedingungen sind wie folgt:

1 Stufe - Druck 0,785 MPa, Temperatur 10_C;

2 Stufen – Druck 0,687 MPa, Temperatur 30_C;

3 Stufen – Druck 0,491 MPa, Temperatur 40_C;

Stufe 4 – Druck 0,103 MPa, Temperatur 40_C.

Vergleich von Durchschnittswerten von Porosität und ReservoirdurchlässigkeitSchichten AC10-AC12 nach Core und Logging

Tabelle 1.2

1.8 Schätzung der Ölreserven

Die Schätzung der Ölreserven des Priobskoje-Feldes wurde als Ganzes für die Lagerstätten ohne Differenzierung nach Lagerstätten durchgeführt. Aufgrund des Fehlens von Formationswässern in lithologisch begrenzten Lagerstätten wurden die Reserven für reine Ölzonen berechnet.

Die Restölreserven des Feldes Priobskoje wurden nach der volumetrischen Methode geschätzt.

Grundlage für die Berechnung von Lagerstättenmodellen waren die Ergebnisse der Logging-Interpretation. Gleichzeitig wurden die folgenden Schätzungen der Reservoirparameter als Grenzwerte des Reservoir-Nicht-Reservoirs angenommen: K op 0,145, Permeabilität 0,4 mD. Von Stauseen und folglich von der Berechnung der Reserven wurden Stauseenzonen ausgeschlossen, in denen die Werte dieser Parameter unter den Standardwerten lagen.

Bei der Berechnung der Reserven wurde die Methode der Multiplikation von Karten von drei Hauptberechnungsparametern verwendet: effektive Ölgehaltsdicke, offene Porositätskoeffizienten und Ölsättigung. Das effektive ölgesättigte Volumen wurde für Reservekategorien separat berechnet.

Die Zuordnung der Reservekategorien erfolgte gemäß der "Klassifikation der Einlagenreserven ..." (1983) . Je nach Kenntnisstand der Lagerstätten des Priobskoje-Feldes werden die darin enthaltenen Öl- und Gasreserven in den Kategorien B, C 1 , C 2 berechnet. Reserven der Kategorie B wurden in den letzten Bohrlöchern der Produktionsreihen im bebohrten Abschnitt des Feldes am linken Ufer identifiziert. Reserven der Kategorie C 1 wurden in Gebieten identifiziert, die durch Explorationsbohrungen untersucht wurden, in denen kommerzielle Ölzuflüsse erzielt wurden oder positive Boverfügbar waren. Die Reserven in den unerforschten Zonen der Lagerstätten wurden in die Kategorie C 2 eingestuft. Die Grenze zwischen den Kategorien C 1 und C 2 wurde im Abstand einer Doppelstufe des Betriebsrasters (500 x 500 m) gezogen, wie es die "Klassifizierung ..." vorsieht.

Die Abschätzung der Reserven wurde vervollständigt, indem die erhaltenen Mengen an ölgesättigten Lagerstätten für jede Schicht und innerhalb der ausgewählten Kategorien mit der Dichte des bei der stufenweisen Ölabscheidung entgasten Öls und dem Umrechnungsfaktor multipliziert wurden. Es sollte beachtet werden, dass sie sich etwas von den zuvor akzeptierten unterscheiden. Dies liegt zum einen am Ausschluss von weit außerhalb des Lizenzgebietes liegenden Bohrungen aus den Berechnungen und zum anderen an Änderungen der Lagerstättenindizierung einzelner Explorationsbohrungen durch eine neue Korrelation produktiver Lagerstätten.

Die akzeptierten Berechnungsparameter und die erhaltenen Ergebnisse der Berechnung der Ölreserven und sind unten angegeben.

1.8.1 AktienÖl

Stand 01.01.98 sind die VGF-Erdölreserven in der Höhe von:

Verwertbare 613.380.000 Tonnen.

Verwertbare 63.718.000 Tonnen.

Verwertbare 677.098.000 Tonnen.

Ölreserven durch Reservoirs

Tabelle 1.3

Auf dem gebohrten Abschnitt des linken Ufers des Feldes Priobskoye wurde die Partei zur Berechnung der Reserven von Yuganskneftegaz JSC durchgeführt.

109438 Tausend Tonnen sind im gebohrten Teil konzentriert. Gleichgewicht und 31131 Tausend Tonnen. förderbare Ölreserven bei einem Ölförderfaktor von 0,284.

Für den gebohrten Teil werden die Reserven wie folgt nach Schichten verteilt:

Layer-AC10-Balance 50 %

Abrufbar 46%

Plast AS11 Rest 15%

Abrufbar 21%

Layer-AC12-Balance 35 %

Wiederherstellbar 33 %

Im betrachteten Gebiet konzentriert sich das Hauptvolumen der Reserven auf die Schichten AS10 und AS12. Dieses Gebiet enthält 5,5 % der Ölreserven. 19,5 % der Reserven der AC10-Formation; 2,4 % - AC11; 3,9 % - AC12.

Priobskoem / r (linkes UferTeil)

VorratÖlanZoneAusbeutung

Tabelle 1.4

*) Für einen Teil des Gebiets der Kategorie C1, aus dem Öl gefördert wird

2 . Abbaumethoden, verwendete Ausrüstung

Die Erschließung jeder Produktionsanlage AS 10 , AS 11 , AS 12 erfolgte mit der Platzierung von Brunnen nach einem linearen dreireihigen Dreiecksmuster mit einer Rasterdichte von 25 ha/Brunnen, mit Bohrung aller Brunnen bis zur AS 12 Bildung.

Im Jahr 2007 erstellte SibNIINP einen „Nachtrag zum technologischen Schema für die Pilotentwicklung des linken Uferteils des Priobskoje-Feldes, einschließlich des Überschwemmungsabschnitts N4“, in dem Anpassungen für die Entwicklung des linken Uferteils des Feldes vorgenommen wurden Feld mit dem Anschluss an die Arbeit der neuen Cluster N140 und 141 im Überschwemmungsteil des Feldes . Gemäß diesem Dokument ist geplant, ein dreireihiges Blocksystem (Rasterdichte - 25 ha / Brunnen) mit einem Übergang zu einem blockgeschlossenen System in einem späteren Entwicklungsstadium zu implementieren.

Die Dynamik der wichtigsten technischen und wirtschaftlichen Entwicklungsindikatoren ist in Tabelle 2.1 dargestellt

2. 1 DynamikwesentlichIndikatorenEntwicklungPriobskyGeburtsort

Tabelle 2.1

2. 2 Analysewesentlichtechnisch und wirtschaftlichIndikatorenEntwicklung

Die Dynamik der Entwicklungsindikatoren auf der Grundlage von Tabelle 2.1 ist in Abb. 2 dargestellt. 2.1.

Das Priobskoye-Feld wird seit 1988 erschlossen. In den 12 Jahren der Erschließung ist die Ölförderung, wie aus Tabelle 3 ersichtlich ist, stetig gewachsen.

Wenn es 1988 2300 Tonnen Öl waren, dann erreichte es 2010 1485000 Tonnen, die Flüssigkeitsproduktion stieg von 2300 auf 1608000 Tonnen.

So belief sich die kumulierte Ölförderung im Jahr 2010 auf 8583,3 Tausend Tonnen. (Tabelle 3.1) .

Seit 1991 wurden zur Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks Injektionsbohrungen in Betrieb genommen und mit der Wasserinjektion begonnen. Ende 2010 betrug der Bestand an Injektionsbohrungen 132 Bohrungen, und die Wasserinjektion stieg von 100 auf 2362.000 Tonnen. bis 2010. Mit zunehmender Injektion steigt die durchschnittliche Durchflussrate der Betriebsbohrungen für Öl. Bis 2010 steigt die Durchflussmenge, was durch die richtige Wahl der eingespritzten Wassermenge erklärt wird.

Außerdem beginnt ab dem Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Injektionsfonds das Wachstum des Wasserschnitts in der Produktion und erreicht bis 2010 das Niveau von -9,8%, in den ersten 5 Jahren beträgt der Wasserschnitt 0%.

Bis 2010 belief sich der Förderfonds auf 414 Bohrlöcher, von denen 373 Bohrlöcher mechanisierte Produkte produzieren. Bis 2010 betrug die kumulierte Ölförderung 8583,3 Tausend Tonnen. (Tabelle 2.1) .

Das Priobskoje-Feld ist eines der jüngsten und vielversprechendsten in Westsibirien.

2.3 BesonderheitenEntwicklung,Beeinflussungauf derAusbeutungBrunnen

Das Feld ist durch niedrige Bohrlochdurchflussraten gekennzeichnet. Die Hauptprobleme bei der Entwicklung des Feldes waren die geringe Produktivität der Produktionsbohrungen, die geringe natürliche (ohne Aufbrechen der Formationen mit injiziertem Wasser) Injektivität der Injektionsbohrungen sowie die schlechte Umverteilung des Drucks über die Lagerstätten während der Aufrechterhaltung des Lagerstättendrucks (aufgrund von die schwache hydrodynamische Verbindung einzelner Abschnitte der Stauseen). Als gesondertes Problem der Feldentwicklung ist die Ausbeutung der Formation AS 12 hervorzuheben. Aufgrund niedriger Produktionsraten müssen viele Bohrlöcher in dieser Formation stillgelegt werden, was zur Erhaltung bedeutender Ölreserven auf unbestimmte Zeit führen kann. Eine der Richtungen zur Lösung dieses Problems in der Formation AS 12 ist die Umsetzung von Maßnahmen zur Intensivierung der Ölförderung.

Das Priobskoje-Feld ist durch eine komplexe Struktur von Produktionshorizonten sowohl in Bezug auf Fläche als auch auf Schnitte gekennzeichnet. Die Reservoire der Horizonte AS 10 und AS 11 sind mittel- und niedrigproduktiv, und AS 12 ist ungewöhnlich niedrigproduktiv.

Die geologischen und physikalischen Eigenschaften der produktiven Schichten des Feldes weisen auf die Unmöglichkeit hin, das Feld zu entwickeln, ohne seine produktiven Schichten aktiv zu beeinflussen und ohne Methoden der Produktionsintensivierung anzuwenden.

Dies bestätigt die Erfahrungen bei der Entwicklung des Betriebsteils des linksrheinischen Teils.

3 . Angewandte Methoden der verbesserten Ölrückgewinnung

3.1 AuswahlMethodeEinschlagauf derÖlHinterlegung

Die Wahl eines Verfahrens zur Beeinflussung von Ölvorkommen wird durch eine Reihe von Faktoren bestimmt, von denen die wichtigsten die geologischen und physikalischen Eigenschaften der Vorkommen, die technologischen Möglichkeiten zur Umsetzung des Verfahrens in einem bestimmten Gebiet und wirtschaftliche Kriterien. Die oben aufgeführten Methoden der Formationsstimulation weisen zahlreiche Modifikationen auf und basieren in ihrem Kern auf einer Vielzahl von Zusammensetzungen der verwendeten Arbeitsmittel. Daher ist es sinnvoll, bei der Analyse bestehender Stimulationsmethoden zunächst die Erfahrungen aus der Entwicklung von Feldern in Westsibirien sowie Feldern in anderen Regionen mit ähnlichen Reservoireigenschaften wie das Priobskoye-Feld (vor allem geringe Reservoirdurchlässigkeit) und Formation zu nutzen Flüssigkeiten.

Von den Methoden zur Intensivierung der Ölförderung durch Beeinflussung der Sohlenzone des Bohrlochs sind die am weitesten verbreiteten:

Hydraulisches Brechen;

Säurebehandlungen;

physikalische und chemische Behandlungen mit verschiedenen Reagenzien;

thermophysikalische und thermochemische Behandlungen;

Pulsschlag, vibroakustischer und akustischer Schlag.

3.2 Geologische und physikalische Kriterien für die Anwendbarkeit verschiedener Stimulationsverfahren im Feld Priobskoje

Die wichtigsten geologischen und physikalischen Eigenschaften des Priobskoje-Feldes zur Bewertung der Anwendbarkeit verschiedener Impaktmethoden sind:

Tiefe der produktiven Schichten - 2400-2600 m,

die Ablagerungen werden lithologisch abgeschirmt, das natürliche Regime ist elastisch geschlossen,

die Dicke der Flöze AS 10, AS 11 und AS 12 beträgt jeweils bis zu 20,6, 42,6 und 40,6 m.

anfänglicher Reservoirdruck - 23,5-25 MPa,

Reservoirtemperatur - 88-90 0 С,

geringe Reservoirdurchlässigkeit, Mittelwerte gemäß den Ergebnissen der Kernstudie - für die Schichten AC 10, AC 11 bzw. AC 12 15,4, 25,8, 2,4 mD,

hohe laterale und vertikale Reservoir-Heterogenität,

Lagerstättenöldichte - 780-800 kg / m 3,

Formationsölviskosität - 1,4-1,6 mPa*s,

Ölsättigungsdruck 9-11 MPa,

Öl der naphthenischen Reihe, paraffinisch und harzarm.

Vergleicht man die präsentierten Daten mit den bekannten Kriterien für den effektiven Einsatz von Reservoir-Stimulationsmethoden, so kann festgestellt werden, dass auch ohne detaillierte Analyse die oben genannten Methoden für das Feld Priobskoye von den oben genannten ausgeschlossen werden können: thermische Methoden und Polymerflutung (wie ein Verfahren zur Ölverdrängung aus Reservoirs). Bei Lagerstätten mit hochviskosen Ölen und in Tiefen bis 1500–1700 m kommen thermische Verfahren zum Einsatz, Polymerfluten wird vorzugsweise bei Lagerstätten mit einer Permeabilität von mehr als 0,1 μm 2 eingesetzt, um Öl mit einer Viskosität von 10 bis 100 mPa * s zu verdrängen und bei Temperaturen bis zu 90 0 С ( für höhere Temperaturen werden teure Spezialpolymere verwendet).

3.2.1 Wasserflutung

Erfahrungen bei der Entwicklung in- und ausländischer Felder zeigen, dass die Wasserflutung eine ziemlich wirksame Methode zur Beeinflussung von Stauseen mit geringer Durchlässigkeit unter strikter Einhaltung der erforderlichen Anforderungen an die Technologie ihrer Umsetzung ist.

Zu den Hauptgründen, die zu einer Verringerung der Effizienz der Wasserflutung von Formationen mit geringer Durchlässigkeit führen, gehören:

Verschlechterung der Filtereigenschaften des Gesteins durch:

Aufquellen der Tonbestandteile des Gesteins bei Kontakt mit dem injizierten Wasser,

Verstopfung des Sammlers durch feinmechanische Verunreinigungen im eingespritzten Wasser,

Ausfällung von Salzablagerungen im porösen Medium der Lagerstätte während der chemischen Wechselwirkung von injiziertem und Formationswasser,

Reduzierung der Lagerstättenüberdeckung durch Überschwemmung durch Klüftebildung um die Injektionsbohrungen und deren Ausbreitung in die Tiefe der Lagerstätte (bei diskontinuierlichen Lagerstätten ist auch eine gewisse Erhöhung der Lagerstättenüberdeckung entlang des Abschnitts möglich),

Signifikante Empfindlichkeit gegenüber der Art der Gesteinsbenetzbarkeit durch das injizierte Mittel. Signifikante Verringerung der Reservoirpermeabilität aufgrund von Paraffinausfällung.

Die Manifestation all dieser Phänomene in Reservoirs mit geringer Permeabilität hat bedeutendere Konsequenzen als in Gesteinen mit hoher Permeabilität.

Um den Einfluss dieser Faktoren auf den Flutungsprozess zu eliminieren, werden geeignete technologische Lösungen verwendet: optimale Brunnenmuster und technologische Betriebsweisen des Brunnens, Injektion von Wasser der erforderlichen Art und Zusammensetzung in die Reservoirs, seine angemessene mechanische, chemische und biologische Behandlung, sowie die Zugabe spezieller Komponenten zum Wasser.

Für das Priobskoje-Feld sollte Flutung als Hauptbehandlungsmethode in Betracht gezogen werden.

Die Verwendung von Tensidlösungen im Feld wurde abgelehnt, hauptsächlich aufgrund der geringen Effizienz dieser Reagenzien in Reservoirs mit geringer Permeabilität.

Für das Priobskoje-Feld und alkalische Überflutung kann aus folgenden Gründen nicht empfohlen werden:

Der Hauptgrund ist der vorherrschende strukturelle und geschichtete Tongehalt der Reservoirs. Tonaggregate werden durch Kaolinit, Chlorit und Hydroglimmer repräsentiert. Die Wechselwirkung von Alkali mit Tonmaterial kann nicht nur zum Aufquellen des Tons, sondern auch zur Zerstörung des Gesteins führen. Eine alkalische Lösung mit niedriger Konzentration erhöht den Quellkoeffizienten von Ton um das 1,1- bis 1,3-fache und verringert die Durchlässigkeit des Gesteins um das 1,5- bis 2-fache im Vergleich zu Süßwasser, was für die Reservoirs mit geringer Durchlässigkeit des Priobskoje-Feldes von entscheidender Bedeutung ist. Die Verwendung von hochkonzentrierten Lösungen (die das Quellen von Tonen reduzieren) aktiviert den Prozess der Zerstörung des Gesteins. Außerdem können hohe Ionenaustauschertone den Laugen-Slug nachteilig beeinflussen, indem sie Natrium gegen Wasserstoff austauschen.

Stark ausgeprägte Formationsheterogenität und eine große Anzahl von Zwischenschichten, was zu einer geringen Formationsbedeckung mit Alkalilösung führt.

Das Haupthindernis für die Verwendung Emulsionssysteme für die Auswirkungen auf die Ablagerungen des Feldes Priobskoje sind die geringen Filtrationseigenschaften der Lagerstätten des Feldes. Der durch Emulsionen in Lagerstätten mit geringer Durchlässigkeit erzeugte Filtrationswiderstand führt zu einer starken Abnahme der Injektivität von Injektionsbohrungen und einer Abnahme der Ölgewinnungsrate.

3.3 Methoden zur Beeinflussung der Sohlenbildungszone zur Förderstimulation

3.3.1 Säurebehandlungen

Die Säurebehandlung von Formationen wird sowohl zur Erhöhung als auch zur Wiederherstellung der Durchlässigkeit des Reservoirs der Bodenlochzone des Bohrlochs durchgeführt. Die meisten dieser Arbeiten wurden während der Überführung von Bohrlöchern in die Injektion und der anschließenden Erhöhung ihrer Injektivität durchgeführt.

Die Standard-Säurebehandlung im Feld Priobskoje besteht darin, eine Lösung bestehend aus 14 % HCl und 5 % HF mit einem Volumen von 1,2–1,7 m 3 pro 1 Meter Dicke der perforierten Formation herzustellen und in das Perforationsintervall zu pumpen. Die Reaktionszeit beträgt ca. 8 Stunden.

Bei der Betrachtung der Wirksamkeit der Einwirkung von anorganischen Säuren wurden Schluckbrunnen mit langfristiger (mehr als ein Jahr) Wasserinjektion vor der Aufbereitung berücksichtigt. Als Beispiel zeigt Tabelle 3.1 die Behandlungsergebnisse für eine Reihe von Injektionsbohrungen.

Behandlungsergebnisse in Injektionsbrunnen

Tabelle 3.1

Die Analyse der durchgeführten Behandlungen zeigt, dass die Zusammensetzung von Salz- und Flusssäure die Durchlässigkeit der bohrlochnahen Zone verbessert.Die Injektivität der Bohrlöcher stieg um das 1,5- bis 10-fache, die Wirkung kann von 3 Monaten bis zu 1 Jahr verfolgt werden.

Somit kann auf der Grundlage der Analyse der vor Ort durchgeführten Säurebehandlungen geschlussfolgert werden, dass es zweckmäßig ist, Säurebehandlungen der Sohlenzonen von Injektionsbohrungen durchzuführen, um ihre Injektivität wiederherzustellen.

3.3.2 Hydraulisches Frakturieren

Hydraulic Fracturing (HF) ist eine der effektivsten Methoden, um die Ölförderung aus Lagerstätten mit geringer Durchlässigkeit zu intensivieren und die Gewinnung von Ölreserven zu steigern. Hydraulic Fracturing ist sowohl in der inländischen als auch in der ausländischen Ölförderungspraxis weit verbreitet.

Auf dem Priobskoje-Feld wurden bereits bedeutende Erfahrungen mit hydraulischem Fracking gesammelt. Die im Hydrofracking-Feld durchgeführte Analyse zeigt die hohe Effizienz dieser Art der Produktionsstimulierung für das Feld, trotz des erheblichen Produktionsrückgangs nach dem Hydrofracking. Hydraulic Fracturing im Falle des Priobskoye-Feldes ist nicht nur eine Methode zur Intensivierung der Produktion, sondern auch zur Steigerung der Ölförderung. Erstens ermöglicht Ihnen das hydraulische Fracking, nicht entwässerte Ölreserven in intermittierenden Lagerstätten des Feldes zu verbinden. Zweitens ermöglicht es diese Art der Stimulation, während einer akzeptablen Betriebszeit vor Ort ein zusätzliches Ölvolumen aus der AS 12-Formation mit geringer Permeabilität zu extrahieren.

GradzusätzlichBeutevonhaltenHydraulische Frakturierungauf derPriobskyBereich.

Die Einführung der hydraulischen Fracking-Methode im Feld Priobskoye begann 2006 als eine der am meisten empfohlenen Stimulationsmethoden unter diesen Entwicklungsbedingungen.

Im Zeitraum von 2006 bis Januar 2011 wurden auf dem Feld 263 hydraulische Fracking-Operationen durchgeführt (61 % der Mittel). Die Hauptzahl des hydraulischen Brechens wurde im Jahr 2008 durchgeführt - 126.

Ende 2008 betrug die zusätzliche Ölförderung durch Hydraulic Fracturing bereits rund 48 % der gesamten Ölförderung des Jahres. Darüber hinaus war der größte Teil der zusätzlichen Produktion Öl aus dem AS-12-Reservoir - 78,8 % der Gesamtproduktion aus dem Reservoir und 32,4 % der Produktion insgesamt. Für das AC11-Reservoir - 30,8 % der Gesamtproduktion für das Reservoir und 4,6 % der Produktion im Allgemeinen. Für das AC10-Reservoir - 40,5 % der Gesamtproduktion für das Reservoir und 11,3 % der Produktion im Allgemeinen.

Wie zu sehen ist, war das Hauptziel des hydraulischen Brechens die AS-12-Formation als die am wenigsten produktive und die meisten Ölreserven enthaltende Formation in der Zone am linken Ufer des Feldes

Ende 2010 belief sich die zusätzliche Ölförderung aufgrund von hydraulischem Fracking auf mehr als 44 % der Ölförderung aus dem gesamten während des Jahres geförderten Öls.

Die Dynamik der Ölförderung für das gesamte Feld sowie die zusätzliche Ölförderung aufgrund von hydraulischem Fracking ist in Tabelle 3.2 dargestellt

Tabelle 3.2

Eine deutliche Steigerung der Ölförderung durch Hydraulic Fracturing ist erkennbar. Seit 2006 beträgt die zusätzliche Produktion aus dem hydraulischen Fracking 4.900 Tonnen, und jedes Jahr wächst die Produktionssteigerung aus dem hydraulischen Fracking. Der maximale Wachstumswert beträgt 2009 (701.000 Tonnen), bis 2010 sinkt der Wert der zusätzlichen Produktion auf 606.000 Tonnen, das sind 5.000 Tonnen weniger als 2008.

Daher sollte das hydraulische Fracking als Hauptmethode zur Steigerung der Ölförderung im Priobskoje-Feld angesehen werden.

3.3.3 Verbesserung der Perforationseffizienz

Ein zusätzliches Mittel zur Steigerung der Produktivität von Bohrlöchern ist die Verbesserung der Perforationsvorgänge sowie die Bildung zusätzlicher Filtrationskanäle während der Perforation.

Eine Verbesserung der CCD-Perforation kann erreicht werden, indem stärkere Perforationsladungen verwendet werden, um die Perforationstiefe zu erhöhen, die Perforationsdichte zu erhöhen und eine Phaseneinstellung zu verwenden.

Die Methoden zum Erstellen zusätzlicher Filtrationskanäle können beispielsweise die Technologie zum Erstellen eines Systems von Rissen während der sekundären Öffnung des Reservoirs mit Perforatoren an Rohren umfassen - das System der gebrochenen Perforation des Reservoirs (FSPP).

Diese Technologie wurde erstmals 2006 von Marathon (Texas, USA) eingesetzt. Sein Wesen liegt in der Perforation der produktiven Formation mit leistungsstarken 85,7-mm-Perforatoren mit einer Dichte von etwa 20 Löchern pro Meter während der Repression der Formation, gefolgt von der Fixierung der Perforationskanäle und Risse mit einer Stützmittel-Bauxit-Fraktion von 0,42 bis 1,19 mm.

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Sie sind in Saudi-Arabien, das weiß sogar ein Gymnasiast. Sowie die Tatsache, dass Russland in der Liste der Länder mit bedeutenden Ölreserven direkt dahinter steht. Allerdings sind wir in Sachen Produktion gleich mehreren Ländern unterlegen.

Die größten gibt es in Russland in fast allen Regionen: im Kaukasus, im Ural und in Westsibirien, im Norden, in Tatarstan. Allerdings sind noch lange nicht alle entwickelt, und einige, wie Tekhneftinvest, deren Standorte in den Jamalo-Nenzen und den benachbarten Bezirken Khanty-Mansiysk liegen, sind unrentabel.

Aus diesem Grund wurde am 4. April 2013 ein Geschäft mit der Rockefeller Oil Company eröffnet, die bereits in der Region begonnen hat.

Allerdings sind nicht alle Öl- und Gasfelder in Russland unrentabel. Ein Beweis dafür ist der erfolgreiche Bergbau, den mehrere Unternehmen gleichzeitig im Jamalo-Nenzen-Distrikt an beiden Ufern des Ob betreiben.

Das Priobskoje-Feld gilt als eines der größten nicht nur in Russland, sondern auf der ganzen Welt. Es wurde 1982 eröffnet. Es stellte sich heraus, dass sich die westsibirischen Ölreserven sowohl am linken als auch am rechten Ufer befinden, wobei die Entwicklung am linken Ufer sechs Jahre später, 1988, und am rechten Ufer elf Jahre später begann.

Heute ist bekannt, dass das Priobskoje-Feld mehr als 5 Milliarden Tonnen hochwertiges Öl enthält, das sich in einer Tiefe von nicht mehr als 2,5 Kilometern befindet.

Riesige Ölreserven ermöglichten den Bau des Gasturbinenkraftwerks Priobskaya in der Nähe des Feldes, das ausschließlich mit zugehörigem Brennstoff betrieben wird. Diese Station wird nicht nur den Anforderungen des Feldes voll gerecht. Es ist in der Lage, den produzierten Strom für den Bedarf der Bewohner des Khanty-Mansiysk Okrug zu liefern.

Heute erschließen mehrere Unternehmen gleichzeitig das Priobskoje-Feld.

Einige sind sich sicher, dass bei der Gewinnung fertiges, raffiniertes Öl aus dem Boden kommt. Das ist eine tiefe Täuschung. Austretende Reservoirflüssigkeit

Die Oberfläche (Rohöl) wird an die Werkstätten geliefert, wo sie von Verunreinigungen und Wasser gereinigt, die Menge an Magnesiumionen normalisiert und das Begleitgas abgetrennt wird. Dies ist eine große und hochpräzise Arbeit. Für seine Umsetzung wurde das Priobskoje-Feld mit einem ganzen Komplex von Labors, Werkstätten und Transportnetzen ausgestattet.

Fertigprodukte (Öl und Gas) werden transportiert und für ihren vorgesehenen Zweck verwendet, wobei nur Abfall zurückbleibt. Sie sind es, die heute das größte Problem für das Feld schaffen: Es gibt so viele von ihnen, dass es unmöglich ist, sie noch zu beseitigen.

Der eigens für das Recycling gegründete Betrieb verarbeitet heute nur die „frischesten“ Abfälle. Blähton wird aus Klärschlamm (wie es im Betrieb heißt) hergestellt, der im Bauwesen sehr gefragt ist, aus dem entstehenden Blähton werden bisher jedoch nur Zufahrtsstraßen für die Lagerstätte gebaut.

Das Feld hat noch eine weitere Bedeutung: Es bietet stabile, gut bezahlte Arbeitsplätze für mehrere tausend Arbeiter, unter denen sich sowohl hochqualifizierte Fachkräfte als auch ungelernte Arbeiter befinden.

HISTORISCHES UND GENETISCHES MODELL FÜR DIE BILDUNG VON ÖLLAGERSTÄTTEN DES PRIOBSK-FELDES IN WESTSIBIRIEN

TN Nemchenko (NK Jukos)

Das Ölfeld Priobskoje gehört in Bezug auf die Reserven zur Gruppe der einzigartigen und wurde 1989 in die Entwicklung aufgenommen. Das Feld befindet sich im Autonomen Bezirk Chanty-Mansi des Gebiets Tjumen, 65 km östlich von Chanty-Mansijsk und 100 km westlich von Neftejugansk. Es ist Teil der Öl- und Gasregion Frolovskaya - dem westlichen Teil der westsibirischen Öl- und Gasprovinz.

Das Ölfeld Priobskoje nimmt einen besonderen Platz im System der erdöl- und gasführenden Komplexe Westsibiriens ein. Die Entdeckung des Priobskoje-Feldes ist ein bedeutendes Ereignis der letzten Jahre. Im oberen Teil der Formationen Tyumen und Bazhenov sowie in den neokomischen Lagerstätten wurde ein kommerzieller Ölgehalt festgestellt. Die Hauptreserven sind neokomische Formationen AC 10-12. Mehr als 20 Ablagerungen sind auf die Schichten des Hauteriviums beschränkt, die in einer Tiefe von 2300 bis 2700 m vorkommen, von denen die meisten als groß eingestuft werden. Gemäß der seismostratigraphischen Analyse wurde die clinoforme Struktur der neokomischen Produktionsschichten festgestellt. Das Priobskoje-Feld ist das einzige in diesem Gebiet, in dem die clinoforme Struktur der neokomischen Schichten durch Tiefbohrungen bestätigt wurde ().

Die Produktivität der neokomischen Lagerstätten des Priobskoje-Feldes wird praktisch nur durch einen Faktor gesteuert - das Vorhandensein durchlässiger Reservoirs im Abschnitt. Das Fehlen von Reservoirwasser während zahlreicher Tests (Schichten AC 10-12) legt nahe, dass die mit diesen Packungen verbundenen Ölablagerungen geschlossene linsenförmige Körper sind, die vollständig mit Öl gefüllt sind (es gibt keine Öl-Wasser-Kontakte), und die Konturen der Ablagerungen für jeden sandig Reservoir werden durch seine Grenzen bestimmt.

Eine umfassende Analyse der paläogeographischen Bedingungen der Sedimentation und seismischer Untersuchungsdaten ermöglichte es, eine große Zone der Entwicklung neokomischer Klinoformen südlich und nördlich der Priobskoye-Lagerstätte zu skizzieren. Damit verbunden ist eine unabhängige Zone der Öl- und Gasansammlung, deren Öl- und Gasgehalt nicht durch den regionalen strukturellen Hintergrund bestimmt wird, sondern vom Entwicklungsgebiet der neokomischen Klinoformen (Karogdin Yu.N., 1998).

Eine Reihe wichtiger Fragen im Zusammenhang mit den Bedingungen für die Bildung von Ölvorkommen sind nach wie vor kaum bekannt. In diesem Zusammenhang ist die Schaffung eines grundlegenden historischen und genetischen Modells für die Bildung von Ölvorkommen in den komplexen Lagerstätten des Priobskoje-Feldes von besonderer Bedeutung.

Das Feld ist in einer großen meridional streichenden Öl- und Gaszone enthalten, die mit einer komplizierten Gruppe lokaler Erhebungen der Monokline in der Verbindungszone der Chanty-Mansiysk-Senke und des Salym-Bogens verbunden ist.

Die kuppelförmige Erhebung von Priobskoe grenzt direkt an die Länder des Greater Salym, wo die Bazhenov-Formation als Basishorizont dient. Entlang dieses Horizonts wird eine Gruppe von Ölfeldern unterschieden - Salym, Nord- und Westsalym, Ober- und Mittelschapschin, Pravdinskoje usw.

Während der Kreidegeschichte Westsibiriens blieb die Chanty-Mansiysk-Senke der am stärksten untergetauchte Teil des Sedimentationsbeckens, weshalb der Abschnitt hier im Vergleich zu den umliegenden Gebieten toniger ist. In der Wolgischen Zeit stellte sich heraus, dass sich das Gebiet der Priobskoje-Lagerstätte in einer tief untergetauchten (bis zu 500 m) axialen Zone des Paläobasins mit charakteristischen Merkmalen eines unterkompensierten Beckens befand. Dies führte zur Akkumulation eines OM-reichen Tonsteinintervalls der Bazhenov-Formation. In der Region des Priobskoje-Feldes gab es seit dem frühen Berrias vor dem Hintergrund einer allgemeinen großen Regression einen Wechsel von regionalen und zonalen Überschreitungen und Regressionen. Klinoformen und stratigraphische Pakete, die sich entlang der Paläoachse des Beckens verlängerten, begannen sich von Ost nach Südost zu bilden und füllten allmählich das gesamte Becken. In den transgressiven Phasen häuften sich überwiegend tonige Schichten, wie die Pimskaya, Bystrinskaya, und in den regressiven Phasen sandig-schluffige Schichten (AS 7 - AS 12) (Karogdin Yu.N., 1998).

Die Bazhenov-Formation hat einen hohen Gehalt an organischem Gesamtmaterial und ein hohes Erzeugungspotenzial. Es wird angenommen, dass dieser Horizont das Ausgangsgestein für die meisten Ölfelder ist, die in der Unterkreide im westsibirischen Becken entdeckt wurden. Angesichts der ruhigen tektonischen Geschichte des Priobskoje-Feldes erscheint die Annahme einer Lagerstättenbildung in den neokomischen Lagerstätten durch großräumige vertikale Migration von Kohlenwasserstoffen jedoch sehr problematisch.

Um ein historisches und genetisches Modell für die Bildung von Ölvorkommen der neokomischen Lagerstätten des Priobskoje-Feldes zu erstellen, wurde das Softwarepaket Basin Modeling verwendet. Mit dem Komplex können Sie schnell und mit einem Minimum an geologischen Daten ein Modell zur Bewertung des Kohlenwasserstoffpotenzials erstellen. Fragmente der Datenbank des Programms mit Informationen zu Brunnen. 151 und 254 der Priobskoye-Lagerstätte sind jeweils angegeben. Um die Daten des Modells zu visualisieren, wurde das Bild der Kurven der Sedimentabsenkungsgeschichte zusammen mit anderen Daten verwendet: Reifestadien, Isothermen usw. ().

Wie aus ersichtlich, gehören die Ölvorkommen der neokomischen Lagerstätten zur Hauptphase der Ölförderung, genauer gesagt zu ihrem oberen Teil - der Zone der frühen Generationsstufe. Im Gegensatz zu den neokomischen Ölen gehören die Öle der Bazhenov-Formation zur Zone der späten Generationsstufe (). Diese Schlussfolgerung steht in voller Übereinstimmung mit der vertikalen phasengenetischen Zonalität von Kohlenwasserstoffsystemen, die im westsibirischen Becken etabliert wurden. Im Abschnitt mesozoische Ablagerungen werden fünf Zonen unterschieden, die jeweils durch einen eigenen Phasenzustand von Kohlenwasserstoffen, Zusammensetzung, Reifegrad von OM, thermobare Bedingungen usw. gekennzeichnet sind. Neokomische Horizonte (Valanginium-Hautherivium des Mittleren Ob) sind Teil der dritten, überwiegend ölhaltigen Zone - der Hauptzone der Ölbildung und Ölakkumulation im Kontext des Mesozoikums des westsibirischen Beckens (Reservoirtemperatur 80-100 ° C ), Ablagerungen, die in den Ablagerungen des oberen und mittleren Jura identifiziert wurden, - bis zur vierten Öl- und Gaskondensatzone, wo Ansammlungen von Leichtöl festgestellt werden (Bezirke Salymsky, Krasnoleninsky, Formationstemperatur 100-120 ° C).

Eine Analyse der geochemischen, einschließlich genetischen Parameter (Gruppe, Isotopenzusammensetzung des Kohlenstoffs usw.) der Öle der neokomischen Lagerstätten des Priobskoje-Feldes und der Bazhenov-Formation des Salymskoje-Feldes zeigte, dass diese Öle unterschiedlich sind, zu unterschiedlichen gehören genetische Zonen ().

Nach geochemischen und thermobaren Indikatoren unterscheidet sich das Priobskoye-Feld:

· signifikante Untersättigung von Ölen aus der Unterkreide mit Kohlenwasserstoffgasen (niedrige Werte von Р sat / Р pl und GOR);

· ein Sprung im Wachstum von Р pl während des Übergangs von der Kreidezeit zu den Juraablagerungen (das Vorhandensein von AHFP im Jurakomplex). Es gibt zwei praktisch isolierte Ebenen der Ölsättigung – Unterkreide und Jura. Die Bildung von Ölvorkommen der neokomischen Formationen des Priobskoye-Feldes erfolgte unabhängig und ist nicht mit einer vertikalen Migration aus der Bazhenov-Formation verbunden.

Das wichtigste historische und genetische Modell der Bildung von Ölvorkommen in den komplexen neokomischen Lagerstätten des Priobskoje-Feldes wird wie folgt dargestellt. Der Mechanismus, der höchstwahrscheinlich zur Bildung der Neocomian-Reservoire führte, ist die seitliche (aufsteigende) Migration von Öl aus gleichzeitigen tonigen Ablagerungen zu den sandigeren Teilen der Klinoformen. Öl und Gas wanderten den Anstieg hinauf und füllten durchlässige Sand-Schluffstein-Betten und Linsen. Für eine solche Vorstellung über den Mechanismus der Ölmigration sprechen: die vorherrschende lithologische Art der Lagerstätten; Mangel an Formationswasser in den Horizonten der AC-Gruppe; Unterschied zwischen Bazhenov- und Neocomian-Ölen.

Es ist bemerkenswert, dass die Fallen mit Öl gefüllt wurden, anscheinend nach dem Prinzip des Differentialfallens, wenn die am meisten untergetauchten Fallen mit relativ leichtem Öl gefüllt sind (Schicht AC 12, Dichte 0,86-0,87 g/cm 3), während die oberen - relativ schwer (Schicht AS 10, Dichte 0,88-0,89 g/cm 3) und die obersten Fallen - mit Wasser (Schicht AS 6).

Von grundlegender Bedeutung ist die Erstellung eines historisch-genetischen Modells für die Entstehung von Ölvorkommen im Priobskoje-Feld. In unmittelbarer Nähe der Lagerstätte Priobskoye befinden sich Sandkörper dieser Art in den Gebieten Khanty-Mansiysk, Frolovskaya und anderen Gebieten. Ölvorkommen ähnlicher Genese werden offenbar auch in anderen Gebieten Westsibiriens innerhalb der neokomischen Lagerstätten entdeckt.

Eine umfassende Analyse der paläogeographischen Sedimentationsbedingungen und seismischer Untersuchungsdaten ermöglichte es, eine große Entwicklungszone neokomischer Klinoformen südlich und nördlich der Lagerstätte Priobskoye zu skizzieren, die sich in einem 25–50 km breiten Streifen von Shapshinskoye und erstreckt Erginskoye-Lagerstätten im Süden bis Tumannoye und Studenoy im Norden, mit denen eine unabhängige Zone mit Öl- und Gasansammlungen verbunden ist, wo das Hauptquellgestein dicke zeitgleiche Tonschichten neokomischer Klinoformen sein werden.

Literatur

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3) Maksimov SP. Platzierungsmuster und Bedingungen für die Bildung von Öl- und Gasvorkommen in paläozoischen Lagerstätten. -M.: Nedra, 1965.

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

Das Ölfeld Priob im System der Öl- und Gaskomplexe Westsibiriens nimmt einen besonderen Platz ein. Neokomische Schichten AC10-12 mit clinoformer Struktur werden als wichtigste Ölreserven angesehen. Eine komplexe Analyse der paläogeografischen Sedimentationsbedingungen und seismischer Prospektionsdaten ermöglichte die Erkennung einer großen Zone neokomischer Klinoforme, die sich südlich und nördlich des Priob-Feldes entwickelt hat. Unabhängige Öl- und Gasakkumulationszone, deren Öl- und Gaspotenzial nicht von der regionalen Struktur bestimmt wird, sondern von einer Zone der neokomischen Klinoformenentwicklung kontrolliert wird, ist mit dieser Zone verbunden.

Zum Zwecke der Erstellung eines historisch-genetischen Modells der Bildung von Öllachen neokomischer Lagerstätten im Feld Priob wurde ein Programmkomplex Basin Modeling verwendet.

Reis. ein. FRAGMENT DES GEOLOGISCHEN ABSCHNITTES IM BREITEN PRIOB (nach F.Z. Khafizov, T.N. Onishchuk, S.F. Panov)

Ablagerungen: 1 - sandig, 2 - lehmig; 3 - bituminöse Tonsteine; 4 - Verwitterungskruste; 5 - Ölvorkommen; 6 - Brunnen

Reis. 2. GEOLOGISCHER ABSCHNITT (Feld Priobskoje)

1 - sandig-tonige Ablagerungen; 2 - Testintervall. Andere Konv. siehe Bezeichnungen in Abb. ein

Reis. 3. BEISPIELE FÜR DIE VISUALISIERUNG DER ANFANGSDATEN UND DER ERGEBNISSE IHRER VERARBEITUNG DURCH SLE. 151 (A) und 245 (B)

Reifestadien (R 0 ,%): 1 - früh (0,5-0,7), 2 - mittel (0,7-1,0), 3 - spät (1,0-1,3); 4 - die Hauptphase der Generation (1.3-2.6); Zeilen: I - Tauchhistorie, anfängliche (II) und ungefähre (III) Temperaturen

Reis. 4. MODELLIERUNG DER TAUCHERGESCHICHTE DES PRIOBSKOYE-FELDES

Reifestadien (R 0 ,%): 1 - früh (10-25), 2 - mittel (25-65), 3 - spät (65-90)

Das Priobskoje-Feld befindet sich im zentralen Teil der Westsibirischen Tiefebene. Administrativ liegt es in der Region Chanty-Mansiysk, 65 km östlich der Stadt Chanty-Mansiysk und 100 km westlich der Stadt Chanty-Mansiysk. Neftejugansk.

Im Zeitraum 1978-1979. Als Ergebnis detaillierter seismischer Untersuchungen von CDP MOV wurde die Erhebung von Priobskoe identifiziert. Ab diesem Moment beginnt eine detaillierte Untersuchung der geologischen Struktur des Territoriums: die weit verbreitete Entwicklung seismischer Untersuchungen in Kombination mit tiefen Bohren.

Die Entdeckung des Priobskoje-Feldes erfolgte 1982 als Folge Bohren und Testen von Bohrloch 151, als ein kommerzieller Zufluss erhalten wurde Öl mit einer Durchflussrate von 14,2 m 3 /Tag auf einer 4-mm-Drossel aus den Intervallen von 2885-2977 m (Tjumen-Suite YUS 2) und 2463-2467 m (Formation AS 11 1) - 5,9 m 3 /Tag auf einem dynamischen Niveau von 1023 m.

Die Ob-Struktur, nach der tektonischen Karte der meso-känozoischen Plattformabdeckung.

Die westsibirische Geosyneklise befindet sich in der Verbindungszone der Chanty-Mansiysk-Senke, des Lyaminsky-Megatrogs, der Salym- und West-Lyaminskaya-Hebungsgruppen.

Die Strukturen erster Ordnung werden durch schwellartige und kuppelförmige Erhebungen zweiter Ordnung und separate lokale antiklinale Strukturen kompliziert, die Gegenstand von Schürf- und Explorationsarbeiten sind Öl Und Gas.

Produktionsformationen im Priobskoye-Feld sind Formationen der "AS" -Gruppe: AS 7 , AS 9 , AS 10 , AS 11 , AS 12 . Stratigraphisch gehören diese Schichten zu den kreidezeitlichen Ablagerungen der oberen Vartovskaya-Suite. Lithologisch besteht die obere Vartovskaya-Formation aus häufigen und ungleichmäßigen Interkalationen von Tonsteinen mit Sandsteinen und Schluffsteinen. Tonsteine ​​sind dunkelgrau, grau mit grünlicher Tönung, schlammig, glimmerig. Sand- und Schluffsteine ​​sind grau, tonig, glimmerig, feinkörnig. Unter Tonsteinen und Sandsteinen gibt es Zwischenschichten aus tonigen Kalksteinen und Sideritkonkretionen.

Die Felsen enthalten verkohlte Pflanzenreste, selten Muscheln (Inocerams) von schlechter und mäßiger Erhaltung.

Durchlässige Gesteine ​​produktiver Formationen haben einen nordöstlichen und submeridialen Streich. Fast alle Lagerstätten sind gekennzeichnet durch eine Erhöhung der effektiven Gesamtmächtigkeiten, des Netto-Brutto-Verhältnisses, hauptsächlich in Richtung der zentralen Teile der Lagerstättenentwicklungszonen, um die Lagerstätteneigenschaften zu erhöhen, und dementsprechend wird das klastische Material im Osten verstärkt (für Schichten des Horizonts AC 12) und nordöstliche Richtungen (für Horizont AC 11).

Der AC 12-Horizont ist ein dicker Sandkörper, der sich von Südwesten nach Nordosten in Form eines breiten Streifens mit maximalen effektiven Mächtigkeiten von bis zu 42 m im zentralen Teil erstreckt (Bohrung 237). In diesem Horizont werden drei Objekte unterschieden: die Schichten AC 12 3 , AC 12 1-2 , AC 12 0 .

Die Ablagerungen der Formation AC 12 3 werden als eine Kette sandiger linsenförmiger Körper mit nordöstlicher Streichrichtung dargestellt. Die effektiven Mächtigkeiten variieren von 0,4 m bis 12,8 m, wobei höhere Werte mit der Hauptlagerstätte verbunden sind.

Die Hauptlagerstätte AS 12 3 wurde in Tiefen von -2620 und -2755 m entdeckt und ist von allen Seiten lithologisch abgeschirmt. Die Abmessungen der Lagerstätte betragen 34 x 7,5 km und die Höhe 126 m.

AS 12 3 im Bereich des Brunnens ablegen. 241 wurde in Tiefen von -2640-2707 m entdeckt und ist auf die lokale Hebung von Khanty-Mansiysk beschränkt. Der Stausee wird von allen Seiten durch Stauraumwechselzonen kontrolliert. Die Größe der Lagerstätte beträgt 18 x 8,5 km, Höhe - 76 m.

AS 12 3 im Bereich des Brunnens ablegen. 234 wurde in Tiefen von 2632–2672 m freigelegt und stellt eine Sandsteinlinse an der westlichen Senkung der Priobskaya-Struktur dar. Die Größe der Lagerstätte beträgt 8,5 x 4 km, die Höhe 40 m, der Typ ist lithologisch abgeschirmt.

AS 12 3 im Bereich des Brunnens ablegen. 15-C wurde in Tiefen von 2664 bis 2689 m innerhalb des strukturellen Felsvorsprungs von Selyarovsky entdeckt. Die Abmessungen der lithologisch abgesiebten Lagerstätte betragen 11,5 x 5,5 km und die Höhe 28 m.

Die Lagerstätte AS 12 1-2 ist die wichtigste, sie ist die größte auf dem Gebiet. Es ist auf eine Monokline beschränkt, die durch lokale Hebungen kleiner Amplitude (Bohrlöcher 246, 400) mit Übergangszonen dazwischen kompliziert ist. An drei Seiten wird es durch lithologische Abschirmungen begrenzt und nur im Süden (in Richtung Vostochno-Frolovskaya-Gebiet) entwickeln sich Stauseen. Angesichts der beträchtlichen Entfernungen ist die Grenze der Lagerstätte jedoch immer noch bedingt auf eine Linie begrenzt, die 2 km südlich des Bohrlochs verläuft. 271 und 259. Ölgesättigt Die Dicke variiert in einem weiten Bereich von 0,8 m (Bohrung 407) bis 40,6 m (Bohrung 237) Nebenflüsse Öl bis zu 26 m 3 /Tag an einer 6-mm-Drossel (gut 235). Die Größe der Lagerstätte beträgt 45 x 25 km, Höhe - 176 m.

AS 12 1-2 im Bereich des Brunnens ablegen. 4-KhM wurde in Tiefen von 2659-2728 m entdeckt und ist mit einer Sandlinse am nordwestlichen Hang der lokalen Hebung Chanty-Mansiysk verbunden. Ölgesättigt Die Dicke variiert zwischen 0,4 und 1,2 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 7,5 x 7 km, die Höhe - 71 m.

AS 12 1-2 im Bereich des Brunnens ablegen. 330 wurde in Tiefen von 2734-2753 m eröffnet Ölgesättigt Die Dicke variiert von 2,2 bis 2,8 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 11 x 4,5 km, Höhe - 9 m. Typ - lithologisch abgeschirmt.

Die Ablagerungen der AC 12 0-Formation - der Hauptform - wurden in Tiefen von 2421 bis 2533 m entdeckt, es handelt sich um einen linsenförmigen Körper, der von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet ist. Ölgesättigt Mächtigkeiten variieren von 0,6 (Bohrung 172) bis 27 m (Bohrung 262). Nebenflüsse Öl bis zu 48 m 3 / Tag bei 8 mm Armatur. Die Abmessungen der lithologisch abgesiebten Lagerstätte betragen 41 x 14 km, die Höhe 187 m. 331 wurde in Tiefen von 2691-2713 m entdeckt und ist eine Linse aus sandigen Felsen. ölgesättigt Die Dicke in diesem Brunnen beträgt 10 m. Abmessungen 5 x 4,2 km, Höhe - 21 m. Lastschrift Öl- 2,5 m 3 / Tag pro Hd \u003d 1932 m.

Die Lagerstätte der Formation AS 11 2-4 ist lithologisch abgeschirmt, es gibt insgesamt 8, die von 1-2 Bohrlöchern entdeckt wurden. Flächenmäßig befinden sich die Ablagerungen in Form von 2 Linsenketten im östlichen Teil (am höchsten) und im Westen im stärker untergetauchten Teil der monoklinalen Struktur. Ölgesättigt Die Mächtigkeiten im Osten nehmen im Vergleich zu westlichen Bohrlöchern um das Doppelte oder mehr zu. Der Gesamtänderungsbereich beträgt 0,4 bis 11 m.

Die Lagerstätte der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Bohrlochs 246 wurde in einer Tiefe von 2513-2555 m entdeckt. Die Abmessungen der Lagerstätte betragen 7 x 4,6 km, die Höhe 43 m.

Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 247 wurde in einer Tiefe von 2469-2490 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 5 x 4,2 km und eine Höhe von 21 m.

Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 251 wurde in einer Tiefe von 2552-2613 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 7 x 3,6 km und eine Höhe von 60 m.

Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 232 wurde in einer Tiefe von 2532-2673 m entdeckt. Die Größe der Lagerstätte beträgt 11,5 x 5 km, die Höhe 140 m.

Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 262 wurde in einer Tiefe von 2491-2501 m entdeckt. Die Größe der Lagerstätte beträgt 4,5 x 4 km, Höhe - 10 m.

Die Lagerstätte der Formation AS 11 2-4 im Bereich von Bohrloch 271 wurde in einer Tiefe von 2550-2667 m entdeckt. Die Lagerstätte hat eine Größe von 14 x 5 km.

Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 151 wurde in einer Tiefe von 2464-2501 m entdeckt. Die Größe der Lagerstätte beträgt 5,1 x 3 km, Höhe - 37 m.

Die Ablagerung der Formation AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 293 wurde in einer Tiefe von 2612-2652 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 6,2 x 3,6 km und eine Höhe von 40 m.

Die Ablagerungen der AC 11 1-Formation sind hauptsächlich auf den Kammteil in Form eines breiten nordöstlichen Streichstreifens beschränkt, der an drei Seiten von Tonzonen begrenzt ist.

Die Hauptlagerstätte AS 11 1 ist die zweitwichtigste innerhalb des Feldes Priobskoje, sie wurde in Tiefen von 2421-2533 m entdeckt Öl variieren von 2,46 m 3 /Tag bei einem dynamischen Niveau von 1195 m (Bohrung 243) bis zu 118 m 3 /Tag durch eine 8-mm-Drossel (Bohrung 246). Ölgesättigt die Mächtigkeiten variieren von 0,4 m (Bohrloch 172) bis 41,6 m (Bohrloch 246). Die Größe der Lagerstätte beträgt 48 x 15 km, die Höhe bis zu 112 m, der Typ ist lithologisch abgeschirmt.

Ablagerungen der AC 11 0-Formation. Die Formation AS 11 0 hat eine sehr kleine Zone der Reservoirentwicklung in Form von linsenförmigen Körpern, die auf untergetauchte Abschnitte des Kamms beschränkt sind.

AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 408 wurde in einer Tiefe von 2432-2501 m entdeckt, die Größe der Lagerstätte beträgt 10,8 x 5,5 km, die Höhe 59 m, der Typ ist lithologisch abgeschirmt. Lastschrift Öl von gut 252 betrug 14,2 m3/Tag für Hd = 1410 m.

AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 172 wurde von einem Brunnen in einer Tiefe von 2442-2446 m geöffnet und hat Abmessungen von 4,7 x 4,1 km, Höhe - 3 m. Lastschrift Öl betrug 4,8 m 3 / Tag für Hd \u003d 1150 m.

AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 461 misst 16 x 6 km. ölgesättigt Die Mächtigkeit variiert zwischen 1,6 und 4,8 m. Art der Lagerstätte – lithologisch abgeschirmt. Lastschrift Öl von gut 461 betrug 15,5 m 3 /Tag, Nd = 1145 m.

AS 11 0 im Bereich des Brunnens hinterlegen. 425 von einem Brunnen geöffnet. ölgesättigt Leistung - 3,6 M. Lastschrift Öl betrug 6,1 m 3 / Tag pro Hd \u003d 1260 m.

Der AC 10-Horizont wurde in der zentralen Zone des Priobskoye-Feldes entdeckt, wo er auf mehr untergetauchte Stellen in der Nähe des Kamms sowie auf die südwestliche Flanke der Struktur beschränkt ist. Die Einteilung des Horizonts in die Schichten AS 10 1, AS 10 2-3 (im mittleren und östlichen Teil) und AS 10 2-3 (im westlichen Teil) ist gewissermaßen bedingt und wird durch die Vorkommensbedingungen bestimmt , Entstehung dieser Lagerstätten unter Berücksichtigung der lithologischen Zusammensetzung der Gesteine ​​und der physikalisch-chemischen Charakterisierung Öle.

Die Hauptlagerstätte AS 10 2-3 wurde in Tiefen von 2427-2721 m entdeckt und befindet sich im südlichen Teil der Lagerstätte. Belastungen Öl liegen im Bereich von 1,5 m 3 /Tag auf einer 8 mm Drossel (Bohrung 181) bis 10 m 3 /Tag auf Hd = 1633 m (Bohrung 421). Ölgesättigt Mächtigkeiten reichen von 0,8 m (Bohrloch 180) bis 15,6 m (Bohrloch 181). Die Größe der Lagerstätte beträgt 31 x 11 km, die Höhe beträgt bis zu 292 m, die Lagerstätte ist lithologisch abgeschirmt.

AS 10 2-3 im Bereich des Brunnens ablegen. 243 wurde in Tiefen von 2393-2433 m entdeckt Öl beträgt 8,4 m 3 /Tag bei Hd = 1248 m (Brunnen 237). Ölgesättigt Dicke - 4,2 - 5 m. Abmessungen 8 x 3,5 km, Höhe bis zu 40 m. Art der Ablagerung - lithologisch abgeschirmt.

AS 10 2-3 im Bereich des Brunnens ablegen. 295 wurde in Tiefen von 2500 bis 2566 m eröffnet und wird von Tonformationszonen kontrolliert. Ölgesättigt Dicken variieren von 1,6 bis 8,4 m. 295, 3,75 m 3 /Tag wurden gewonnen bei Hd = 1100 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 9,7 x 4 km, die Höhe 59 m.

Die Hauptlagerstätte AS 10 1 wurde in Tiefen von 2374-2492 m entdeckt. 259 und 271. Ölgesättigt die Mächtigkeiten variieren von 0,4 (Bohrung 237) bis 11,8 m (Bohrung 265). Belastungen Öl: von 2,9 m 3 / Tag bei Hd = 1064 m (Brunnen 236) bis 6,4 m 3 / Tag bei einer 2-mm-Drossel. Die Größe der Lagerstätte beträgt 38 x 13 km, die Höhe bis zu 120 m, der Lagerstättentyp ist lithologisch abgeschirmt.

Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 420 wurde in Tiefen von 2480-2496 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 4,5 x 4 km und eine Höhe von 16 m.

Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 330 wurde in Tiefen von 2499-2528 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 6 x 4 km und eine Höhe von 29 m.

Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 255 wurde in Tiefen von 2468-2469 m entdeckt, die Lagerstätte hat eine Größe von 4 x 3,2 km.

Der Abschnitt der Formation AS 10 wird durch die produktive Formation AS 10 0 vervollständigt. Darin wurden drei Lagerstätten identifiziert, die sich in Form einer submeridischen Streikkette befinden.

Deponieren Sie AC 10 0 im Bereich des Brunnens. 242 wurde in Tiefen von 2356 bis 2427 m freigelegt und ist lithologisch abgeschirmt. Belastungen Öl sind 4,9 - 9 m 3 /Tag bei Hd-1261-1312 m. Ölgesättigt die Mächtigkeit beträgt 2,8 - 4 m. Die Lagerstättenabmessungen betragen 15 x 4,5 km, die Höhe bis zu 58 m.

Deponieren Sie AC 10 0 im Bereich des Brunnens. 239 wurde in Tiefen von 2370-2433 m entdeckt, Durchflussraten Öl sind 2,2 - 6,5 m 3 /Tag bei Hd-1244-1275 m. Ölgesättigt Die Mächtigkeit beträgt 1,6 - 2,4 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 9 x 5 km, die Höhe bis zu 63 m.

Deponieren Sie AC 10 0 im Bereich des Brunnens. 180 wurde in Tiefen von 2388 bis 2391 m freigelegt und ist lithologisch abgeschirmt. ölgesättigt Dicke - 2,6 m. Nebenfluss Öl betrug 25,9 m 3 / Tag bei Hd-1070 m.

Die Kappe über dem AC 10-Horizont wird durch eine Packung toniger Felsen dargestellt, die von Ost nach West zwischen 10 und 60 m variieren.

Sandig-schluffige Gesteine ​​der Formation AS 9 haben eine begrenzte Verbreitung und präsentieren sich in Form von Faziesfenstern, die hauptsächlich zu den nordöstlichen und östlichen Teilen der Struktur sowie zur südwestlichen Senkung neigen.

Die Ablagerung der Formation AS 9 im Bereich des Brunnens. 290 wurde in Tiefen von 2473-2548 m entdeckt und ist auf den westlichen Teil der Lagerstätte beschränkt. Ölgesättigt Mächtigkeiten reichen von 3,2 bis 7,2 m. Öl sind 1,2 - 4,75 m 3 / Tag mit Hd - 1382-1184 m. Die Größe der Lagerstätte beträgt 16,1 x 6 km, die Höhe beträgt bis zu 88 m.

Östlich der Lagerstätte wurden zwei kleine Lagerstätten (6 x 3 km) entdeckt. Ölgesättigt Dicke variiert von 0,4 bis 6,8 m. Nebenflüsse Öl 6 und 5,6 m 3 /Tag bei Hd = 1300–1258 m. Die Lagerstätten sind lithologisch abgeschirmt.

Die produktiven Ablagerungen des Neocomian werden durch die Schicht AC 7 vervollständigt, die ein sehr mosaikartiges Muster in der Platzierung aufweist. ölhaltig und Grundwasserleiter.

Die im Gebiet größte östliche Lagerstätte der Formation AS 7 wurde in Tiefen von 2291 bis 2382 m entdeckt. Sie ist an drei Seiten von Reservoirersatzzonen konturiert, und im Süden ist ihre Grenze bedingt und entlang einer Linie gezogen, die 2 km von den Bohrlöchern 271 entfernt verläuft und 259. Die Lagerstätte ist von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet. Nebenflüsse Öl: 4,9 - 6,7 m 3 / Tag pro Hd \u003d 1359-875 m. Ölgesättigt Mächtigkeit variiert von 0,8 bis 7,8 m. Die Dimensionen der lithologisch abgeschirmten Lagerstätte betragen 46 x 8,5 km, Höhe bis zu 91 m.

AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 290 wurde in einer Tiefe von 2302-2328 m entdeckt. Ölhaltig Dicken sind 1,6 - 3 m. Im Brunnen. 290 erhielt 5,3 m 3 / Tag Öl bei P = 15 MPA. Die Größe der Lagerstätte beträgt 10 x 3,6 km, die Höhe 24 m.

AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 331 wurde in einer Tiefe von 2316-2345 m freigelegt und ist ein linsenförmiger Körper mit bogenförmiger Form. Ölgesättigt Dicken variieren von 3 bis 6 m. 331 Zufluss erhalten Öl 1,5 m 3 /Tag bei Hd = 1511 m. Die Abmessungen der lithologisch abgeschirmten Lagerstätte betragen 17 x 6,5 km, Höhe - 27 m.

AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 243 wurde in einer Tiefe von 2254-2304 m entdeckt. Ölgesättigt Dicke 2,2-3,6 m. Abmessungen 11,5 x 2,8 km, Höhe - 51 m. Im Brunnen 243 erhalten Öl 1,84 m 3 / Tag auf Nd-1362 m.

AS 7 im Bereich des Brunnens ablegen. 259 wurde in 2300 m Tiefe freigelegt, es handelt sich um eine Linse aus Sandsteinen. ölgesättigt Dicke 5,0 m. Abmessungen 4 x 3 km.

Priobskoje-Feld

Kurze geologische und Feldeigenschaften der Stauseen

Priobskoje-Feld

Petrophysikalische Charakterisierung von Lagerstätten

Physikalisch-chemische Eigenschaften Öl Und Gas

Zusammensetzung und Eigenschaften von Formationswässern

Priobskoje-Ölfeld

§1.Ölfeld Priobskoje.

Priobskoe- Das größte Feld in Westsibirien befindet sich administrativ in der Region Chanty-Mansiysk, 65 km von Chanty-Mansiysk und 200 km von Neftejugansk entfernt. Es wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt - linkes und rechtes Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers - 1999. Die geologischen Reserven werden auf 5 Milliarden Tonnen geschätzt. Die nachgewiesenen und förderbaren Reserven werden auf 2,4 Milliarden Tonnen geschätzt. 1982 eröffnet. Ablagerungen in einer Tiefe von 2,3-2,6 km. Die Dichte des Öls beträgt 863-868 kg/m3 (die Ölsorte ist mittel, weil sie in den Bereich von 851-885 kg/m3 fällt), der mäßige Gehalt an Paraffinen (2,4-2,5%) und der Schwefelgehalt sind 1,2-1,3% (gehört zur Klasse des schwefelhaltigen Öls der Klasse 2, das der Raffinerie gemäß GOST 9965-76 geliefert wird). Ende 2005 gab es im Feld 954 produzierende und 376 Injektionsbohrungen. Die Ölförderung im Priobskoje-Feld belief sich 2007 auf 40,2 Millionen Tonnen, davon Rosneft - 32,77 und Gazprom Neft - 7,43 Millionen Tonnen. Die Mikroelementzusammensetzung von Öl ist ein wichtiges Merkmal dieser Art von Rohstoffen und enthält verschiedene geochemische Informationen über das Alter des Öls, Entstehungsbedingungen, Herkunft und Migrationsrouten und wird häufig zur Identifizierung von Ölfeldern, zur Optimierung der Suchstrategie für Lagerstätten, Trennung der Produktion von gemeinsam betriebenen Brunnen.

Tabelle 1. Bereich und Durchschnittswert des Mikroelementgehalts von Priobskaja-Öl (mg/kg)

Die anfängliche Durchflussrate des Betriebs von Ölquellen beträgt 35 Tonnen / Tag. bis zu 180 t/Tag. Die Lage der Brunnen ist gruppiert. Ölrückgewinnungsfaktor 0,35.

Eine Gruppe von Brunnen ist eine solche Anordnung, wenn die Mündungen am selben technologischen Standort nahe beieinander liegen und sich die Böden der Brunnen in den Knoten des Reservoirentwicklungsgitters befinden.

Derzeit werden die meisten Produktionsbohrungen in Clustern gebohrt. Dies erklärt sich aus der Tatsache, dass das Cluster-Bohren von Feldern die Größe der Gebiete, die von Bohrungen und dann Produktionsbohrungen, Straßen, Stromleitungen und Pipelines belegt werden, erheblich reduzieren kann.

Dieser Vorteil ist besonders wichtig beim Bau und Betrieb von Brunnen auf fruchtbaren Böden, in Naturschutzgebieten, in der Tundra, wo die gestörte Oberflächenschicht der Erde nach mehreren Jahrzehnten wiederhergestellt wird, in sumpfigen Gebieten, was die Kosten erschwert und stark erhöht von Bau- und Montagearbeiten an Bohr- und Betriebsanlagen. Pad-Bohrungen sind auch erforderlich, wenn es erforderlich ist, Ölvorkommen unter Industrie- und Zivilstrukturen, unter dem Grund von Flüssen und Seen, unter der Schelfzone von der Küste und Überführungen zu öffnen. Einen besonderen Platz nimmt der Clusterbau von Bohrlöchern auf dem Territorium von Tjumen, Tomsk und anderen Regionen Westsibiriens ein, der es ermöglichte, den Bau von Öl- und Gasbohrlöchern auf Verfüllinseln in abgelegenen, sumpfigen und besiedelten Gebieten erfolgreich durchzuführen Region.

Die Lage der Brunnen im Brunnenfeld hängt von den Geländebedingungen und den vorgeschlagenen Kommunikationsmitteln zwischen dem Brunnenfeld und der Basis ab. Büsche, die nicht durch feste Straßen mit der Basis verbunden sind, gelten als lokal. In einigen Fällen können Büsche einfach sein, wenn sie sich auf Autobahnen befinden. Auf lokalen Brunnenpads sind sie in der Regel in alle Richtungen fächerförmig angeordnet, was eine maximale Anzahl von Brunnen auf einem Brunnenpad ermöglicht.

Die Bohr- und Hilfsausrüstung ist so montiert, dass beim Transport der Bohranlage von einem Bohrloch zum anderen die Bohrpumpen, die Schachtgruben und ein Teil der Ausrüstung für die Reinigung, chemische Behandlung und Aufbereitung von Spülflüssigkeit bis zur Fertigstellung stationär bleiben den Bau aller (oder eines Teils) der Brunnen auf diesem Brunnenfeld.

Die Anzahl der Wells in einem Cluster kann von 2 bis 20–30 oder mehr variieren. Je mehr Bohrlöcher in der Platte vorhanden sind, desto größer ist die Abweichung der Bohrlöcher von den Bohrlochköpfen, die Länge des Bohrlochs nimmt zu, die Länge des Bohrlochs nimmt zu, was zu einer Erhöhung der Bohrkosten führt. Außerdem besteht die Gefahr, auf Stämme zu treffen. Daher wird es notwendig, die erforderliche Anzahl von Vertiefungen in einem Cluster zu berechnen.

Ein Tiefpumpverfahren zur Ölförderung ist ein Verfahren, bei dem Flüssigkeit aus einem Bohrloch an die Oberfläche gehoben wird, wobei verschiedene Arten von stangenförmigen und stangenlosen Pumpeinheiten verwendet werden.
Auf dem Feld Priobskoye werden elektrische Kreiselpumpen verwendet - eine kolbenstangenlose Tiefbrunnenpumpe, bestehend aus einer mehrstufigen (50-600 Stufen) Kreiselpumpe, die vertikal auf einer gemeinsamen Welle angeordnet ist, einem Elektromotor (mit dielektrischem Öl gefüllter asynchroner Elektromotor). ) und einen Schutz, der dazu dient, den Elektromotor vor dem Eindringen von Flüssigkeit zu schützen. Der Motor wird von einem Panzerkabel angetrieben, das zusammen mit den Pumpenrohren abgesenkt wird. Die Rotationsfrequenz der Motorwelle beträgt etwa 3000 U/min. Die Steuerung der Pumpe erfolgt an der Oberfläche mittels einer Kontrollstation. Die Leistung der elektrischen Kreiselpumpe variiert von 10 bis 1000 m3 Flüssigkeit pro Tag bei einem Wirkungsgrad von 30-50 %.

Die Installation einer elektrischen Kreiselpumpe umfasst unterirdische und oberirdische Geräte.
Die Installation einer elektrischen Zentrifugalpumpe (ESP) im Bohrloch hat nur eine Steuerstation mit einem Leistungstransformator an der Oberfläche des Bohrlochs und ist durch das Vorhandensein von Hochspannung in dem Stromkabel gekennzeichnet, das zusammen mit den Rohren in das Bohrloch abgesenkt wird. Hochproduktive Bohrungen mit hohem Lagerstättendruck werden durch elektrische Kreiselpumpenaggregate betrieben.

Das Feld ist abgelegen, schwer zugänglich, 80 % des Territoriums befinden sich in der Überschwemmungsebene des Flusses Ob und werden während der Hochwasserperiode überflutet. Das Feld zeichnet sich durch eine komplexe geologische Struktur aus - eine komplexe Struktur von Sandkörpern in Bezug auf Fläche und Abschnitt, die Schichten sind hydrodynamisch schwach verbunden. Reservoire produktiver Formationen sind gekennzeichnet durch:

Geringe Durchlässigkeit;

Niedrige Körnung;

Erhöhter Tongehalt;

Hohe Dissektion.

Das Priobskoje-Feld ist durch eine komplexe Struktur von Produktionshorizonten sowohl in Bezug auf Fläche als auch auf Schnitte gekennzeichnet. Die Lagerstätten der Horizonte AC10 und AC11 sind mittel- und niedrigproduktiv, und AC12 ist ungewöhnlich niedrigproduktiv. Die geologischen und physikalischen Eigenschaften der produktiven Schichten des Feldes weisen auf die Unmöglichkeit hin, das Feld zu entwickeln, ohne seine produktiven Schichten aktiv zu beeinflussen und ohne Methoden der Produktionsintensivierung anzuwenden. Dies bestätigt die Erfahrungen bei der Entwicklung des Betriebsteils des linksrheinischen Teils.

Die wichtigsten geologischen und physikalischen Eigenschaften des Priobskoje-Feldes zur Bewertung der Anwendbarkeit verschiedener Impaktmethoden sind:

1) Tiefe der produktiven Schichten - 2400-2600 m,

2) Ablagerungen sind lithologisch abgeschirmt, das natürliche Regime ist elastisch, geschlossen,

3) die Dicke der Schichten AC 10, AC 11 bzw. AC 12 bis zu 20,6, 42,6 und 40,6 m.

4) anfänglicher Reservoirdruck - 23,5-25 MPa,

5) Formationstemperatur - 88-90°С,

6) geringe Durchlässigkeit von Stauseen, Durchschnittswerte gemäß den Ergebnissen

7) hohe laterale und vertikale Heterogenität der Formationen,

8) Reservoirölviskosität – 1,4–1,6 mPa*s,

9) Sättigungsdruck des Öls 9-11 MPa,

10) Öl der naphthenischen Reihe, paraffinisch und harzarm.

Vergleicht man die präsentierten Daten mit den bekannten Kriterien für den effektiven Einsatz von Reservoir-Stimulationsmethoden, so kann festgestellt werden, dass auch ohne detaillierte Analyse die oben genannten Methoden für das Feld Priobskoye von den oben genannten ausgeschlossen werden können: thermische Methoden und Polymerflutung (wie ein Verfahren zur Ölverdrängung aus Reservoirs). Thermische Verfahren werden für Lagerstätten mit hochviskosen Ölen und in Tiefen von bis zu 1500-1700 m verwendet (bei höheren Temperaturen werden teure Spezialpolymere verwendet).

Erfahrungen bei der Entwicklung in- und ausländischer Felder zeigen, dass die Wasserflutung eine ziemlich wirksame Methode zur Beeinflussung von Stauseen mit geringer Durchlässigkeit unter strikter Einhaltung der erforderlichen Anforderungen an die Technologie ihrer Umsetzung ist. Zu den Hauptgründen, die zu einer Verringerung der Effizienz der Wasserflutung von Formationen mit geringer Durchlässigkeit führen, gehören:

Verschlechterung der Gesteinsfiltereigenschaften durch:

Aufquellen der Tonbestandteile des Gesteins bei Kontakt mit dem injizierten Wasser,

Verstopfung des Sammlers durch feinmechanische Verunreinigungen im eingespritzten Wasser,

Ausfällung von Salzablagerungen im porösen Medium des Kollektors während der chemischen Wechselwirkung von injiziertem und Formationswasser,

Reduzierung der Lagerstättenüberdeckung durch Überschwemmungen aufgrund der Bildung von Rissen um Injektionsbohrungen - Bruch und deren Ausbreitung in die Tiefe

Signifikante Empfindlichkeit gegenüber der Art der Benetzbarkeit von Gestein durch das injizierte Mittel. Signifikante Verringerung der Reservoirpermeabilität aufgrund von Paraffinausfällung.

Die Manifestation all dieser Phänomene in Reservoirs mit geringer Permeabilität hat bedeutendere Konsequenzen als in Gesteinen mit hoher Permeabilität.

Um den Einfluss dieser Faktoren auf den Flutungsprozess zu eliminieren, werden geeignete technologische Lösungen verwendet: optimale Brunnenmuster und technologische Betriebsweisen des Brunnens, Injektion von Wasser der erforderlichen Art und Zusammensetzung in die Reservoirs, seine angemessene mechanische, chemische und biologische Behandlung, sowie die Zugabe spezieller Komponenten zum Wasser.

Für das Priobskoje-Feld sollte Flutung als Hauptbehandlungsmethode in Betracht gezogen werden.

Die Verwendung von Tensidlösungen im Feld wurde abgelehnt, hauptsächlich aufgrund der geringen Effizienz dieser Reagenzien in Reservoirs mit geringer Permeabilität.

Für das Priobskoje-Feld kann eine alkalische Flutung aus folgenden Gründen nicht empfohlen werden:

Der Hauptgrund ist der vorherrschende strukturelle und geschichtete Tongehalt der Reservoirs. Tonaggregate werden durch Kaolinit, Chlorit und Hydroglimmer repräsentiert. Die Wechselwirkung von Alkali mit Tonmaterial kann nicht nur zum Aufquellen des Tons, sondern auch zur Zerstörung des Gesteins führen. Eine alkalische Lösung mit niedriger Konzentration erhöht den Quellkoeffizienten von Ton um das 1,1- bis 1,3-fache und verringert die Durchlässigkeit des Gesteins um das 1,5- bis 2-fache im Vergleich zu Süßwasser, was für die Reservoirs mit geringer Durchlässigkeit des Priobskoje-Feldes von entscheidender Bedeutung ist. Die Verwendung von hochkonzentrierten Lösungen (die das Quellen von Tonen reduzieren) aktiviert den Prozess der Zerstörung des Gesteins.

Die Lieblingstechnologie der russischen Ölmänner ist das hydraulische Brechen: Flüssigkeit wird unter einem Druck von bis zu 650 atm in das Bohrloch gepumpt. Risse im Gestein bilden. Risse werden mit künstlichem Sand (Stützmittel) repariert: Sie können sich nicht schließen. Durch sie sickert Öl in den Brunnen. Laut LLC SibNIINP führt Hydraulic Fracturing zu einer Erhöhung des Ölzuflusses in den Feldern Westsibiriens um das 1,8- bis 19-fache.

Gegenwärtig sind ölproduzierende Unternehmen, die geologische und technische Aktivitäten durchführen, hauptsächlich auf die Verwendung von Standard-Hydraulic-Fracturing-Technologien (HF) unter Verwendung einer gelierten wässrigen Lösung auf Polymerbasis beschränkt. Diese Lösungen sowie Tötungsflüssigkeiten und Bohrflüssigkeiten verursachen erhebliche Schäden an der Formation und dem Bruch selbst, was die Restleitfähigkeit der Brüche und infolgedessen die Ölförderung erheblich verringert. Formations- und Rissverstopfung ist von besonderer Bedeutung in Feldern mit einem aktuellen Formationsdruck von weniger als 80 % des Anfangsdrucks.

Von den Technologien, die zur Lösung dieses Problems verwendet werden, werden Technologien unterschieden, die eine Mischung aus Flüssigkeit und Gas verwenden:

Aufgeschäumte (z. B. nitrierte) Flüssigkeiten mit einem Gasgehalt von weniger als 52 % des Gesamtvolumens der Mischung;

Foam Hydraulic Fracturing - mehr als 52 % Gas.

Nach Prüfung der auf dem russischen Markt verfügbaren Technologien und der Ergebnisse ihrer Implementierung entschieden sich die Spezialisten von Gazpromneft-Khantos LLC für Foam Fracturing und boten Schlumberger die Durchführung von Pilotarbeiten (PW) an. Basierend auf ihren Ergebnissen wurde eine Bewertung der Wirksamkeit von Foam Hydraulic Fracturing im Priobskoye-Feld vorgenommen. Das Schaumbrechen zielt wie das herkömmliche Brechen darauf ab, einen Bruch in der Formation zu erzeugen, dessen hohe Leitfähigkeit den Fluss von Kohlenwasserstoffen zum Bohrloch sicherstellt. Während des Schaumbrechens jedoch steigen aufgrund des Ersatzes (durchschnittlich 60 % des Volumens) eines Teils der gelierten wässrigen Lösung durch komprimiertes Gas (Stickstoff oder Kohlendioxid) die Permeabilität und Leitfähigkeit der Brüche signifikant an, und als a Dadurch ist der Grad der Formationsschädigung minimal. In der weltweiten Praxis wurde die höchste Effizienz der Verwendung von Schaumflüssigkeiten für das hydraulische Brechen bereits in Bohrlöchern festgestellt, wo die Lagerstättenenergie nicht ausreicht, um die verbrauchte hydraulische Frakturierungsflüssigkeit während ihrer Entwicklung in das Bohrloch zu drücken. Dies gilt sowohl für neue als auch für bestehende Brunnenbestände. In ausgewählten Bohrlöchern des Priobskoye-Feldes sank der Lagerstättendruck beispielsweise auf 50 % des ursprünglichen Drucks. Während des Schaumbrechens hilft das komprimierte Gas, das als Teil des Schaums injiziert wurde, das verbrauchte Fluid aus der Formation herauszupressen, was das Volumen des verbrauchten Fluids erhöht und die Zeit verkürzt

gute Entwicklung. Für die Arbeiten im Priobskoje-Feld wurde Stickstoff als das vielseitigste Gas ausgewählt:

Weit verbreitet bei der Entwicklung von Brunnen mit Rohrschlangen;

Untätig;

Kompatibel mit hydraulischen Fracking-Flüssigkeiten.

Nach Abschluss der Arbeiten erfolgte die Brunnenkomplettierung, die Teil der Dienstleistung „Schaum“ ist, durch Schlumberger. Eine Besonderheit des Projekts war die Durchführung von Pilotarbeiten nicht nur im neuen, sondern auch im bestehenden Brunnenstock, in Lagerstätten mit bestehenden hydraulischen Brüchen aus den ersten Arbeiten, dem sogenannten Refracturing. Als flüssige Phase der Schaummischung wurde ein vernetztes Polymersystem gewählt. Die resultierende Schaummischung trägt erfolgreich dazu bei, die Probleme der Erhaltung der Eigenschaften des Preises zu lösen

Kampfzone. Die Polymerkonzentration im System beträgt zum Vergleich nur 7 kg/t Stützmittel, in den Bohrlöchern der nächsten Umgebung 11,8 kg/t.

Derzeit können wir die erfolgreiche Implementierung von Foam Hydraulic Fracturing mit Stickstoff in den Bohrlöchern der Formationen AC10 und AC12 des Feldes Priobskoye feststellen. Besonderes Augenmerk wurde auf die Arbeiten im bestehenden Bohrlochstock gelegt, da durch wiederholtes Hydraulic Fracturing die Möglichkeit besteht, neue Schichten und Zwischenschichten, die zuvor nicht von der Entwicklung betroffen waren, in die Entwicklung einzubeziehen. Um die Effektivität des Foam Hydraulic Fracturing zu analysieren, wurden deren Ergebnisse mit den Ergebnissen benachbarter Bohrlöcher verglichen, in denen konventionelles Hydraulic Fracturing durchgeführt wurde. Die Reservoirs hatten die gleiche ölgesättigte Dicke. Die tatsächliche Durchflussrate von Flüssigkeit und Öl in den Bohrlöchern nach dem Foam Hydraulic Fracturing bei einem durchschnittlichen Pumpeneinlassdruck von 5 MPa überstieg die Durchflussrate benachbarter Bohrlöcher um 20 bzw. 50 %, jedoch der Arbeitsdruck im Bohrloch vor der Pumpe in den Bohrlöchern nach dem Schaum-Hydraulikbruch beträgt er durchschnittlich 8,9 MPa, in den umliegenden Brunnen 5,9 MPa. Die Neuberechnung des Bohrlochpotentials für Äquivalentdruck ermöglicht die Bewertung der Wirkung des Foam Hydraulic Fracturing.

Pilotarbeiten mit Foam Hydraulic Fracturing in fünf Bohrungen des Priobskoye-Feldes zeigten die Wirksamkeit der Methode sowohl im bestehenden als auch im neuen Bohrlochbestand. Ein höherer Pumpenansaugdruck in Bohrlöchern nach der Verwendung von Schaummischungen weist auf die Bildung von Frakturen mit hoher Leitfähigkeit als Ergebnis von Foam Hydraulic Fracturing hin, was eine zusätzliche Ölförderung aus Bohrlöchern ermöglicht.

Derzeit wird die Entwicklung des nördlichen Teils des Feldes von LLC RN-Yuganskneftegaz, im Besitz von Rosneft, und des südlichen Teils von LLC Gazpromneft-Khantos, im Besitz von Gazprom Neft, durchgeführt.

Durch Entscheidung des Gouverneurs der KhMAO erhielt das Feld den Status "Gebiet eines speziellen Verfahrens zur Nutzung des Untergrunds", was die besondere Einstellung der Ölmänner zur Entwicklung des Priobskoye-Feldes bestimmte. Die Unzugänglichkeit der Reserven, die Zerbrechlichkeit des Ökosystems der Lagerstätte führten zum Einsatz modernster Umwelttechnologien. 60% des Territoriums des Feldes Priobskoje befinden sich im überfluteten Teil der Aue des Flusses Ob, beim Bau von Bohrinseln, Druckölpipelines und Unterwasserübergängen werden umweltfreundliche Technologien eingesetzt.

Standortobjekte, die sich auf dem Gebiet der Lagerstätte befinden:

Druckerhöhungspumpstationen - 3

Mehrphasenpumpwerk Sulzer - 1

· Cluster-Pumpstationen zum Pumpen des Arbeitsmittels in die Formation - 10

Schwimmende Pumpstationen - 4

Ölvorbereitungs- und Pumpworkshops - 2

Ölabscheideeinheit (USN) - 1

Im Mai 2001 wurde Sulzers einzigartige Mehrphasen-Pumpstation auf Pad 201 am rechten Ufer des Priobskoye-Feldes installiert. Jede Pumpe der Anlage kann 3,5 Tausend Kubikmeter Flüssigkeit pro Stunde pumpen. Der Komplex wird von einem Bediener bedient, alle Daten und Parameter werden auf einem Computermonitor angezeigt. Die Station ist die einzige in Russland.

Die niederländische Pumpstation „Rosskor“ wurde im Jahr 2000 auf dem Priobskoje-Feld ausgerüstet. Es ist für das Pumpen von mehrphasigen Flüssigkeiten innerhalb des Feldes ohne Verwendung von Fackeln ausgelegt (um ein damit verbundenes Abfackeln von Gas in der Überschwemmungsebene des Ob-Flusses zu vermeiden).

Die Verarbeitungsanlage für Bohrklein am rechten Ufer des Priobskoje-Feldes produziert Silikatziegel, die als verwendet werden Baumaterial für den Bau von Straßen, Fundamenten etc. Um das Problem der Nutzung des im Priobskoye-Feld produzierten Begleitgases zu lösen, wurde das erste Gasturbinenkraftwerk im Autonomen Kreis der Khanty-Mansi im Prirazlomnoye-Feld gebaut, das die Priobskoye- und Prirazlomnoye-Felder mit Strom versorgt.

Die über den Ob gebaute Stromübertragungsleitung hat keine Analoga, deren Spannweite 1020 m beträgt, und der Durchmesser des speziell in Großbritannien hergestellten Drahtes beträgt 50 mm.

§ 2. Aufbereitung von Öl zur Verarbeitung

Aus Bohrlöchern gefördertes Rohöl enthält Begleitgase (50–100 m 3 /t), Formationswasser (200–300 kg/t) und in Wasser gelöste Mineralsalze (10–15 kg/t), die Transport, Lagerung und Transport beeinträchtigen anschließende Verarbeitung. Daher umfasst die Vorbereitung von Öl zur Verarbeitung notwendigerweise die folgenden Vorgänge:

Entfernung von begleitenden (in Öl gelösten) Gasen oder Ölstabilisierung;

Ölentsalzung;

Austrocknung (Austrocknung) von Öl.

Ölstabilisierung - Rohöl aus der Ob-Region enthält eine erhebliche Menge an darin gelösten leichten Kohlenwasserstoffen. Während des Transports und der Lagerung von Öl können sie freigesetzt werden, wodurch sich die Zusammensetzung des Öls ändert. Um den Verlust von Gas und damit leichten Benzinfraktionen sowie Luftverschmutzung zu vermeiden, müssen diese Produkte vor der Verarbeitung aus Erdöl gewonnen werden. Ein ähnliches Verfahren wird zur Abtrennung leichter Kohlenwasserstoffe aus Erdöl in Form von Begleitgas bezeichnet StabilisierungÖl. Die Stabilisierung des Öls im Priobskoje-Feld erfolgt durch die Trennmethode direkt im Bereich seiner Produktion an Messeinheiten.

Die Trennung von Begleitgas und Öl erfolgt durch eine mehrstufige Trennung in Gasabscheidern, in denen Druck und Öldurchsatz sukzessive reduziert werden. Infolgedessen kommt es zu einer Desorption von Gasen, zusammen mit der flüchtige flüssige Kohlenwasserstoffe entfernt und dann kondensiert werden, wodurch "Gaskondensat" entsteht. Bei der Trennmethode Stabilisierung verbleiben bis zu 2 % Kohlenwasserstoffe im Öl.

Entsalzung und Entwässerung Öl- Die Entfernung von Salzen und Wasser aus Öl erfolgt in Feldölaufbereitungsanlagen und direkt in Ölraffinerien (Raffinerien).

Betrachten wir das Gerät von Elektrodensalzanlagen.

Öl aus dem Vorratsbehälter 1 mit Zusatz eines Demulgators und einer schwachen Alkali- oder Sodalösung durchläuft den Wärmetauscher 2, wird im Erhitzer 3 erhitzt und gelangt in den Mischer 4, in dem dem Öl Wasser zugesetzt wird. Die resultierende Emulsion durchläuft nacheinander die elektrischen Dehydratoren 5 und 6, in denen der Großteil des darin gelösten Wassers und der Salze vom Öl getrennt wird, wodurch ihr Gehalt um das 8- bis 10-fache reduziert wird. Das entsalzte Öl durchläuft den Wärmetauscher 2 und gelangt nach Abkühlung in der Kältemaschine 7 in den Sammler 8. Das in den Elektroentwässerern abgeschiedene Wasser setzt sich im Ölabscheider 9 ab und wird der Reinigung zugeführt, wobei das abgeschiedene Öl dem zugeführt wird Öl an die CDU geliefert.

Die Prozesse der Entsalzung und Entwässerung von Öl sind mit der Notwendigkeit verbunden, Emulsionen zu brechen, die Wasser mit Öl bildet. Gleichzeitig werden bei der Ölförderung gebildete Emulsionen natürlichen Ursprungs auf den Feldern zerstört, und künstliche Emulsionen, die durch wiederholtes Waschen von Öl mit Wasser zur Entfernung von Salzen erhalten werden, werden in der Anlage zerstört. Nach der Behandlung wird der Gehalt an Wasser und Metallchloriden im Öl in der ersten Stufe auf 0,5–1,0 % bzw. 100–1800 mg/l und in der zweiten Stufe auf 0,05–0,1 % bzw. 3–5 mg/l reduziert l.

Um den Vorgang des Brechens von Emulsionen zu beschleunigen, ist es notwendig, das Öl anderen Einflussmaßnahmen zu unterziehen, die darauf abzielen, Wassertröpfchen zu vergröbern, den Dichteunterschied zu erhöhen und die Viskosität des Öls zu verringern.

Beim Ob-Öl wird die Einführung einer Substanz (Demulgator) in das Öl verwendet, wodurch die Trennung der Emulsion erleichtert wird.

Und bei der Ölentsalzung wird Öl mit frischem Süßwasser gewaschen, was nicht nur Salze auswäscht, sondern auch hydromechanisch auf die Emulsion einwirkt.

§ 3. Primärölraffination des Priobskoje-Feldes

Öl ist eine Mischung aus Tausenden verschiedener Substanzen. Die vollständige Zusammensetzung von Ölen auch heute noch, wo die ausgefeiltesten Analyse- und Kontrollmittel zur Verfügung stehen: Chromatographie, Kernspinresonanz, Elektronenmikroskopie – längst nicht alle dieser Substanzen sind vollständig bestimmt. Aber trotz der Tatsache, dass die Zusammensetzung des Öls fast alle chemischen Elemente der Tabelle D.I. Mendelejew, seine Basis ist noch organisch und besteht aus einem Gemisch von Kohlenwasserstoffen verschiedener Gruppen, die sich in ihren chemischen und physikalischen Eigenschaften voneinander unterscheiden. Unabhängig von Komplexität und Zusammensetzung beginnt die Ölraffination mit der Primärdestillation. Üblicherweise wird die Destillation in zwei Stufen durchgeführt – bei leichtem Überdruck nahe Atmosphärendruck und unter Vakuum, während Röhrenöfen zum Erhitzen der Rohstoffe verwendet werden. Daher werden Anlagen zur Primärölraffination als AVT - Atmosphären-Vakuum-Rohre bezeichnet.

Die Öle des Priobskoje-Feldes haben einen potenziell hohen Gehalt an Ölfraktionen, daher wird die primäre Ölraffination gemäß der Heizölbilanz durchgeführt und in drei Stufen durchgeführt:

Atmosphärische Destillation zur Gewinnung von Brennstofffraktionen und Heizöl

Vakuumdestillation von Heizöl zur Gewinnung enger Ölfraktionen und Teer

Vakuumdestillation einer Mischung aus Heizöl und Teer, um eine breite Ölfraktion und einen schweren Rückstand zu erhalten, der für die Herstellung von Bitumen verwendet wird.

Die Destillation von Priobskaya-Öl erfolgt in atmosphärischen Röhreneinheiten nach dem Schema mit einfacher Verdampfung, d.h. mit einer aufwendigen Destillationskolonne mit Seitenabtriebsteilen - das ist energetisch am vorteilhaftesten, weil Priobskaya-Öl erfüllt die Anforderungen bei der Verwendung einer solchen Anlage vollständig: Ein relativ niedriger Benzingehalt (12-15%) und die Ausbeute an Fraktionen bis zu 350 0 С betragen nicht mehr als 45%.

Rohöl, das durch heiße Ströme im Wärmetauscher 2 erhitzt wird, wird zum Elektroentwässerer 3 geleitet. Von dort wird das entsalzte Öl durch den Wärmetauscher 4 zum Ofen 5 und dann zur Destillationskolonne 6 gepumpt, wo es einmal verdampft und in die erforderlichen getrennt wird Brüche. Bei entsalztem Öl gibt es in den Anlagenplänen keinen elektrischen Entwässerer.

Bei einem hohen Gehalt an gelöstem Gas und leichtsiedenden Anteilen im Öl ist dessen Verarbeitung nach einem solchen Schema der Einfachverdampfung ohne Vorverdampfung schwierig, da in der Speisepumpe und in allen im Kreislauf vorgeschalteten Geräten ein erhöhter Druck entsteht der Ofen. Außerdem erhöht dies die Belastung des Ofens und der Destillationskolonne.

Der Hauptzweck der Vakuumdestillation von Heizöl besteht darin, eine breite Fraktion (350 - 550 0С und mehr) zu erhalten - Rohstoffe für katalytische Prozesse und Destillate für die Herstellung von Ölen und Paraffinen.

Das Heizöl wird von einer Pumpe durch ein Wärmetauschersystem in einen Röhrenofen gepumpt, wo es auf 350°-375° erhitzt wird und in eine Destillations-Vakuumkolonne eintritt. Das Vakuum in der Kolonne wird durch Dampfstrahler erzeugt (Restdruck 40-50 mm). In den Sumpf der Kolonne wird Wasserdampf eingespeist. Öldestillate werden von verschiedenen Böden der Kolonne entnommen, passieren Wärmetauscher und Kühler. Aus dem Sumpf der Säule wird der Rest ausgetragen – Teer.

Aus Öl isolierte Ölfraktionen werden mit selektiven Lösungen gereinigt – Phenol oder Furfural, um einige der harzigen Substanzen zu entfernen, und dann mit einer Mischung aus Methylethylketon oder Aceton mit Toluol entparaffiniert, um den Pourpoint des Öls zu senken. Die Aufbereitung der Ölfraktionen wird durch eine Nachbehandlung mit Bleicherden abgeschlossen. Neuere Öltechnologien verwenden Hydrotreating-Verfahren anstelle von Tonen.

Stoffbilanz der atmosphärischen Destillation des Ob-Öls:

§4.Katalytisches Cracken

Das katalytische Cracken ist das wichtigste Ölraffinationsverfahren, das die Effizienz der gesamten Raffinerie erheblich beeinflusst. Der Kern des Verfahrens liegt in der Zersetzung von Kohlenwasserstoffen, die Teil des Einsatzmaterials (Vakuumgasöl) sind, unter Temperatureinfluss in Gegenwart eines zeolithhaltigen Alumosilikat-Katalysators. Das Zielprodukt der KK-Einheit ist eine hochoktanige Komponente von Benzin mit einer Oktanzahl von 90 Punkten oder mehr, seine Ausbeute beträgt 50 bis 65%, abhängig von den verwendeten Rohstoffen, der verwendeten Technologie und dem verwendeten Regime. Die hohe Oktanzahl ist darauf zurückzuführen, dass das katalytische Cracken auch eine Isomerisierung verursacht. Das Verfahren erzeugt propylen- und butylenhaltige Gase, die als Rohstoffe für die Petrochemie und die Produktion von Benzinkomponenten mit hoher Oktanzahl, leichtes Gasöl - ein Bestandteil von Diesel- und Heizkraftstoffen - und schweres Gasöl - ein Rohstoff für die Produktion verwendet werden von Ruß oder Bestandteil von Heizölen.
Die durchschnittliche Kapazität moderner Anlagen beträgt 1,5 bis 2,5 Millionen Tonnen, jedoch gibt es Anlagen mit einer Kapazität von 4,0 Millionen Tonnen in den Werken der weltweit führenden Unternehmen.
Kernstück der Anlage ist der Reaktor-Regenerator-Block. Die Einheit umfasst einen Ofen zum Erhitzen von Rohmaterialien, einen Reaktor, in dem Crackreaktionen direkt stattfinden, und einen Katalysatorregenerator. Der Zweck des Regenerators besteht darin, den beim Cracken gebildeten und auf der Katalysatoroberfläche abgelagerten Koks auszubrennen. Reaktor, Regenerator und Einsatzmaterial-Eingabeeinheit sind durch Rohrleitungen verbunden, durch die der Katalysator zirkuliert.
Die katalytische Crackkapazität in russischen Raffinerien ist derzeit eindeutig unzureichend, und durch die Inbetriebnahme neuer Anlagen wird das Problem mit der prognostizierten Benzinknappheit gelöst.

§ 4. Katalytische Reformierung

Die Entwicklung der Benzinproduktion ist mit dem Wunsch verbunden, die Grundlagen zu verbessern Betriebsvermögen Kraftstoff - die Klopffestigkeit von Benzin, geschätzt anhand der Oktanzahl.

Das Reformieren wird verwendet, um gleichzeitig eine Basiskomponente mit hoher Oktanzahl aus Motorbenzin, aromatischen Kohlenwasserstoffen und wasserstoffhaltigem Gas zu erhalten.

Für das Priobskoy-Öl wird die Reformierung an der im Bereich von 85–180°C verdampfenden Fraktion durchgeführt, eine Erhöhung des Siedeendes fördert die Koksbildung und ist daher unerwünscht.

Aufbereitung von Reforming-Ausgangsmaterial – Rektifikation zur Trennung von Fraktionen, Hydrotreating zur Entfernung von Verunreinigungen (Stickstoff, Schwefel usw.), die die Prozesskatalysatoren vergiften.

Der Reformierungsprozess verwendet Platinkatalysatoren. Die hohen Kosten von Platin bestimmten seinen geringen Gehalt in industriellen Reformierungskatalysatoren und folglich die Notwendigkeit seiner effizienten Verwendung. Dies wird durch die Verwendung von Aluminiumoxid als Träger erleichtert, das seit langem als der beste Träger für Aromatisierungskatalysatoren bekannt ist.

Es war wichtig, den Aluminiumoxid-Platin-Katalysator in einen bifunktionellen Reformierungskatalysator umzuwandeln, auf dem der gesamte Reaktionskomplex ablaufen würde. Dazu war es notwendig, dem Träger die notwendigen sauren Eigenschaften zu verleihen, was durch Behandlung von Aluminiumoxid mit Chlor erreicht wurde.

Der Vorteil eines chlorierten Katalysators ist die Möglichkeit, den Chlorgehalt in den Katalysatoren und damit ihre Azidität direkt unter Betriebsbedingungen zu steuern.

Mit der Umstellung bestehender Reformer auf polymetallische Katalysatoren stiegen die Leistungsindikatoren, weil. ihre Kosten sind geringer, ihre hohe Stabilität ermöglicht es, das Verfahren bei einem niedrigeren Druck durchzuführen, ohne dass eine Verkokung zu befürchten ist. Beim Reformieren an polymetallischen Katalysatoren sollte der Gehalt der folgenden Elemente im Ausgangsmaterial 1 mg/kg Schwefel, 1,5 mg/kg Nickel und 3 mg/kg Wasser nicht überschreiten. In Bezug auf Nickel ist Priobskaya-Öl nicht für polymetallische Katalysatoren geeignet, daher werden Aluminium-Platin-Katalysatoren beim Reformieren verwendet.

Eine typische Materialbilanz der Reformierungsfraktion liegt bei 85–180 °C bei einem Druck von 3 MPa.

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