Karte des Ob-Feldes mit Büschen am linken Ufer. Zusammenfassung: Ölfeld Priobskoye

Jetzt arbeitet RN-Yuganskneftegaz LLC stetig an der Erschließung des nördlichen Teils des Priobskoye-Ölfeldes, und die Entwicklung des südlichen Segments des Feldes wird von Gazpromneft-Khantos LLC durchgeführt, die zum Unternehmen Gazpromneft gehört. Der südliche Abschnitt des Ölfelds Priobskoye weist unbedeutende Lizenzgebiete auf. Seit 2008 wird die Entwicklung der Segmente Sredne-Shapshinsky und Verkhne-Shapshinsky von NJSC AKI OTYR durchgeführt, die zu OJSC Russneft gehört.

Perspektiven für Priobskoye NM

Vor einem Jahr hat Gazpromneft-Khantos eine Lizenz zur Durchführung geologischer Studien von Parametern in Bezug auf tiefe ölgesättigte Horizonte erworben. Die Studie konzentriert sich auf den südlichen Teil des NM Priobskoye, einschließlich der Formationen Bazhenov und Achimov.

Das letzte Jahr war geprägt von der Analyse geographischer Daten auf dem Territorium des Bazheno-Abalak-Komplexes des südlichen Priobskoye NM. Die Kombination aus spezialisierter Kernanalyse und der Bewertung dieser Klasse von Reserven setzt das Verfahren zur Bohrung von vier Prospektions- und Bewertungsbohrungen mit geneigter Ausrichtung voraus.

Horizontale Brunnen werden 2016 gebohrt. Um das Volumen der förderbaren Reserven abzuschätzen, ist ein mehrstufiges Hydrofracking vorgesehen.

Die Auswirkungen der Lagerstätte auf die Ökologie des Gebiets

Die wichtigsten Faktoren, die die Umweltsituation im Feldbereich beeinflussen, sind die Emissionen in die Atmosphäre. Schichten. Diese Emissionen sind Erdölgas, Ölverbrennungsprodukte, Dampfkomponenten aus leichten Kohlenwasserstofffraktionen. Darüber hinaus gelangen Ölprodukte und -komponenten auf den Boden.

Die territoriale Besonderheit der Lagerstätte liegt in ihrer Lage in Flussauenlandschaften und innerhalb der Wasserschutzzone begründet. Der Darstellung spezieller Entwicklungsanforderungen liegt eine hohe Wertigkeit zugrunde. In dieser Situation werden Auen mit einer charakteristischen hohen Dynamik und einem komplexen hydrologischen Regime betrachtet. Dieses Gebiet wurde zum Nisten von Zugvögeln von wassernahen Arten ausgewählt, von denen viele im Roten Buch aufgeführt sind. Die Lagerstätte befindet sich auf dem Territorium von Zugrouten und Überwinterungsgebieten für viele seltene Vertreter der Ichthyofauna.

Bereits vor 20 Jahren genehmigten die Zentralkommission für die Entwicklung von NM und NGM unter dem russischen Ministerium für Brennstoffe und Energie sowie das Ministerium für Umweltschutz und natürliche Ressourcen Russlands das genaue Schema für die Entwicklung von NM Priobskoye und den Umweltteil aller vorläufigen Entwurfsunterlagen.

Das Priobskoye-Feld wird vom Fluss Ob in zwei Teile geteilt. Es ist sumpfig und bei Hochwasser wird das meiste überflutet. Es waren diese Bedingungen, die die Bildung von Fischlaichplätzen auf dem Territorium des NM erleichterten. Das russische Ministerium für Brennstoffe und Energie hat der Staatsduma Materialien vorgelegt, auf deren Grundlage festgestellt wurde, dass die Entwicklung von NM Priobskoye aufgrund der bestehenden natürlichen Faktoren kompliziert war. Solche Dokumente bestätigen die Notwendigkeit zusätzlicher finanzieller Mittel, um auf dem Gebiet des Feldes nur die neuesten und umweltfreundlichsten Technologien einzusetzen, die eine hocheffiziente Umsetzung von Umweltschutzmaßnahmen ermöglichen.

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

Im Zeitraum 1978-1979. Als Ergebnis einer detaillierten seismischen Untersuchung von CDP MOU wurde die Priobskoe-Hebung identifiziert. Von diesem Moment an beginnt eine detaillierte Untersuchung der geologischen Struktur des Territoriums: die weit verbreitete Entwicklung der seismischen Erkundung in Kombination mit tiefen Bohren.

Das Priobskoye-Feld wurde 1982 als Ergebnis von . entdeckt Bohren und Testen von Bohrloch 151, als kommerzieller Fluss erreicht wurde Öl mit einer Durchflussmenge von 14,2 m 3 / Tag bei einer 4 mm Drossel aus den Intervallen 2885-2977 m (Tyumen Suite YUS 2) und 2463-2467 m (Formation AS 11 1) - 5,9 m 3 / Tag bei einem dynamischen Niveau von 1023 m.

Priobskaya-Struktur gemäß der tektonischen Karte der meso-känozoischen Plattformabdeckung.

Westsibirische Geosyneklise, die sich in der Verbindungszone der Khanty-Mansi-Senke, der Lyaminsky-Megafold, der Salym- und West-Lyaminsky-Hebungsgruppen befindet.

Die Strukturen erster Ordnung werden durch wellen- und kuppelförmige Erhebungen zweiter Ordnung und separate lokale antiklinale Strukturen erschwert, an denen Prospektions- und Explorationsarbeiten durchgeführt werden Öl und Gas.

Die produktiven Formationen im Priobskoje-Feld sind Formationen der Gruppe "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigraphisch gehören diese Schichten zu den kreidezeitlichen Ablagerungen der Oberen Wartowskaja-Suite. Lithologisch besteht die Obere Wartowskaja-Formation aus häufigen und ungleichmäßigen Einlagerungen von Tonsteinen mit Sandsteinen und Schluffsteinen. Tonsteine ​​sind dunkelgrau, grau mit grünlicher Tönung, schluffig, glimmerig. Sandsteine ​​und Schluffsteine ​​sind grau, tonig, glimmerig, feinkörnig. Zwischen Tonsteinen und Sandsteinen gibt es Zwischenschichten aus tonigen Kalksteinen, Sideritknollen.

Das Gestein enthält verkohlte Pflanzenreste, selten schlecht und mäßig erhaltene Muscheln (Inoceramas).

Durchlässige Gesteine ​​produktiver Schichten weisen einen nordöstlichen und submeridialen Streichen auf. Fast alle Formationen sind gekennzeichnet durch eine Zunahme der gesamten effektiven Mächtigkeit, Netto-zu-Brutto-Verhältnis, hauptsächlich in den zentralen Teilen der Lagerstättenentwicklungszonen, um die Lagerstätteneigenschaften zu erhöhen, und dementsprechend erfolgt die Verstärkung des klastischen Materials im Osten ( für die Schichten des Horizonts AS 12) und nordöstliche Richtungen (für Horizont AC 11).

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

Die Lagerstätten der Formation AS 12 3 werden in Form einer Kette von sandigen linsenförmigen Körpern mit einem nordöstlichen Streichen präsentiert. Die effektiven Mächtigkeiten variieren von 0,4 m bis 12,8 m, wobei höhere Werte auf die Hauptlagerstätte beschränkt sind.

Die Hauptlagerstätte AS 12 3 wurde in Tiefen von -2620 und -2755 m geborgen und ist von allen Seiten lithologisch gescreent. Die Lagerstätte hat eine Größe von 34 x 7,5 km und eine Höhe von 126 m.

Hinterlegen Sie AS 12 3 im Bereich des Brunnens. 241 wurde in Tiefen von -2640-2707 m geborgen und ist auf die lokale Hebung von Khanty-Mansiysk beschränkt. Der Speicher wird von allen Seiten durch Speicheraustauschzonen kontrolliert. Die Lagerstätte hat eine Größe von 18 x 8,5 km, die Höhe beträgt 76 m.

Hinterlegen Sie AS 12 3 im Bereich des Brunnens. 234 wurde in einer Tiefe von 2632-2672 m geborgen und stellt eine Sandsteinlinse am westlichen Abgrund der Priobskaya-Struktur dar. Die Lagerstätte hat eine Größe von 8,5 x 4 km und eine Höhe von 40 m, der Typ ist lithologisch gesiebt.

Hinterlegen Sie AS 12 3 im Bereich des Brunnens. 15-С wurde in einer Tiefe von 2664-2689 m innerhalb des Strukturvorsprungs Seliyarovskiy geborgen. Die lithologisch untersuchte Lagerstätte hat eine Größe von 11,5 x 5,5 km und eine Höhe von 28 m.

Die Lagerstätte AS 12 1-2 ist die wichtigste und die größte auf dem Gebiet. Es ist auf eine Monokline beschränkt, die durch lokale Hebungen mit kleiner Amplitude (Bereich der Brunnen 246, 400) mit Übergangszonen dazwischen kompliziert ist. An drei Seiten ist es von lithologischen Schirmen begrenzt, und nur im Süden (in der Gegend von Vostochno-Frolovskaya) entwickeln sich die Sammler. Aufgrund der erheblichen Entfernungen ist die Grenze des Reservoirs jedoch noch bedingt durch eine 2 km südlich des Brunnens verlaufende Linie begrenzt. 271 und 259. Ölgesättigt Mächtigkeiten variieren in einem weiten Bereich von 0,8 m (Brunnen 407) bis 40,6 m (Brunnen 237) Nebenflüsse Öl bis zu 26 m 3 / Tag bei einer 6 mm Drossel (gut 235). Die Lagerstätte hat eine Größe von 45 x 25 km, die Höhe beträgt 176 m.

Hinterlegen Sie AS 12 1-2 im Bereich des Brunnens. 4-KhM wurde in einer Tiefe von 2659-2728 m geborgen und ist auf eine sandige Linse am Nordwesthang der lokalen Hebung von Chanty-Mansiysk beschränkt. Ölgesättigt Die Mächtigkeit variiert von 0,4 bis 1,2 m. Die Lagerstätte hat eine Größe von 7,5 x 7 km und eine Höhe von 71 m.

Hinterlegen Sie AS 12 1-2 im Bereich des Brunnens. 330 in Tiefen von 2734-2753 m . geborgen Ölgesättigt die Mächtigkeit variiert von 2,2 bis 2,8 m Die Lagerstätte hat eine Größe von 11 x 4,5 km und eine Höhe von 9 m Die Art ist lithologisch gesiebt.

Die Lagerstätten der Schicht AS 12 0 - der Hauptschicht - wurden in einer Tiefe von 2421 bis 2533 m erschlossen, es handelt sich um einen linsenförmigen Körper, der von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet ist. Ölgesättigt Die Mächtigkeiten variieren von 0,6 (Bohrung 172) bis 27 m (Bohrung 262). Nebenflüsse Öl bis 48m 3 / Tag bei 8 mm Drossel. Die Abmessungen der lithologisch gesiebten Lagerstätte betragen 41 x 14 km, die Höhe beträgt 187 m Lagerstätte AS 12 0 im Bereich Bohrloch Nr. 331 wird in Tiefen von 2691-2713 m geborgen und stellt eine Linse aus sandigem Gestein dar. Öl gesättigt Die Dicke in diesem Brunnen beträgt 10 m, Abmessungen 5 x 4,2 km, Höhe - 21 m. Öl- 2,5 m 3 / Tag bei Нä = 1932 m.

Die Ablagerung der Schicht AS 11 2-4 ist vom lithologisch abgeschirmten Typ, es gibt insgesamt 8 mit 1-2 durchdrungenen Vertiefungen. Flächenmäßig liegen die Ablagerungen in Form von 2 Linsenketten im östlichen Teil (am höchsten) und im Westen im tiefer liegenden Teil der monoklinen Struktur. Ölgesättigt Die Mächtigkeiten im Osten nehmen im Vergleich zu westlichen Bohrlöchern um das 2-fache oder mehr zu. Der gesamte Änderungsbereich beträgt 0,4 bis 11 m.

Das Reservoir AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens 246 wurde in einer Tiefe von 2513-2555 m freigelegt. Die Abmessungen des Reservoirs betragen 7 x 4,6 km, die Höhe beträgt 43 m.

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

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

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

Ablagerung der Schicht AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens. 262 wurde in einer Tiefe von 2491 bis 2501 m geöffnet. Die Lagerstätte hat eine Größe von 4,5 x 4 km, die Höhe beträgt 10 m.

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

Ablagerung der Schicht AS 11 2-4 im Bereich des Brunnens. 151 wurden in einer Tiefe von 2464-2501 m geöffnet. Die Lagerstätte hat Abmessungen von 5,1 x 3 km, die Höhe beträgt 37 m.

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

Die Ablagerungen der Schicht AS 11 1 beschränken sich im Wesentlichen auf den bogennahen Teil in Form eines breiten nordöstlich streichenden Streifens, der an drei Seiten von Tonzonen begrenzt wird.

Die Hauptlagerstätte AC 11 1 ist die zweitwichtigste innerhalb des Priobskoye-Feldes, das in einer Tiefe von 2421 bis 2533 m 259 erschlossen wurde Öl variieren von 2,46 m 3 / Tag bei einem dynamischen Niveau von 1195 m (Brunnen 243) bis 118 m 3 / Tag durch eine 8 mm Drossel (Brunnen 246). Ölgesättigt Mächtigkeiten variieren von 0,4 m (Well 172) bis 41,6 (Well 246). Die Lagerstätte hat eine Größe von 48 x 15 km, die Höhe beträgt bis zu 112 m, der Typ ist lithologisch gesiebt.

Ablagerungen der AS 11 0 Formation. Die Formation AS 110 weist eine sehr unbedeutende Zone der Lagerstättenerschließung in Form von linsenförmigen Körpern auf, die auf die unter Wasser liegenden Abschnitte des Überkopfteils beschränkt ist.

Hinterlegen Sie AS 11 0 im Bereich des Brunnens. 408 wurde in einer Tiefe von 2432-2501 m gefunden Die Lagerstätte hat eine Größe von 10,8 x 5,5 km, die Höhe beträgt 59 m, der Typ ist lithologisch untersucht. Lastschrift Öl von gut. 252 waren 14,2 m3/Tag bei Нä = 1410 m.

Hinterlegen Sie AS 11 0 im Bereich des Brunnens. 172 wurde von einer Bohrung in einer Tiefe von 2442-2446 m durchbohrt und hat eine Größe von 4,7 x 4,1 km und eine Höhe von 3 m. Öl betrug 4,8 m 3 / Tag bei Нä = 1150 m.

Hinterlegen Sie AS 11 0 im Bereich des Brunnens. 461 misst 16 x 6 km. Öl gesättigt die Mächtigkeit variiert zwischen 1,6 und 4,8 m Die Art des Reservoirs wird lithologisch untersucht. Lastschrift Öl von gut. 461 war 15,5 m 3 / Tag, Nd = 1145 m.

Hinterlegen Sie AS 11 0 im Bereich des Brunnens. 425 wurde von einem Brunnen durchdrungen. Öl gesättigt Kapazität - 3,6 m. Öl betrug 6,1 m 3 / Tag bei Нä = 1260 m.

Der Horizont AS 10 wird innerhalb der zentralen Zone des Priobskoye-Feldes durchdrungen, wo er auf die stärker unter Wasser liegenden Stellen des oberen Teils sowie auf den südwestlichen Flügel des Bauwerks beschränkt ist. Die Einteilung des Horizonts in die Schichten АС 10 1, АС 10 2-3 (im mittleren und östlichen Teil) und АС 10 2-3 (im westlichen Teil) ist gewissermaßen bedingt und wird durch die Vorkommensbedingungen bestimmt , Bildung dieser Ablagerungen unter Berücksichtigung der lithologischen Zusammensetzung der Gesteine ​​und der physikalisch-chemischen Eigenschaften Öle.

Die Hauptlagerstätte AS 10 2-3 wurde in einer Tiefe von 2427-2721 m erschlossen und befindet sich im südlichen Teil des Feldes. Lastschrift Öl liegen im Bereich von 1,5 m 3 / Tag bei 8 mm Drossel (Brunnen 181) bis 10 m 3 / Tag bei Nd = 1633 m (Brunnen 421). Ölgesättigt Mächtigkeiten reichen von 0,8 m (Brunnen 180) bis 15,6 m (Brunnen 181). Die Lagerstätte hat eine Größe von 31 x 11 km, die Höhe beträgt bis zu 292 m, die Lagerstätte ist lithologisch gesiebt.

Hinterlegen Sie AS 10 2-3 im Bereich des Brunnens. 243 wurden in Tiefen von 2393 bis 2433 m geborgen Öl beträgt 8,4 m 3 / Tag bei Нä = 1248 m (Brunnen 237). Ölgesättigt Mächtigkeit - 4,2 - 5 m Abmessungen 8 x 3,5 km, Höhe bis zu 40 m Art der Lagerstätte - lithologisch gesiebt.

Hinterlegen Sie AS 10 2-3 im Bereich des Brunnens. 295 wurde in einer Tiefe von 2500-2566 m erschlossen und wird von den tonigen Zonen der Formation kontrolliert. Ölgesättigt Dicken variieren von 1,6 bis 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / Tag wurden bei Нä = 1100 m gewonnen. Die Abmessungen der Lagerstätte betragen 9,7 x 4 km, die Höhe beträgt 59 m.

Die Hauptlagerstätte AC 10 1 wurde in einer Tiefe von 2374-2492 m erschlossen, Ersatzzonen von Lagerstätten kontrollieren die Lagerstätte von drei Seiten, und im Süden wurde ihre Grenze bedingt in einer Entfernung von 2 km von der Quelle gezogen. 259 und 271. Ölgesättigt Mächtigkeiten variieren von 0,4 (Well 237) bis 11,8 m (Well 265). Lastschrift Öl: von 2,9 m 3 / Tag bei Нä = 1064 m (Bohrung 236) bis 6,4 m 3 / Tag bei 2 mm Drossel. Die Lagerstätte hat eine Größe von 38 x 13 km, die Höhe beträgt bis zu 120 m, die Lagerstättenart ist lithologisch gesiebt.

Hinterlegen Sie AS 10 1 im Bereich des Brunnens. 420 wurde in Tiefen von 2480-2496 m geborgen. 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 einer Tiefe von 2499-2528 m geborgen. 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 wurden in Tiefen von 2468-2469 m geborgen, die Lagerstätte hat eine Größe von 4 x 3,2 km.

Der Abschnitt der Schicht AS 10 wird durch die Produktionsschicht AS 10 0 ergänzt. Innerhalb dessen wurden drei Ablagerungen identifiziert, die sich in Form einer Kette von Submeridian-Stoßen befinden.

Hinterlegen Sie AS 10 0 im Bereich des Brunnens. 242 wurde in Tiefen von 2356-2427 m geborgen und ist lithologisch untersucht. Lastschrift Öl sind 4,9 - 9 m 3 / Tag auf Nd-1261-1312 m. Ölgesättigt die Mächtigkeit beträgt 2,8 - 4 m, die Lagerstättenabmessungen betragen 15 x 4,5 km, die Höhe beträgt bis zu 58 m.

Hinterlegen Sie AS 10 0 im Bereich des Brunnens. 239 wurde in Tiefen von 2370-2433 m geborgen. Öl sind 2,2 - 6,5 m 3 / Tag bei Nd-1244-1275 m. Ölgesättigt die Mächtigkeit beträgt 1,6-2,4 m Die Lagerstätte hat eine Größe von 9 x 5 km und eine Höhe von bis zu 63 m.

Hinterlegen Sie AS 10 0 im Bereich des Brunnens. 180 wurde in Tiefen von 2388-2391 m geborgen und ist lithologisch untersucht. Öl gesättigt Dicke - 2,6 m. Zufluss Öl betrug 25,9 m 3 / Tag auf Nd-1070 m.

Die Abdeckung über dem Horizont AS 10 wird durch ein Mitglied von tonigen Gesteinen repräsentiert, die von Ost nach West zwischen 10 und 60 m variieren.

Sand-Schluffstein-Gesteine ​​der AS 9-Formation sind von begrenzter Verbreitung und werden in Form von Fazies-Fenstern präsentiert, die hauptsächlich in den nordöstlichen und östlichen Teil der Struktur sowie in den südwestlichen Teil der Struktur gravitieren.

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

Im Osten des Feldes wurden zwei kleine Lagerstätten (6 x 3 km) identifiziert. Ölgesättigt Dicken variieren von 0,4 bis 6,8 m. Öl 6 und 5,6 m 3 / Tag bei Нä = 1300-1258 m Die Lagerstätten werden lithologisch gesiebt.

Die produktiven Sedimente des Neocomian vervollständigen die Formation AS 7, die ein sehr mosaikartiges Muster aufweist. ölführend und Grundwasserleiter.

Das flächenmäßig größte östliche Reservoir der Formation AS 7 wurde in einer Tiefe von 2291-2382 m geborgen und ist auf drei Seiten von Reservoir-Ersatzzonen konturiert, und im Süden ist seine Grenze bedingt und wird entlang einer Linie gezogen, die 2 km von den Bohrlöchern entfernt verläuft 271 und 259. Die Lagerstätte ist von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet. Nebenflüsse Öl: 4,9 - 6,7 m 3 / Tag bei Нä = 1359-875 m. Ölgesättigt Die Mächtigkeit variiert von 0,8 bis 7,8 m. Die lithologisch gesiebte Lagerstätte hat eine Größe von 46 x 8,5 km und eine Höhe von bis zu 91 m.

Hinterlegen Sie AS 7 im Bereich des Brunnens. 290 wurde in einer Tiefe von 2302 bis 2328 m eröffnet. Öllager die Dicke beträgt 1,6 - 3 m. 290 erhielten 5,3 m 3 / Tag Öl bei P = 15MPA. Die Lagerstätte hat eine Größe von 10 x 3,6 km und eine Höhe von 24 m.

Hinterlegen Sie AS 7 im Bereich des Brunnens. 331 wurde in einer Tiefe von 2316-2345 m geöffnet und ist ein bogenförmiger linsenförmiger Körper. Ölgesättigt Dicken variieren von 3 bis 6 m. 331 Zufluss erhalten Öl 1,5 m 3 / Tag bei Нд = 1511 m. Die lithologisch gesiebte Lagerstätte hat eine Größe von 17 x 6,5 km, die Höhe beträgt 27 m.

Hinterlegen Sie AS 7 im Bereich des Brunnens. 243 wurden in einer Tiefe von 2254-2304 m geöffnet. Ölgesättigt Dicke 2,2-3,6 m. Abmessungen 11,5 x 2,8 km, Höhe - 51 m. Im gut. 243 erhalten Öl 1,84 m 3 / Tag bei Nd-1362 m.

Hinterlegen Sie AS 7 im Bereich des Brunnens. 259, geborgen in einer Tiefe von 2300 m, ist eine Sandsteinlinse. Öl gesättigt Dicke 5,0 m Abmessungen 4 x 3 km.

Priobskoje-Feld

Kurze geologische und feldbezogene Eigenschaften von Lagerstätten

Priobskoje-Feld

Petrophysikalische Eigenschaften von Lagerstätten

Physikochemische Eigenschaften Öl und Gas

Zusammensetzung und Eigenschaften von Formationswässern

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Einführung

1 Geologische Eigenschaften des Priobskoye-Feldes

1.1 Allgemeines zur Kaution

1.2 Lithostratigraphischer Schnitt

1.3 Tektonische Struktur

1.4 Ölgehalt

1.5 Merkmale der Produktionsformationen

1.6 Eigenschaften von Grundwasserleitern

1.7 Physikochemische Eigenschaften von Formationsflüssigkeiten

1.8 Schätzung der Ölreserven

1.8.1 Ölreserven

2. Die wichtigsten technischen und wirtschaftlichen Indikatoren für die Entwicklung des Priobskoje-Feldes

2.1 Dynamik der wichtigsten Entwicklungsindikatoren des Priobskoye-Feldes

2.2 Analyse der wichtigsten technischen und wirtschaftlichen Entwicklungsindikatoren

2.3 Entwicklungsmerkmale, die den Brunnenbetrieb beeinflussen

3. Angewandte Methoden der verbesserten Ölgewinnung

3.1 Wahl der Aufprallmethode auf das Ölreservoir

3.2 Geologische und physikalische Kriterien für die Anwendbarkeit verschiedener Stimulationsmethoden im Priobskoye-Feld

3.2.1 Wasserfluten

3.3 Einwirkungsmethoden auf die Bohrlochsohlenzone zur Stimulierung der Ölförderung

3.3.1 Säurebehandlungen

3.3.2 Hydraulisches Fracking

3.3.3 Verbesserung der Perforationseffizienz

Fazit

Einführung

Die Ölindustrie ist eine der wichtigsten Komponenten der russischen Wirtschaft, die sich direkt auf die Haushaltsbildung und den Export des Landes auswirkt.

Der Zustand der Ressourcenbasis des Öl- und Gaskomplexes ist heute das akuteste Problem. Die Ölressourcen werden nach und nach erschöpft, viele Felder befinden sich in der Endphase der Erschließung und haben einen hohen Wasseranteil, daher ist die dringendste und primäre Aufgabe die Suche und Inbetriebnahme junger und vielversprechender Felder, darunter ist das Priobskoye-Feld (in Bezug auf die Reserven ist es eine der größten Lagerstätten in Russland).

Die vom State Reserves Committee genehmigten Saldoreserven an Öl in Kategorie С 1 betragen 1827,8 Millionen Tonnen, förderbare 565,0 Millionen Tonnen. mit einem Ölförderungsfaktor von 0,309 unter Berücksichtigung der Reserven in der Pufferzone unter den Auen der Flüsse Ob und Bolschoi Salym.

Die Bilanzreserven des Öls der Kategorie C 2 betragen 524073 Tsd. Tonnen, förderbar - 48970 Tsd. Tonnen mit einem Ölgewinnungsfaktor von 0,093.

Das Priobskoye-Feld weist eine Reihe charakteristischer Merkmale auf:

groß, vielschichtig, einzigartig in Bezug auf Ölreserven;

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

der Fluss Ob fließt durch die Lagerstätte und teilt sie in rechts- und linksuferige Teile.

Das Feld zeichnet sich durch eine komplexe Struktur produktiver Horizonte aus. Die Formationen AC10, AC11, AC12 sind von industriellem Interesse. Die Kollektoren der Horizonte АС10 und АС11 werden als mittel- und niedrigproduktiv und АС12 als ungewöhnlich niedrigproduktiv eingestuft. Der Betrieb der AS12-Formation ist als separates Entwicklungsproblem herauszuheben, da , ist die AC12-Lagerstätte auch die bedeutendste in Bezug auf die Reserven aller Stauseen. Dieses Merkmal weist auf die Unmöglichkeit hin, das Feld zu entwickeln, ohne seine produktiven Schichten aktiv zu beeinflussen.

Eine Möglichkeit, dieses Problem zu lösen, ist die Umsetzung von Maßnahmen zur Intensivierung der Ölförderung.

1 . Geologische CharakteristikPriobskyGeburtsort

1.1 Allgemeines zur Kaution

Das Ölfeld Priobskoje liegt administrativ im Bezirk Chanty-Mansijsk des Autonomen Kreises Chanty-Mansijsk der Region Tjumen.

Das Arbeitsgebiet liegt 65 km östlich der Stadt Chanty-Mansiysk, 100 km westlich der Stadt Neftejugansk und ist derzeit eines der wirtschaftlich am schnellsten wachsenden Gebiete im Autonomen Kreis, was durch die Zunahme der Umfang der geologischen Exploration und Ölförderung ...

Die größten erschlossenen Felder in der Nähe: Salymskoye, 20 km östlich gelegen, Priraslomnoye, in unmittelbarer Nähe gelegen, Pravdinskoye - 57 km südöstlich.

Im Südosten des Feldes verlaufen die Gaspipeline Urengoi-Tscheljabinsk-Novopolotsk und die Ölpipeline Ust-Balyk-Omsk.

Das Gebiet Priobskaya in seinem nördlichen Teil befindet sich in der Ob-Aue - einer jungen Schwemmebene mit einer Ansammlung von quartären Ablagerungen von relativ großer Mächtigkeit. Die absoluten Markierungen des Reliefs sind 30-55 m Der südliche Teil des Gebietes neigt zu einer flachen Schwemmebene auf der Höhe der zweiten oberirdischen Terrasse mit schwach ausgeprägten Formen von Flusserosion und -akkumulation. Die absoluten Noten sind hier 46-60 m.

Das hydrographische Netz wird durch den Maliy-Salym-Kanal repräsentiert, der im nördlichen Teil des Gebiets in sublatitudinale Richtung fließt und in diesem Gebiet durch die kleinen Kanäle Malaya Berezovskaya und Polaya mit dem großen und tiefen Ob-Kanal Bolshoy Salym verbunden ist. Der Fluss Ob ist die wichtigste Wasserstraße der Region Tjumen. Der Bezirk hat eine große Anzahl von Seen, von denen die größten der Olewaschkina-See, der Karasye-See und der Okunevoe-See sind. Die Sümpfe sind unpassierbar, frieren bis Ende Januar zu und sind das Haupthindernis für den Verkehr 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 (monatliche Durchschnittstemperatur -19,5°C). Das absolute Minimum beträgt -52 °C. Das wärmste ist der Juli (die durchschnittliche Monatstemperatur beträgt +17 °C), das absolute Maximum beträgt +33 °C. Der durchschnittliche Jahresniederschlag beträgt 500-550 mm pro Jahr, wobei 75 % fallen auf die warme Jahreszeit. Die Schneedecke wird in der zweiten Oktoberhälfte gebildet und dauert bis Anfang Juni Die Dicke der Schneedecke beträgt 0,7 m bis 1,5-2 m, die Bodengefriertiefe beträgt 1-1,5 m.

Das betrachtete Gebiet ist durch podsolische Tonböden in relativ erhöhten Lagen und torf-podzolic-schluffige und torfige Böden in sumpfigen Gebieten des Gebiets gekennzeichnet. Innerhalb der Ebenen sind die Schwemmböden der Flussterrassen überwiegend sandig, stellenweise tonhaltig. Die Pflanzenwelt ist vielfältig. Es herrscht Nadel- und Mischwald.

Das Gebiet befindet sich in einer Zone isolierter Schichtung von oberflächennahen und relikten Permafrostgesteinen. Oberflächennahe gefrorene Böden liegen auf Wasserscheiden unter Torfmooren. Ihre Dicke wird durch den Grundwasserspiegel gesteuert und erreicht 10-15 m, die Temperatur ist konstant und liegt nahe 0 ° C.

In angrenzenden Gebieten (im Priobskoye-Feld wurden gefrorene Gesteine ​​nicht untersucht) tritt Permafrost in Tiefen von 140-180 m (Lyantorskoye-Feld) auf. Die Permafrostdicke beträgt 15-40 m, selten mehr. Gefroren sind häufiger der untere, tonigere Teil der Novyikhailovskaya und ein unbedeutender Teil der Atlym-Formationen.

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

1.2 LithostratigraphischEinschnitt

Der geologische Abschnitt des Priobskoye-Feldes besteht aus einer dicken Schicht (mehr als 3000 m) terrigenen Sedimenten der Sedimentdecke des Meso-Kenozoikums, die auf den Gesteinen des präjurassischen Komplexes vorkommen, die durch die Verwitterungskruste repräsentiert werden.

Vorjura Bildung (Pz)

Im Abschnitt der vorjurassischen Schichten werden zwei Strukturebenen unterschieden. Die untere, auf die konsolidierte Kruste beschränkt, wird durch stark dislozierte Graphit-Porphyrite, Kiessteine ​​und metamorphisierte Kalksteine ​​​​dargestellt. Das als Zwischenkomplex identifizierte Obergeschoss 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 Divisionen repräsentiert: untere, mittlere und obere.

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

Einlagen Tjumen Die Formationen liegen an der Basis der Sedimentdecke auf den Gesteinen der Verwitterungskruste mit kantiger und stratigraphischer Diskrepanz und werden durch einen Komplex von terrigenen Gesteinen mit Ton-Sand-Schluffstein-Zusammensetzung repräsentiert.

Die Mächtigkeit der Ablagerungen der Tjumen-Formation variiert zwischen 40 und 450 m. Im Rahmen der Lagerstätte wurden sie in Tiefen von 2806-2973 m geöffnet. Die Ablagerungen der Tjumen-Formation werden durchgängig von den Oberjura-Ablagerungen der Abalak- und Bazhenov-Formationen überlagert. Abalakskaja Die Formation besteht aus dunkelgrauen bis schwarzen, verzweigten, glaukonitischen Tonsteinen mit Schluffsteinzwischenschichten im oberen Teil des Abschnitts. Die Mächtigkeit der Suite reicht von 17 bis 32 m.

Einlagen Bazhenov Die Formationen werden durch dunkelgraue, fast schwarze, bituminöse Tonsteine ​​mit Zwischenschichten aus leicht schluffigen Tonsteinen und organisch-tonigen Karbonat-Gesteinen repräsentiert. Die Formation ist 26-38 m dick.

Kreidesystem (K)

Ablagerungen des Kreidesystems sind überall erschlossen, repräsentiert durch den oberen und unteren Abschnitt.

Die Formationen Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya und Khanty-Mansiysk werden im unteren Abschnitt von unten nach oben und im oberen Abschnitt die Formationen Chanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya und Gankinskaya unterschieden.

Unterteil ahskoy Die Formation (K1g) wird hauptsächlich durch Tonsteine ​​mit untergeordneten dünnen Schichten von Schluffsteinen und Sandsteinen repräsentiert, die in der Achimov-Sequenz zusammengefasst sind.

Im oberen Teil der Akh-Formation befindet sich ein reifes Mitglied aus fein ausgewaschenen, dunkelgrauen, sich grauen Pimsk-Tonen.

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

Einschnitt Tscherkaschin Die Formation (K1g-br) wird durch den rhythmischen Wechsel von grauen Tonen, Schluffsteinen und schluffigen Sandsteinen dargestellt. Letztere, innerhalb der Grenzen des Feldes, sowie Sandsteine ​​sind industriell erdölhaltig und werden in die Formationen АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 eingeteilt.

Die Formationsdicke variiert von 290 bis 600 m.

Oben sind dunkelgraue bis schwarze Tone alym Formationen (K1a), im oberen Teil mit Zwischenschichten aus bituminösen Tonsteinen, im unteren - Schluffsteine ​​und Sandsteine. Die Dicke der Suite variiert von 190 bis 240 m. Tone sind ein regionales Siegel für Kohlenwasserstoffvorkommen in der gesamten Öl- und Gasregion Sredneobskaya.

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

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

Chanty-Mansiysk Die Formation (K1a-2s) wird durch eine ungleichmäßige Einbettung von sandig-tonigen Gesteinen mit einem Überwiegen ersterer im oberen Teil des Abschnitts dargestellt. Die Gesteine ​​der Formation zeichnen sich durch eine Fülle von kohlenstoffhaltigem Detritus aus. Die Formationsdicke variiert von 292 bis 306 m.

Uvat Die Formation (K2s) wird durch ungleichmäßiges Umschmelzen von Sanden, Schluffsteinen und Sandsteinen dargestellt. Die Formation ist durch das Vorhandensein von verkohlten und eisenhaltigen Pflanzenresten, kohlenstoffhaltigem Detritus und Bernstein gekennzeichnet. Die Dicke der Suite beträgt 283-301 m.

Bertsovskaya Die Suite (K2k-st-km) ist in zwei Unterformationen unterteilt. Der untere, bestehend aus grauen Montmorellonit-Tönen mit opokaartigen Zwischenschichten mit einer Mächtigkeit von 45 bis 94 m, und der obere, vertreten durch graue, dunkelgraue, kieselige, sandige Tone, 87-133 m dick.

Gankinskaja Die Formation (K2mP1d) besteht aus grauen, grünlich-grauen Tonen, die in Mergel mit Glaukonitkörnern und Sideritknollen übergehen. Seine Dicke beträgt 55-82 m.

Paläogenes System (P2)

Das paläogene System umfasst Gesteine ​​der Formationen Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya und Turtasskaya. Die ersten drei werden durch marine Sedimente repräsentiert, der Rest ist kontinental.

Talitskaya Die Formation besteht aus einer Schicht dunkelgrauen Tons in schluffigen Bereichen. Es gibt peritisierte Pflanzenreste und Fischschuppen. Die Dicke der Suite beträgt 125-146 m.

Lyulinvorskaya die Formation wird durch gelblich-grüne Tone repräsentiert, im unteren Teil des Abschnitts sind sie oft opokoid mit Zwischenschichten von Opokas. Die Dicke der Suite beträgt 200-363 m.

Tavdinskaya die Formation, die den Abschnitt des Marinen Paläogen vervollständigt, besteht aus grauen, bläulich-grauen Tonen mit Schluffsteinzwischenschichten. Die Dicke der Suite beträgt 160-180 m.

Atlymskaya Die Formation besteht aus kontinentalen alluvial-marinen Sedimenten, bestehend aus grauem bis weißem Sand, überwiegend Quarz mit Zwischenschichten aus Braunkohle, Tonen und Schluffsteinen. Die Dicke der Suite beträgt 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formation - dargestellt durch ungleichmäßige Überlagerung von grauen, feinkörnigen Quarz-Feldspat-Sanden mit grauen und bräunlich-grauen Tonen und Schluffsteinen mit Zwischenschichten aus Sand und Braunkohle. Die Dicke der Suite überschreitet nicht 80 m.

Turtasskaja Die Formation besteht aus grünlich-grauen Ton- und Schluffsteinen, die mit Zwischenschichten aus Kieselgur und Quarz-Glaukonit-Sand dünnschichtig sind. Die Dicke der Suite beträgt 40-70 m.

Quartäres System (Q)

Es ist überall vorhanden und wird im unteren Teil durch abwechselnd Sande, Tone, Lehme und sandige Lehme, im oberen Teil - durch Moor- und Seefazies - durch Schluffe, Lehme und sandige Lehme repräsentiert. Die Gesamtdicke beträgt 70-100 m.

1.3 TektonikStruktur

Die Priobskaya-Struktur befindet sich in der Kreuzungszone der Khanty-Mansiysk-Senke, der Lyaminskiy-Megafold, der Salym- und West Lempinskaya-Hebungsgruppen. Die Strukturen erster Ordnung werden durch wellenförmige und kuppelförmige Erhebungen zweiter Ordnung und separate lokale antiklinale Strukturen kompliziert, die Gegenstand der Prospektion und Exploration nach Öl und Gas sind.

Der moderne Strukturplan der vorjurassischen Gründung wurde entlang des Reflexionshorizonts "A" untersucht. Auf der Strukturkarte werden alle Strukturelemente entlang des Spiegelhorizonts "A" angezeigt. Im südwestlichen Teil der Region - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye Hebungen. Im nordwestlichen Teil - Ost-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, was den Osthang der West-Lempinskoe-Hebezone erschwert. Im zentralen Teil befindet sich der West-Sachalin-Trog, östlich seiner Gorshkovskoe- und Sachalin-Hebungen, die die Sredne-Lyaminsky-Welle bzw. den Sachalin-Strukturbogen erschweren.

Die kuppelförmige Priobskoye-Hebung, die West-Priobskoye-Hebung mit niedriger Amplitude, die West-Sachalin- und Novoobskaya-Strukturen werden entlang des reflektierenden Horizonts "DB" verfolgt, der auf die Spitze des Bystrinskaya-Elements beschränkt ist. Im Westen des Platzes ist die Erhebung von Chanty-Manijsk umrissen. Nördlich der Hebung von Priobskoe sticht die lokale Hebung von Svetloye hervor. Im südlichen Teil des Feldes im Bereich des Brunnens. 291 wird die Namenlose Erhebung bedingt unterschieden. Die angehobene Zone East Seliyarovskaya im Untersuchungsgebiet wird von einem offenen seismischen Isogips umrissen - 2280 m.Eine isometrische Struktur mit niedriger Amplitude kann in der Nähe von Bohrloch 606 verfolgt werden. Das Gebiet Seliyarovskaya ist mit einem spärlichen Netzwerk seismischer Linien bedeckt, auf deren Grundlage eine positive Struktur vorhergesagt werden kann. Die Seliyarovskoe Hebung wird durch den Strukturplan für den Reflexionshorizont "B" bestätigt. Aufgrund der geringen Kenntnis des westlichen Teils des Gebiets wird bei seismischen Erkundungen nördlich der Seliyarovskaya-Struktur bedingt eine kuppelförmige unbenannte Hebung unterschieden.

1.4 Ölgehalt

Im Priobskoye-Feld bedeckt der ölhaltige Boden bedeutende dicke Ablagerungen von Sedimentschichten vom Mittleren Jura bis zum Aptium und ist mehr als 2,5 km lang.

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

Kommerzielle Ölförderkapazitäten werden in den Neocomian-Formationen der AS-Gruppe etabliert, in denen 90 % der nachgewiesenen Reserven konzentriert sind. Die wichtigsten produktiven Schichten sind zwischen den Tonblöcken Pimskaya und Bystrinskaya eingeschlossen. Die Lagerstätten beschränken sich auf linsenförmige Sandkörper, die in den Schelf- und klinoförmigen Lagerstätten des Neocomiums gebildet wurden, deren Produktivität nicht durch den modernen Strukturplan kontrolliert wird und praktisch nur durch das Vorhandensein produktiver Reservoirs in dem Abschnitt bestimmt wird. Die Abwesenheit von Formationswasser während zahlreicher Versuche im produktiven Teil des Abschnitts beweist, dass die mit den Schichten dieser Packungen verbundenen Ölvorkommen geschlossene linsenförmige Körper sind, die vollständig mit Öl gefüllt sind, und die Konturen der Vorkommen für jede Sandschicht werden durch die Grenzen seiner Verbreitung. Eine Ausnahme bildet die Formation AC 7, wo Formationswasserzuflüsse aus mit Wasser gefüllten Sandlinsen gewonnen wurden.

Als Teil der produktiven neokomischen Sedimente wurden 9 Berechnungsobjekte 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. Die Lagerstätten der Formationen АС 7, АС 9 sind von keinem industriellen Interesse.

Das geologische Profil ist in Abbildung 1.1 dargestellt.

1.5 FunktionproduktivSchichten

Die Hauptölreserven des Priobskoye-Feldes sind in Sedimenten des Neokom-Zeitalters konzentriert. Ein Merkmal der geologischen Struktur von Ablagerungen, die mit neokomischen Gesteinen verbunden sind, besteht darin, dass sie aufgrund ihrer Bildung unter Bedingungen der seitlichen Füllung eines ausreichend tiefen Meeresbeckens (300-400 m) aufgrund der Entfernung von klastischen Terrigenen eine Megaschichtstruktur aufweisen Material aus dem Osten und Südosten. Die Bildung des neokomischen Megakomplexes von Sedimentgesteinen fand unter einer ganzen Reihe paläogeographischer Bedingungen statt: kontinentale Sedimentation, küsten-marin, Schelf und sehr langsame Sedimentation in der offenen Tiefsee.

Wenn wir uns von Osten nach Westen bewegen, gibt es eine Neigung (in Bezug auf die Bazhenov-Formation, die ein regionaler Bezugspunkt ist) sowohl der gealterten tonigen Elemente (zonaler Bezugspunkt) als auch der zwischen ihnen enthaltenen Sand-Schluffstein-Gesteine.

Nach den von ZapSibNIGNI-Spezialisten durchgeführten Feststellungen zu Fauna und Sporenpollen, die aus Tonen im Zeitraum des Vorkommens des Pimskaya-Mitglieds entnommen wurden, stellte sich heraus, dass das Alter dieser Ablagerungen hauterivisch war. Alle Ebenen, die sich über dem Pimskaya-Mitglied befinden. Sie wurden als AS-Gruppe indiziert, daher wurden im Priobskoye-Feld die BS 1-5-Schichten auf AS 7-12 neu indiziert.

Bei der Berechnung der Reserven wurden 11 produktive Formationen als Teil des Megakomplexes produktiver neokomischer Lagerstätten identifiziert: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Die Speichereinheit AS 12 liegt an der Basis des Megakomplexes und ist der formationstiefste Teil. Die Zusammensetzung umfasst drei Schichten AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, die über den größten Teil der Fläche durch relativ reife Tone getrennt sind, deren Mächtigkeit zwischen 4 und 10 m liegt.

Die Ablagerungen der Schicht AS 12/3 beschränken sich auf das monokline Element (Strukturnase), innerhalb dessen sich Auftriebe und Vertiefungen geringer Amplitude mit Übergangszonen dazwischen befinden.

Die Hauptlagerstätte AS12/3 wurde in einer Tiefe von 2620-2755 m geborgen und ist von allen Seiten lithologisch gescreent. Es nimmt flächenmäßig den zentralen, terrassenartig erhabensten Teil der Bauwerksnase ein und ist von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet. Die ölgesättigten Dicken variieren von 12,8 m bis 1,4 m. Die Öldurchflussraten reichen von 1,02 m 3 / Tag, = 1239 m bis 7,5 m 3 / Tag mit Н = 1327 m. Die lithologisch untersuchte Lagerstätte hat eine Größe von 25,5 km x 7,5 km und eine Höhe von 126 m.

Die Lagerstätte AS 12/3 wurde in einer Tiefe von 2640-2707 m erschlossen und beschränkt sich auf die lokale Hebung von Khanty-Mansiysk und die Zone ihres östlichen Absturzes. Der Speicher wird von allen Seiten durch Speicheraustauschzonen kontrolliert. Die Öldurchflussraten sind gering und betragen 0,4-8,5 m 3 / Tag bei verschiedenen dynamischen Niveaus. Die höchste Erhebung im gewölbten Teil ist auf -2640 m und die niedrigste auf (-2716 m) festgelegt. Die Lagerstätte hat eine Größe von 18 mal 8,5 km, die Höhe beträgt 76 m. Der Typ ist lithologisch gerastert.

Das Hauptreservoir AC12 / 1-2 ist das größte im Feld. Es wurde in einer Tiefe von 2536-2728 m geborgen.Es beschränkt sich auf ein Monoklin, das durch lokale Hebungen kleiner Amplitude mit Übergangszonen dazwischen kompliziert ist.Auf drei Seiten ist die Struktur durch lithologische Siebe begrenzt, und nur im Süden (zu den Vostochno-Frolovskaya-Gebiet) neigen die Stauseen dazu, sich zu entwickeln. 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) sowohl den zentralen als auch den östlichen Teil der Lagerstätte umfasst. Die lithologisch gesiebte Lagerstätte hat eine Größe von 45 km mal 25 km, die Höhe beträgt 176 m.

In der Lagerstätte AS 12 / 1-2 wurden Ablagerungen von 7,5 x 7 km, einer Höhe von 7 m und 11 x 4,5 km und einer Höhe von 9 m freigelegt, beide Ablagerungen sind lithologisch gesiebter Art.

Die Lagerstätte AS 12/0 hat eine kleinere Entwicklungszone. Die Hauptlagerstätte AC 12/0 ist ein linsenförmiger Körper, der von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet ist. Seine Abmessungen betragen 41 x 14 km, die Höhe beträgt 187 m Die Öldurchflussraten variieren von den ersten Einheiten von m3 / Tag bei dynamischen Niveaus bis zu 48 m3 / Tag.

Die Abdeckung des Horizonts AS 12 wird von einer bis zu 60 m dicken Schicht aus tonigen Gesteinen gebildet.

Oberhalb des Abschnitts befindet sich eine Lohnschicht AS 11, die AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4 umfasst. Die letzten drei sind zu einem einzigen Zählobjekt verbunden, das sowohl im Schnitt als auch im Bereich eine sehr komplexe Struktur aufweist. In den zu den nahen Seitenabschnitten gravitierenden Zonen der Reservoirerschließung wird die größte Dicke des Horizonts mit einer Tendenz zur Zunahme nach Nordosten (bis 78,6 m) beobachtet. Im Südosten wird dieser Horizont nur durch die Schicht AS 11/2, im mittleren Teil - durch die Schicht AS 11/3, im Norden - durch die Schicht AS 11 / 2-4 repräsentiert.

Die Hauptlagerstätte AC11/1 ist die zweitgrößte innerhalb des Priobskoye-Feldes. Die АС11 / 1-Schicht wird im vorderen Teil der wellenartigen Erhebung des Unterwasserschlags entwickelt, was die Monokline erschwert. An drei Seiten wird die Lagerstätte durch Tonzonen begrenzt, im Süden ist die Grenze bedingt gezogen. Die Größe des Hauptreservoirs beträgt 48 x 15 km, die Höhe beträgt 112 m Die Ölförderungsraten variieren von 2,46 m 3 / Tag bei einem dynamischen Niveau von 1195 m bis 11,8 m 3 / Tag.

Schicht AC 11/0 wurde als isolierte linsenförmige Körper im Nordosten und im Süden identifiziert. Ihre 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 gesiebter Typ. Sie zeichnen sich durch Ölzuflüsse von 4 bis 14 m 3 / Tag auf dynamischem Niveau aus. Der Horizont AC 10 wird von fast allen Brunnen durchdrungen und besteht aus den drei Schichten AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Die Hauptlagerstätte AS 10 / 2-3 wurde in einer Tiefe von 2427-2721 m erschlossen und befindet sich im südlichen Teil des Feldes. Der Lagerstättentyp ist lithologisch untersucht, Abmessungen 31 x 11 km, Höhe bis 292 m, ölgesättigte Mächtigkeiten reichen von 15,6 m bis 0,8 m.

Die Hauptlagerstätte AC10 / 1 wurde in einer Tiefe von 2374-2492 m gefunden, die Größe der Lagerstätte beträgt 38 x 13 km, die Höhe beträgt bis zu 120 m, die südliche Grenze ist bedingt gezogen. Die ölgesättigten Mächtigkeiten variieren von 0,4 bis 11,8 m Die Zuflüsse von wasserfreiem Öl reichten von 2,9 m 3 / Tag bei einem dynamischen Niveau von 1064 m bis 6,4 m 3 / Tag.

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

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

Die neokomischen produktiven Sedimente werden durch die Schicht AS 7 vervollständigt, die an der Stelle öl- und wasserführender Felder ein Mosaikmuster aufweist.

Die flächenmäßig größte Lagerstätte Vostochnaya wurde in einer Tiefe von 2291-2382 m erschlossen und ist von Südwesten nach Nordosten ausgerichtet. Ölzuflüsse 4,9-6,7 m 3 / Tag bei dynamischen Niveaus von 1359-875 m Ölgesättigte Mächtigkeiten variieren von 0,8 bis 67,8 m Die Abmessungen des Reservoirs betragen 46 x 8,5 km, die Höhe beträgt 91 m.

Auf dem Feld wurden insgesamt 42 Lagerstätten entdeckt. Die maximale Fläche hat das Hauptreservoir im AS 12 / 1-2-Stausee (1018 km 2), die minimale (10 km 2) - das Reservoir im AS 10/1-Stausee.

Übersichtstabelle der Lagerstättenparameter im Fördergebiet

Tabelle 1.1

geologisches Förderfeld ölhaltige Formation

1.6 FunktionGrundwasserleiterKomplexe

Das Priobskoye-Feld ist Teil des hydrodynamischen Systems des westsibirischen artesischen Beckens. Sein Merkmal ist das Vorhandensein von wasserbeständigen tonhaltigen Ablagerungen des Oligozän-Turonen, deren Mächtigkeit 750 m erreicht und den meso-känozoischen Abschnitt in obere und untere hydrogeologische Ebenen unterteilt.

Die obere Etage vereint Sedimente des Turonisch-Quartärs und zeichnet sich durch freien Wasseraustausch aus. Hydrodynamisch gesehen ist der Boden ein Grundwasserleiter, dessen Grund- und Zwischengewässer miteinander verbunden sind.

Die obere hydrogeologische Ebene umfasst drei Grundwasserleiter:

1- Grundwasserleiter quartärer Lagerstätten;

2- Grundwasserleiter der neuen Michailowski-Lagerstätten;

3- Grundwasserleiter der Atlym-Lagerstätten.

Eine vergleichende Analyse von Grundwasserleitern zeigte, dass der Atlym-Grundwasserleiter als Hauptquelle einer großen zentralen Trinkwasserversorgung angesehen werden kann. Aufgrund einer deutlichen Reduzierung der Betriebskosten kann jedoch der neue Mikhailovsky-Horizont empfohlen werden.

Die untere hydrogeologische Ebene wird durch Sedimente des Cenoman-Jura-Zeitalters und bewässerte Gesteine ​​des oberen Teils des präjurassischen Grundgebirges repräsentiert. In großen Tiefen, in einer Umgebung von schwierigem und an manchen Stellen fast stagnierendem, bilden sich thermisch hochmineralisierte Wässer, die eine hohe Gassättigung und eine erhöhte Konzentration an Mikroelementen aufweisen. Die untere Etage zeichnet sich durch eine zuverlässige Isolierung der Grundwasserleiter von natürlichen und klimatischen Faktoren der Oberfläche aus. In seinem Abschnitt werden vier Grundwasserleiter unterschieden. Alle Komplexe und Aquicludes können in beträchtlicher Entfernung verfolgt werden, aber gleichzeitig wird im Priobskoye-Feld die Tonbildung des zweiten Komplexes beobachtet.

Für die Wasserflutung von Öllagerstätten in der Region Mittlerer Ob werden häufig unterirdische Gewässer des Aptian-Cenoman-Komplexes verwendet, die aus einer Schicht schwach zementierter, loser Sande, Sandsteine, Schluffsteine ​​und Tone der Formationen Uvatskaya, Khanty-Mansiysk und Vikulovskaya bestehen. flächenmäßig gut erhalten, innerhalb des Geländes eher homogen. Wässer zeichnen sich aufgrund des Fehlens von Schwefelwasserstoff und Sauerstoff durch eine geringe Korrosivität aus.

1.7 Physikalisch-chemischeEigenschaftenReservoirFlüssigkeiten

Reservoiröle für die produktiven Formationen AC10, AC11 und AC12 weisen keine signifikanten Unterschiede in ihren Eigenschaften auf. Die Art der Änderung der physikalischen Eigenschaften von Ölen ist typisch für Ablagerungen, die keinen Auslass zur Oberfläche haben und von Randwasser umgeben sind. Bei Lagerstättenbedingungen von Öl mit mittlerer Gassättigung ist der Sättigungsdruck 1,5-2 mal niedriger als der Lagerstättendruck (hoher Kompressionsgrad).

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

Die Öle der 10-, 11- und 12-Formationen liegen nahe beieinander, das leichtere Öl in der АС11-Formation, der molare Anteil von Methan darin beträgt 24,56%, der Gesamtgehalt an С2Н6-С5Н12-Kohlenwasserstoffen beträgt 19,85%. Für Öle aller Lagerstätten ist die Prävalenz von Normalbutan und Pentan gegenüber Isomeren charakteristisch.

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

Erdölgas der Standardtrennung ist fettreich (Fettverhältnis mehr als 50), der molare Anteil von Methan darin beträgt 56,19 (Formation AC10) - 64,29 (Formation AC12). Die Ethanmenge ist deutlich geringer als die von Propan, das C2H6 / C3H8-Verhältnis beträgt 0,6, was typisch für Gase aus Erdöllagerstätten ist. Der Gesamtgehalt an Butanen 8,1-9,6%, Pentanen 2,7-3,2%, schweren Kohlenwasserstoffen С6Н14 + höher 0,95-1,28%. Die Menge an Kohlendioxid und Stickstoff ist gering, etwa 1%.

Entgaste Öle aller Schichten sind schwefelhaltig, paraffinhaltig, schwach harzig, von mittlerer Dichte.

Das Öl der Formation AS10 ist mittelviskos, mit Anteilen bis 350_C über 55%, die Öle der Formationen AC11 und AC12 sind zähflüssig, mit Anteilen bis 350_C von 45% bis 54,9%.

Technologischer Code der Öle aus dem Vorratsbehälter AS10-II T1P2, Vorratsbehälter AS11 und AS12-II T2P2.

Die Bewertung der Parameter aufgrund der individuellen Eigenschaften von Ölen und Gasen erfolgte nach den wahrscheinlichsten Bedingungen für die Gewinnung, Aufbereitung und den Transport von Öl im Feld.

Die Trennungsbedingungen sind wie folgt:

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

Stufe 2 - Druck 0,687 MPa, Temperatur 30_C;

Stufe 3 - Druck 0,491 MPa, Temperatur 40_C;

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

Vergleich der Durchschnittswerte der Porosität und Permeabilität von ReservoirsSchichten АС10-АС12 nach Kern und Protokollierung

Tabelle 1.2

1.8 Schätzung der Ölreserven

Die Ölreserven des Priobskoye-Feldes wurden im Allgemeinen für die Formationen ohne Differenzierung nach Lagerstätten geschätzt. Aufgrund des Fehlens von Formationswasser in lithologisch begrenzten Lagerstätten wurden Reserven für reine Ölzonen berechnet.

Die Restölreserven des Priobskoye-Feldes wurden mit der volumetrischen Methode geschätzt.

Grundlage für die Berechnung von Lagerstättenmodellen waren die Ergebnisse der Protokollierungsinterpretation. In diesem Fall wurden die folgenden Schätzungen der Lagerstättenparameter als Grenzwerte der Lagerstätte-Nicht-Lagerstätte genommen: K op 0,145, Permeabilität 0,4 mD. Aus den Lagerstätten und folglich der Berechnung der Reserven wurden Schichtzonen ausgeschlossen, in denen die Werte dieser Parameter unter den Standardwerten lagen.

Bei der Berechnung der Reserven wurde die Methode der Multiplikation von Karten mit drei Hauptberechnungsparametern verwendet: effektive ölgesättigte Dicke, offene Porosität und Ölsättigungskoeffizienten. Die Nettoölvergütung wurde getrennt nach Reservenkategorien berechnet.

Die Zuordnung der Reservekategorien erfolgt nach der "Klassifikation der Reserven von Einlagen ..." (1983). Abhängig vom Explorationsgrad der Priobskoye-Feldlagerstätten werden die darin enthaltenen Öl- und gelösten Gasreserven in den Kategorien B, C 1, C 2 berechnet. Reserven der Kategorie B wurden in den letzten Bohrlöchern der Produktionslinien im linksufrigen bebohrten Bereich des Feldes identifiziert. Reserven der Kategorie C 1 wurden in Gebieten zugewiesen, die durch Erkundungsbohrungen untersucht wurden, in denen kommerzielle Ölflüsse gewonnen wurden oder positive Informationen über die Bohrlochprotokollierung vorlag. Reserven in unerforschten Bereichen von Lagerstätten wurden der Kategorie C 2 zugeordnet. Die Grenze zwischen den Kategorien C1 und C2 wurde im Abstand einer Doppelstufe des Betriebsrasters (500x500 m) gezogen, wie es die "Klassifikation ..." vorsieht.

Die Bewertung der Reserven wurde abgeschlossen, indem die erhaltenen Volumina ölgesättigter Lagerstätten für jede Lagerstätte und innerhalb der identifizierten Kategorien mit der Dichte des während der schrittweisen Trennung entgasten Öls und dem Umrechnungsfaktor multipliziert wurden. Es sollte beachtet werden, dass sie sich etwas von den früher angenommenen unterscheiden. Dies liegt zum einen an der Ausklammerung von weit außerhalb des Lizenzgebiets liegenden Bohrungen aus der Berechnung, zum anderen an veränderten Lagenindexierungen einzelner Explorationsbohrungen durch eine neue Korrelation produktiver Lagerstätten.

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

1.8.1 VorräteÖl

In der Bilanz der VGF sind zum 01.01.98 Erdölreserven in Höhe von:

Wiedergewinnbare 613 380 000 Tonnen

Rückgewinnbare 63.718 Tausend Tonnen

Wiedergewinnbare 677098 Tausend Tonnen

Ölreserven nach Schicht

Tabelle 1.3

Auf dem bebohrten Abschnitt des linksuferigen Teils des Priobskoye-Feldes wurde die Reservenschätzung der Partei Yuganskneftegas durchgeführt.

Der gebohrte Teil enthält 109.438 Tausend Tonnen. Bilanz und 31.131 Tsd. Tonnen. förderbare Ölreserven bei einem Ölgewinnungsfaktor von 0,284.

Für den gebohrten Teil verteilen sich die Reserven in den Flözen wie folgt:

Ebene AC10-Balance 50%

Wiederherstellbar 46%

AS11 Reservoir Saldo 15%

Wiederherstellbare 21%

AS12 Vorratsbilanz 35%

Wiederherstellbar 33%

Im betrachteten Gebiet konzentriert sich der Großteil der Reserven auf die Formationen AC10 und AC12. Dieser Bereich enthält 5,5 % der m / r-Reserven. 19,5 % der Reserven der AS10-Formation; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskojem / r (linkes UferTeil)

AktienÖlanZoneAusbeutung

Tabelle 1.4

*) Für den Teil des Gebiets der Kategorie C1, aus dem die Erdölförderung erfolgt

2 . Extraktionsmethoden, verwendete Geräte

Die Entwicklung jeder Produktionsanlage АС 10, 11, АС 12 erfolgte mit der Platzierung von Bohrlöchern nach einem linearen dreireihigen Dreiecksschema mit einer Rasterdichte von 25 Hektar / Bohrloch, wobei alle Bohrlöcher bis zur Formation gebohrt wurden 12.

Im Jahr 2007 erstellte SibNIINP ein Addendum zum Prozessschema für die Pilotentwicklung des linksufrigen Teils des Priobskoye-Feldes, einschließlich des Überschwemmungsgebiets N4, in dem Anpassungen für die Entwicklung des linksufrigen Teils des Feldes mit den Anschluss neuer Pads N140 und 141 im Auenteil des Feldes ... Gemäss diesem Dokument ist die Umsetzung eines dreireihigen Blocksystems (Rasterdichte - 25 Hektar / Brunnen) mit einem weiteren Übergang in einem späteren Ausbaustadium zu einem blockgeschlossenen System vorgesehen.

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 basierend auf Tabelle 2.1 ist in Abb. 2.1.

Das Priobskoye-Feld wird seit 1988 erschlossen. In 12 Jahren Erschließung, wie aus Tabelle 3 ersichtlich, wächst die Ölförderung ständig.

Waren es 1988 2300 Tonnen Öl, erreichten sie 2010 1485000 Tonnen, die Produktion von Flüssigkeit stieg von 2300 auf 1608000 Tonnen.

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

Um den Lagerstättendruck aufrechtzuerhalten, werden seit 1991 Injektionsbohrungen in Betrieb genommen und die Wasserinjektion beginnt. Ende 2010 gab es 132 Injektionsbrunnen und die Wasserinjektion stieg von 100 auf 2362 Tausend Tonnen. bis 2010. Mit zunehmender Injektion steigt die durchschnittliche Ölförderrate der in Betrieb befindlichen Bohrlöcher. Bis 2010 steigt die Durchflussmenge, was durch die richtige Wahl der eingespritzten Wassermenge erklärt wird.

Außerdem beginnt die Wasserkürzung der Produktion seit der Inbetriebnahme des Injektionsfonds zu wachsen und erreicht bis 2010 das Niveau von 9,8%, in den ersten 5 Jahren beträgt die Wasserkürzung 0%.

Der Lagerbestand an Förderbohrungen im Jahr 2010 betrug 414 Bohrungen, davon 373 Bohrungen, die Produkte mit mechanisierter Methode herstellen, und bis 2010 betrug die kumulierte Ölförderung 8583,3 Tsd. Tonnen. (Tabelle 2.1).

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

2.3 BesonderheitenEntwicklung,Beeinflussungauf derAusbeutungBrunnen

Das Feld zeichnet sich durch niedrige Bohrlochproduktionsraten aus. Die Hauptprobleme der Feldentwicklung waren die geringe Produktivität der Produktionsbohrungen, die geringe natürliche (ohne Brechen der Schichten durch injiziertes Wasser) Injektivität der Injektionsbohrungen sowie die schlechte Druckumverteilung über die Lagerstätten während der Lagerstättendruckhaltung (aufgrund der schwachen hydrodynamischen Verbindung) einzelner Abschnitte der Stauseen). Der Betrieb der Formation AS 12 sollte als separates Feldentwicklungsproblem hervorgehoben werden. Aufgrund geringer Förderraten müssen viele Bohrungen in dieser Formation stillgelegt werden, was zur Aussetzung erheblicher Ölreserven auf unbestimmte Zeit führen kann. Eine Möglichkeit, dieses Problem für die Lagerstätte AS 12 zu lösen, ist die Umsetzung von Maßnahmen zur Stimulierung der Ölförderung.

Das Priobskoje-Feld ist durch eine komplexe Struktur von produktiven Horizonten sowohl in der Fläche als auch im Schnitt gekennzeichnet. Die Kollektoren der Horizonte AS 10 und AS 11 werden als mittel- und ertragsschwach und AS 12 als ungewöhnlich ertragsschwach eingestuft.

Die geologischen und physikalischen Eigenschaften der produktiven Formationen des Feldes weisen darauf hin, dass eine Erschließung des Feldes ohne aktive Beeinflussung seiner produktiven Formationen und ohne Anwendung von Methoden der Produktionsintensivierung unmöglich ist.

Dies wird durch die Erfahrungen mit der Entwicklung des Betriebsabschnitts des linksufrigen Teils bestätigt.

3 . Angewandte verbesserte Ölrückgewinnungsmethoden

3.1 AuswahlMethodeEinschlagauf derÖlAnzahlung

Die Wahl einer Methode zur Beeinflussung von Erdölvorkommen wird durch eine Reihe von Faktoren bestimmt, von denen die wichtigsten die geologischen und physikalischen Eigenschaften der Vorkommen, die technologischen Möglichkeiten der Anwendung der Methode in einem bestimmten Gebiet und wirtschaftliche Kriterien sind. Die oben aufgeführten Methoden der Reservoirstimulation weisen zahlreiche Modifikationen auf und basieren im Kern auf einer Vielzahl von Zusammensetzungen der verwendeten Wirkstoffe. Daher ist es bei der Analyse bestehender Stimulationsmethoden zunächst sinnvoll, die Erfahrungen aus der Erschließung von Feldern in Westsibirien sowie Feldern in anderen Regionen mit ähnlichen Reservoireigenschaften wie das Priobskoye-Feld (vor allem geringe Reservoirpermeabilität) und Reservoir zu nutzen Flüssigkeiten.

Von den Methoden zur Stimulierung der Ölförderung durch Beeinflussung der Bohrlochsohlenzone sind die am weitesten verbreiteten:

hydraulisches Fracking;

Säurebehandlungen;

physikalische und chemische Behandlungen mit verschiedenen Reagenzien;

thermophysikalische und thermochemische Behandlungen;

Impuls-Schock, vibroakustische und akustische Effekte.

3.2 Geologische und physikalische Kriterien für die Anwendbarkeit verschiedener Stimulationsmethoden im Priobskoye-Feld

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

Tiefe der produktiven Schichten - 2400-2600 m,

Lagerstätten werden lithologisch gesiebt, natürliches Regime - elastisch geschlossen,

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

anfänglicher Reservoirdruck - 23,5-25 MPa,

Speichertemperatur - 88-90 0 С,

geringe Durchlässigkeit von Stauseen, Durchschnittswerte gemäß den Ergebnissen von Kernstudien - für Formationen АС 10, АС 11 und АС 12 bzw. 15,4, 25,8, 2,4 mD,

hohe laterale und vertikale Heterogenität der Schichten,

Formationsöldichte - 780-800 kg / m 3,

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

Ölsättigungsdruck 9-11 MPa,

naphthenisches Öl, paraffinhaltig und leicht harzig.

Vergleicht man die vorgelegten Daten mit den bekannten Kriterien für den effektiven Einsatz von Reservoirstimulationsmethoden, kann man feststellen, dass auch ohne detaillierte Analyse folgende Methoden für das Priobskoye-Feld von den oben genannten Methoden ausgeschlossen werden können: thermische Methoden und Polymerfluten ( als Methode zum Verdrängen von Öl aus Formationen). Thermische Verfahren werden für Lagerstätten mit hochviskosen Ölen und in Tiefen bis 1500-1700 m eingesetzt. Polymerfluten wird vorzugsweise in Lagerstätten mit einer Permeabilität von mehr als 0,1 µm 2 verwendet, um Öl mit einer Viskosität von 10 bis 100 mPa zu verdrängen * s und bei Temperaturen bis 90 0 С (für höhere Temperaturen werden teure Spezialpolymere verwendet).

3.2.1 Wasserfluten

Die Erfahrungen mit der Erschließung in- und ausländischer Felder zeigen, dass sich die Wasserflutung als eine ziemlich wirksame Methode zur Beeinflussung von Reservoiren mit geringer Durchlässigkeit unter strikter Einhaltung der notwendigen Anforderungen an die Technologie ihrer Umsetzung erweist.

Zu den Hauptgründen, die eine Verringerung der Effizienz der Wasserflutung von Formationen mit geringer Durchlässigkeit verursachen, gehören:

Verschlechterung der Filtereigenschaften des Gesteins durch:

Quellung von Tonbestandteilen des Gesteins bei Kontakt mit dem injizierten Wasser,

Verstopfung des Reservoirs durch feine mechanische Verunreinigungen im eingespritzten Wasser,

Ausfällung von Salzsedimenten im porösen Medium der Lagerstätte während der chemischen Wechselwirkung von injiziertem und gefördertem Wasser,

Reduzierung der Lagerstättenabdeckung durch Wasserflutung aufgrund der Bildung von Brüchen-Brüchen um Injektionsbohrungen und deren Ausbreitung bis tief in die Lagerstätte (bei diskontinuierlichen Lagerstätten ist auch eine geringfügige Zunahme der Lagerstättendurchbiegung entlang des Abschnitts möglich),

signifikante Empfindlichkeit gegenüber der Beschaffenheit der Gesteinsbenetzbarkeit durch das injizierte Mittel, signifikante Abnahme der Reservoirpermeabilität aufgrund von Paraffinablagerungen.

Die Manifestation all dieser Phänomene in Reservoirs mit geringer Permeabilität hat schwerwiegendere Folgen als in hochpermeablen Gesteinen.

Um den Einfluss dieser Faktoren auf den Flutungsprozess zu eliminieren, werden geeignete technologische Lösungen verwendet: optimale Brunnenraster und technologische Betriebsarten des Brunnens, Injektion von Wasser der erforderlichen Art und Zusammensetzung in die Lagerstätten, seine entsprechende mechanische, chemische und biologische Behandlung, sowie die Zugabe von speziellen Komponenten zum Wasser.

Für das Priobskoje-Feld sollte die Wasserflutung als wichtigste Stimulationsmethode in Betracht gezogen werden.

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

Für das Priobskoye-Feld und alkalische Flutung kann aus folgenden Gründen nicht empfohlen werden:

Der wichtigste ist der vorherrschende strukturelle und geschichtete Tongehalt der Lagerstätten. Tonaggregate werden durch Kaolinit, Chlorit und Hydromica repräsentiert. Die Wechselwirkung von Alkali mit Tonmaterial kann nicht nur zum Quellen von Tonen, sondern auch zur Gesteinszerstörung führen. Eine alkalische Lösung mit niedriger Konzentration erhöht den Quellkoeffizienten von Tonen um das 1,1- bis 1,3-fache und verringert die Permeabilität des Gesteins um das 1,5- bis 2-fache im Vergleich zu Süßwasser, was für Reservoirs mit geringer Durchlässigkeit des Priobskoye-Feldes kritisch ist. Die Verwendung hochkonzentrierter Lösungen (die das Quellen von Tonen reduzieren) aktiviert den Prozess der Gesteinszerstörung. Außerdem können stark ionenaustauschbare Tone den Rand der alkalischen Lösung nachteilig beeinflussen, indem sie Natrium durch Wasserstoff ersetzen.

Stark entwickelte Heterogenität der Formation und eine große Anzahl von Zwischenschichten, was zu einer geringen Bedeckung der Formation mit Alkalilösung führt.

Das Haupthindernis für die Bewerbung Emulsionssysteme Um die Ablagerungen des Priobskoye-Feldes zu beeinflussen, gibt es geringe Filtrationseigenschaften der Reservoirs des Feldes. Der Filtrationswiderstand, der durch Emulsionen in Lagerstätten mit geringer Permeabilität erzeugt wird, führt zu einer starken Abnahme der Injektivität von Injektionsbohrungen und einer Abnahme der Ölförderungsrate.

3.3 Einwirkungsmethoden auf die Bohrlochbildungszone zur Stimulierung der Produktion

3.3.1 Säurebehandlungen

Die Säurebehandlung von Lagerstätten wird sowohl zur Erhöhung als auch zur Wiederherstellung der Lagerstättenpermeabilität der Bodenlochzone des Bohrlochs durchgeführt. Die meisten dieser Arbeiten wurden während der Überführung von Brunnen zur Injektion und der anschließenden Erhöhung ihrer Injektionsfähigkeit durchgeführt.

Die Standardsäuerung im Priobskoye-Feld besteht darin, eine Lösung mit 14% HCl und 5% HF mit einem Volumen von 1,2-1,7 m 3 pro 1 Meter perforierter Formationsdicke herzustellen und in das perforierte Intervall zu pumpen. Die Reaktionszeit beträgt ca. 8 Stunden.

Bei der Betrachtung der Wirksamkeit der Wirkung von anorganischen Säuren wurden Injektionsbrunnen mit längerer (mehr als ein Jahr) Wasserinjektion vor der Behandlung berücksichtigt. Die Säurebehandlung von bohrlochnahen Strukturen in Injektionsbrunnen erweist sich als eine ziemlich effektive Methode zur Wiederherstellung ihre Injektivität. Als Beispiel zeigt Tabelle 3.1 die Behandlungsergebnisse für eine Reihe von Injektionsbrunnen.

Behandlungsergebnisse in Injektionsbrunnen

Tabelle 3.1

Die Analyse der durchgeführten Behandlungen zeigt, dass die Zusammensetzung von Salz- und Flusssäure die Permeabilität der nahen Bohrlochzone verbessert.Die Injektivität der Bohrlöcher stieg von 1,5 auf das 10-fache, der Effekt kann von 3 Monaten bis zu 1 Jahr verfolgt werden.

Auf der Grundlage der Analyse der Säurebehandlungen, die vor Ort durchgeführt wurden, kann daher geschlossen werden, dass es ratsam ist, Säurebehandlungen der Bodenlochzonen von Injektionsbohrlöchern durchzuführen, um ihre Injektivität wiederherzustellen.

3.3.2 Hydraulisches Fracking

Hydraulic Fracturing (Hydraulic Fracturing) ist eine der effektivsten Methoden, um die Ölförderung aus Lagerstätten mit geringer Durchlässigkeit zu stimulieren und die Produktion von Ölreserven zu erhöhen. Hydraulic Fracturing wird sowohl in der inländischen als auch in der ausländischen Ölförderungspraxis weit verbreitet verwendet.

Im Priobskoye-Feld wurden bereits bedeutende Erfahrungen mit dem Hydrofracking gesammelt. Die auf dem Hydrofracking-Feld durchgeführte Analyse zeigt die hohe Effizienz dieser Art der Produktionsstimulation für das Feld, trotz des signifikanten Rückgangs der Produktionsrate nach dem Hydrofracking. Hydraulic Fracturing im Fall des Priobskoye-Feldes ist nicht nur eine Methode zur Stimulierung der Produktion, sondern auch zur Steigerung der Ölförderung. Zum einen ermöglicht das Hydrofracking die Verbindung von undrainierten Ölreserven in diskontinuierlichen Lagerstätten des Feldes. Zum anderen ist es durch diese Art des Aufpralls möglich, innerhalb einer akzeptablen Feldeinsatzzeit eine zusätzliche Ölmenge aus der niedrigdurchlässigen Formation AS 12 zu entnehmen.

KlassezusätzlichBergbauvonhaltenHydraulisches Frackingauf derPriobskomBereich.

Die Einführung der Hydrofracking-Methode auf dem Priobskoye-Feld begann im Jahr 2006 als eine der am meisten empfohlenen Stimulationsmethoden unter den gegebenen Entwicklungsbedingungen.

Im Zeitraum von 2006 bis Januar 2011 wurden auf dem Feld 263 Hydrofracking-Operationen (61 % des Fonds) durchgeführt. Die Hauptzahl der Hydrofracking-Arbeiten wurde im Jahr 2008 durchgeführt - 126.

Ende 2008 betrug die zusätzliche Ölförderung durch Hydrofracking bereits rund 48 % der gesamten Ölförderung des Jahres. Darüber hinaus war der größte Teil der zusätzlichen Produktion Öl aus der Lagerstätte AS-12 – 78,8% der Gesamtproduktion in der Lagerstätte und 32,4% der Gesamtproduktion. Für das Reservoir AS11 - 30,8% der Gesamtproduktion des Reservoirs und 4,6% der Produktion im Allgemeinen. Für das Reservoir AS10 - 40,5 % der Gesamtproduktion des Reservoirs und 11,3 % der Produktion im Allgemeinen.

Wie Sie sehen können, war das Hauptziel für das Hydrofracking die AS-12-Formation als die am wenigsten produktive und die meisten Ölreserven in der linken Uferzone des Feldes.

Ende 2010 betrug die zusätzliche Ölförderung durch Hydraulic Fracturing mehr als 44 % der gesamten Ölförderung des Jahres.

Die Dynamik der Ölförderung des gesamten Feldes sowie der zusätzlichen Ölförderung durch Hydrofracking ist in Tabelle 3.2 dargestellt.

Tabelle 3.2

Ein deutlicher Anstieg der Ölförderung durch Hydrofracking ist erkennbar. Ab 2006 belief sich die zusätzliche Produktion aus Hydrofracking auf 4.900 Tonnen, jedes Jahr wächst die Produktionssteigerung aus Hydrofracking. Der Höchstwert der Erhöhung 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 Hydrofracking als die wichtigste Methode zur Steigerung der Ölförderung im Priobskoye-Feld angesehen werden.

3.3.3 Verbesserung der Perforationseffizienz

Ein weiteres 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 durch die Verwendung stärkerer Perforationsladungen erreicht werden, um die Tiefe der Perforationskanäle zu erhöhen, die Perforationsdichte zu erhöhen und eine Phasenlage zu verwenden.

Verfahren zur Schaffung zusätzlicher Filtrationskanäle können beispielsweise die Technologie der Erzeugung eines Risssystems während der sekundären Öffnung der Formation mit Perforatoren an Rohren umfassen - ein System der gebrochenen Perforation der Formation (FFC).

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 Unterdrückung der Formation, gefolgt von der Fixierung von Perforationen und Rissen mit einem Stützmittel - Bauxit mit einer Fraktion von 0,42 bis 1,19 mm.

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Sie befinden sich in Saudi-Arabien, das weiß sogar ein Gymnasiast. Sowie die Tatsache, dass Russland in der Liste der Länder mit bedeutenden Ölreserven gleich dahinter steht. In Bezug auf die Produktion sind wir jedoch mehreren Ländern gleichzeitig unterlegen.

Die größten in Russland sind in fast allen Regionen zu finden: im Kaukasus, im Ural und in Westsibirien, im Norden in Tatarstan. Allerdings sind nicht alle von ihnen erschlossen, und einige, wie beispielsweise Tekhneftinvest, dessen Standorte in den Jamalo-Nenzen und im benachbarten Bezirk Chanty-Mansijsk liegen, sind unrentabel.

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

Allerdings sind nicht alle Öl- und Gasfelder in Russland unrentabel. Ein Beweis dafür ist die erfolgreiche Produktion, die mehrere Unternehmen gleichzeitig im Jamalo-Nenzen-Kreis an beiden Ufern des Ob durchführen.

Das Priobskoye-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.Die Entwicklung am linken Ufer begann sechs Jahre später, 1988, und am rechten Ufer - elf Jahre später.

Heute ist bekannt, dass das Priobskoye-Feld über 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, produzierten Strom für den Bedarf der Bewohner an den Bezirk Chanty-Mansiysk zu liefern.

Mehrere Unternehmen erschließen derzeit das Feld Priobskoye.

Manche sind überzeugt, dass bei der Gewinnung aus dem Boden das fertige, raffinierte Öl entsteht. Dies ist ein tiefes Missverständnis. Austretende Behälterflüssigkeit

Die Oberfläche (Rohöl) gelangt in die Werkstätten, wo sie von Verunreinigungen und Wasser gereinigt, die Menge an Magnesiumionen normalisiert und Begleitgase abgeschieden werden. Dies ist eine große und hochpräzise Arbeit. Für seine Umsetzung wurde dem Feld Priobskoye ein ganzer Komplex von Labors, Werkstätten und Transportnetzen zur Verfügung gestellt.

Fertigprodukte (Öl und Gas) werden transportiert und bestimmungsgemäß verwendet, es bleiben nur Abfälle zurück. Sie sind es, die heute das größte Problem für die Branche schaffen: Es gibt so viele von ihnen, dass es noch nicht möglich ist, sie zu liquidieren.

Das eigens für das Recycling geschaffene Unternehmen recycelt heute nur noch die frischesten Abfälle. Aus Schlamm (so nennt sich das Unternehmen Blähton, der im Bauwesen sehr gefragt ist. Aus dem gewonnenen Blähton werden jedoch bisher nur Zufahrtsstraßen für die Lagerstätte gebaut.

Der Bereich hat noch eine weitere Bedeutung: Er bietet mehreren Tausend Arbeitern stabile und gut bezahlte Arbeitsplätze, darunter hochqualifizierte Fachkräfte und Arbeiter ohne Abschluss.

Ölfelder in Russland
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

Die nördlichen drei Viertel des Feldes wurden von YUKOS über eine Tochtergesellschaft Yuganskneftegaz kontrolliert und begann im Jahr 2000 mit der Ölförderung. Im Jahr 2004 wurde Yuganskneftegaz von Rosneft gekauft, die heute die Betriebsgesellschaft für diesen Teil des Feldes ist. Das südliche Viertel des Feldes wurde von Sibir Energy kontrolliert, die ein Joint Venture mit Sibneft zur Entwicklung des Feldes einging, mit der Volumenproduktion ab 2003. Sibneft erwarb anschließend die vollständige Kontrolle über das Feld durch ein Unternehmensmanöver, um die Beteiligung von Sibir zu verwässern. Sibneft wird jetzt mehrheitlich von Gazprom kontrolliert und in Gazprom Neft umbenannt.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Priobskoye-Feld (KhMAO)
Reserven, Millionen Tonnen
ABC1 - 1061,5
C2 - 169,9
Produktion im Jahr 2007, Millionen Tonnen - 33,6

Das Samotlor-Feld ist seit vielen Jahren das größte sowohl in Bezug auf Reserven als auch auf Ölproduktion. 2007 belegte es erstmals den ersten Platz an das Priobskoye-Feld, wo die Ölförderung 33,6 Mio ).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R. D. Geologie und Erschließung der größten und einzigartigen Öl- und Öl- und Gasfelder in Russland.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082

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

Priobskoye ist ein riesiges Ölfeld in Russland. Das Hotel liegt im Autonomen Kreis Chanty-Mansijsk, in der Nähe von Chanty-Mansijsk. 1982 eröffnet. Geteilt durch den Fluss Ob in zwei Teile - linkes und rechtes Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers 1999.

Geologische Reserven werden auf 5 Milliarden Tonnen geschätzt. Die nachgewiesenen und förderbaren Reserven werden auf 2,4 Milliarden Tonnen geschätzt.

Die Lagerstätte gehört zur westsibirischen Provinz. 1982 eröffnet. Ablagerungen in einer Tiefe von 2,3-2,6 km. Die Dichte des Öls beträgt 863-868 kg / m3, der mäßige Paraffingehalt (2,4-2,5%) und der Schwefelgehalt 1,2-1,3%.

Ende 2005 gibt es auf dem Feld 954 Produktions- und 376 Injektionsbohrungen, von denen 178 im letzten Jahr gebohrt wurden.

Die Ölförderung im Priobskoye-Feld im Jahr 2007 belief sich auf 40,2 Millionen Tonnen, davon Rosneft - 32,77 und Gazprom Neft - 7,43 Millionen Tonnen.

Derzeit wird der nördliche Teil des Feldes von LLC RN-Yuganskneftegaz, im Besitz von Rosneft, und der südliche Teil von LLC Gazpromneft - Khantos, im Besitz von Gazprom Neft, entwickelt.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field

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

PRIOBSKOE: ES SIND 100 MILLIONEN! (Rosneft: Company Bulletin, September 2006) -
Am 1. Mai 1985 wurde im Priobskoye-Feld die erste Explorationsbohrung gebohrt. Im September 1988 begann an seinem linken Ufer die Sprengstoffförderung im Fließverfahren aus Bohrloch Nr. 181-P mit einer Fördermenge von 37 Tonnen pro Tag. Am letzten Julitag 2006 berichteten Ölmänner aus Priobskoje über die Produktion der 100-millionsten Tonne Öl.

Die Lizenz für die Entwicklung des Feldes gehört OJSC Yuganskneftegaz.
Das größte Feld Westsibiriens, Priobskoye, liegt administrativ in der Region Chanty-Mansijsk, 65 km von Chanty-Mansijsk und 200 km von Neftejugansk entfernt. Priobskoe wurde 1982 entdeckt. Es wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt - das linke und das rechte Ufer. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers 1999.

Nach der russischen Klassifikation belaufen sich die erkundeten Ölreserven auf 1,5 Milliarden Tonnen, förderbar - mehr als 600 Millionen Tonnen.
Laut der von der internationalen Wirtschaftsprüfungsgesellschaft DeGolyer & MacNaughton erstellten Analyse betragen die Ölreserven des Priobskoye-Feldes nach der SPE-Methodik zum 31. Dezember 2005: nachgewiesene 694 Millionen Tonnen, wahrscheinlich - 337 Millionen Tonnen, möglich - 55 Millionen Tonnen .

Reserven für das Feld nach russischen Standards Stand 01.01.2006: NGZ (Oil and Gas Reserves) - 2.476,258 Millionen Tonnen.

Die Ölförderung im Priobskoye-Feld betrug 2003 17,6 Millionen Tonnen, 2004 - 20,42 Millionen Tonnen, 2005 - 20,59 Millionen Tonnen. In den strategischen Entwicklungsplänen des Unternehmens wird dem Priobskoye-Feld einer der Hauptplätze zugewiesen - bis 2009 sollen hier bis zu 35 Millionen Tonnen gefördert werden.
Am letzten Julitag 2006 berichteten Ölmänner aus Priobskoje über die Produktion der 100-millionsten Tonne Öl. 60 % des Territoriums des Priobskoye-Feldes befinden sich im überfluteten Teil der Überschwemmungsebene des Flusses Ob; umweltfreundliche Technologien werden beim Bau von Bohrlöchern, Druckölpipelines und Unterwasserüberquerungen verwendet.

Geschichte des Priobskoje-Feldes:
1985 wurden kommerzielle Ölreserven entdeckt, nach Tests von Bohrloch 181r wurde ein Zufluss von 58 m3/Tag erzielt.
1989 - Beginn des Bohrens von 101 Bush (linkes Ufer)
1999 - Inbetriebnahme von Brunnen 201 Busch (rechtes Ufer)
Im Jahr 2005 betrug die tägliche Produktion 60.200 Tonnen / Tag, wobei 872 Bohrlöcher produziert wurden, seit Beginn der Entwicklung wurden 87205,81 Tausend Tonnen produziert.

Erst in den letzten Jahren wurden im Richtbohrverfahren 29 Unterwasserdurchquerungen auf dem Feld fertiggestellt, davon 19 neue gebaut und 10 alte rekonstruiert.

Standorteinrichtungen:
Druckerhöhungspumpstationen - 3
Mehrphasenpumpstation Sulzer - 1
Clusterpumpstationen zum Pumpen eines Arbeitsmittels in das Reservoir - 10
Schwimmende Pumpstationen - 4
Ölaufbereitungs- und Pumpenwerkstätten - 2
Ölabscheider (USN) - 1

Im Mai 2001 wurde auf dem 201. Pad am rechten Ufer des Priobskoye-Feldes eine einzigartige Mehrphasenpumpstation Sulzer installiert. Jede Pumpe der Anlage kann 3,5 Tausend Kubikmeter Flüssigkeit pro Stunde pumpen. Der Komplex wird von einem Bediener betreut, alle Daten und Parameter werden auf einem Computermonitor angezeigt. Der Bahnhof ist der einzige in Russland.

Im Jahr 2000 wurde die niederländische Pumpstation "Rosscor" auf dem Priobskoye-Feld ausgerüstet. Es ist für das Pumpen von Mehrphasenflüssigkeiten vor Ort ohne den Einsatz von Fackeln ausgelegt (um das Fackeln von Begleitgas in den Auen des Flusses Ob zu vermeiden).

Eine Bohrschlammaufbereitungsanlage am rechten Ufer des Priobskoje-Feldes produziert Silikatziegel, die als Baumaterial für den Straßenbau, Clusterfundamente etc. verwendet werden. Um das Problem der Nutzung des im Priobskoye-Feld geförderten Begleitgases zu lösen, wurde das erste Gasturbinenkraftwerk im Autonomen Kreis der Khanty-Mansi im Priraslomnoye-Feld gebaut, das die Felder Priobskoye und Priraslomnoye mit Strom versorgt.

Die über den Ob gebaute Stromleitung hat keine Analoga, deren Spannweite 1020 m beträgt und der Durchmesser des speziell in Großbritannien hergestellten Drahts 50 mm beträgt.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

In der Geschichte von Yuganskneftegaz war der 5. November 2009 ein weiterer bedeutender Tag - die 200-millionste Tonne Öl wurde im Priobskoye-Feld gefördert. Denken Sie daran, dass dieses gigantische Ölfeld 1982 entdeckt wurde. Das Feld liegt in der Nähe von Chanty-Mansiysk und wird durch den Fluss Ob in zwei Teile geteilt. Die Entwicklung des linken Ufers begann 1988, des rechten Ufers 1999. Im Juli 2006 wurde auf dem Feld die 100-millionste Tonne Öl gefördert.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24.03.2010 NK Rosneft plant, im Jahr 2010 im Priobskoye-Feld 29,6 Millionen Tonnen Öl zu fördern, das sind 12,4% weniger als 2009, so das Informationsmanagement des Unternehmens. Im Jahr 2009 förderte Rosneft 33,8 Millionen Tonnen Öl aus dem Feld.

Darüber hinaus hat Rosneft dem Bericht zufolge heute die erste Stufe eines Gasturbinenkraftwerks (GTES) im Öl- und Gasfeld Priobskoje in Betrieb genommen. Die Kapazität der ersten Stufe des GTPP beträgt 135 MW, die zweite Stufe soll im Mai 2010 in Betrieb genommen werden, die dritte - im Dezember. Die Gesamtkapazität der Station wird 315 MW betragen. Der Bau des Bahnhofs samt Nebenanlagen kostet Rosneft 18,7 Milliarden Rubel. Gleichzeitig, so der Bericht, wurden die Investitionskosten für den Bau des Gasturbinenkraftwerks durch den Verzicht auf Wasserbauwerke und die Installation von Dampfkraftanlagen um mehr als 5 Milliarden Rubel gesenkt.

Der Chef von Rosneft, Sergei Bogdanchikov, stellte fest, dass die Inbetriebnahme des GTPP Priobskaya gleichzeitig drei Probleme löst: die Nutzung von Begleitgas (APG), die Stromversorgung des Feldes sowie die Stabilität des Energiesystems der Region.

Im Jahr 2009 produzierte Rosneft mehr als 2 Milliarden Kubikmeter im Priobskoye-Feld. m an Erdölbegleitgas (APG) und verbrauchten nur etwas mehr als 1 Milliarde Kubikmeter. Bis 2013 wird sich das Bild ändern: Trotz Rückgang der APG-Produktion auf 1,5 Milliarden Kubikmeter. m, seine Nutzung wird 95% erreichen, heißt es in der Nachricht.

Nach Angaben von S. Bogdanchikov erwägt Rosneft die Möglichkeit, Gazprom Neft sein Rohr zum Transport von Erdölbegleitgas aus dem Priobskoye-Feld zur Verwendung im Gasverarbeitungskomplex Juschno-Balyk von SIBUR zur Verfügung zu stellen. Dies wird von RBC gemeldet.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosneft deckt bis zu 30 % seines Energieverbrauchs mit eigenen Anlagen. Dazugehörige Gaskraftwerke wurden gebaut: beim Priobskoye-Feld, bei Vankor, in der Region Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft hat die erste Stufe des Gasturbinenkraftwerks Yuzhno-Priobskaya (GTES) im Priobskoye-Feld (KhMAO) in Betrieb genommen, das vom Unternehmen für den eigenen Produktionsbedarf gebaut wurde, teilte das Unternehmen mit.
Die Leistung der ersten Stufe des GTPP betrug 48 MW. Das Investitionsvolumen für die Einführung der ersten Stufe beträgt 2,4 Milliarden Rubel.
Derzeit beträgt der Strombedarf von Gazpromneft-Khantos rund 75 MW Strom und nach Berechnungen der Spezialisten des Unternehmens wird der Energieverbrauch bis 2011 auf 95 MW ansteigen. Darüber hinaus werden in den kommenden Jahren die Tarife des Tjumener Energiesystems erheblich steigen - von 1,59 Rubel pro kWh im Jahr 2009 auf 2,29 Rubel pro kWh im Jahr 2011.
Die Inbetriebnahme der zweiten Kraftwerksstufe wird die Stromerzeugungskapazitäten von Gazpromneft-Khantos auf 96 MW erhöhen und den Strombedarf des Unternehmens vollständig decken.

Das Priobskoye-Feld ist ein wichtiger Aktivposten von Gazprom Neft und macht fast 18% der Produktionsstruktur des Unternehmens aus.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
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Downsizing von Entwicklungsobjekten als Methode zur verbesserten Ölrückgewinnung
Auf dem Priobskoye-Feld werden drei Formationen gemeinsam entwickelt - AC10, AC11, AC12, und die Permeabilität der AC11-Formation ist um eine Größenordnung höher als die Permeabilität der AC10- und AC12-Formationen. Für eine effiziente Gewinnung von Reserven aus den Formationen AC10 und AC12 mit geringer Permeabilität gibt es keine andere Alternative als die Einführung der ORRNEO-Technologie, vor allem bei Injektionsbohrungen.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Die Methode der komplexen Interpretation von Bohrlochprotokollierungsergebnissen, die in JSC ZSK "TYUMENPROMGEOFIZIKA" bei der Untersuchung von terrigenen Abschnitten verwendet wird
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Frolovskaya-Fazieszone des Neokomischen Westsibiriens im Lichte der Einschätzung des Öl- und Gaspotenzials
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Literatur

Regionale stratigraphische Schemata mesozoischer Ablagerungen der Westsibirischen Tiefebene. - Tjumen - 1991.
Geologie von Öl und Gas in Westsibirien // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov ua – M.: Nedra – 1975. – 680 S.
Katalog der stratigraphischen Aufschlüsselungen // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Ausgabe. 67.-313 S.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. ua Stratigraphie mesozoischer Sedimente der Plattformdecke der Westsibirischen Platte // Geologische Probleme der westsibirischen Öl- und Gasprovinz / Tr. ZapSibNIGNI. - 1968. - Ausgabe 11. - 60 S.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Anomale Typen von Abschnitten der Bazhenov- und Tutleim-Formationen in Westsibirien // Bulletin des Untergrundnutzers des Autonomen Kreises der Chanten und Mansen.- 2002.-11.- S. 64-69.

Effizienz der Ölfeldentwicklung
In Russland werden sowohl Horizontalbohrungen als auch Hydrofracking in Reservoirs mit geringer Durchlässigkeit in ausreichenden Mengen eingesetzt, beispielsweise im Priobskoye-Feld, wo die Permeabilität nur 1 bis 12 md beträgt und auf Hydrofracking einfach nicht verzichtet werden kann .
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Neuer Umweltskandal im Autonomen Kreis der Khanty-Mansi. Die bekannte Firma Rosekoprompererabotka, die durch die Verschmutzung des Flusses Vakh im Besitz von TNK-BP berühmt wurde, ist erneut ihr Teilnehmer.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Verbesserung der Qualität der Zementierung von Futterrohren im Feld Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Thermalgaseinwirkung und Felder von Sibirien
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Thermalgasmethode und Bazhenovskaya-Suite
http://energyland.info/analitic-show-50375

Implementierung der dualen Injektion im Priobskoye-Feld
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Übergabe von Bohrlöchern des Priobskoye-Feldes an ein adaptives Steuerungssystem für eine elektrische Kreiselpumpe
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analyse von ESP-Ausfällen bei russischen Ölfeldern
http://neftya.ru/?p=275

Brüche bei der Bildung neokomischer Klinoformen in Westsibirien
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Verbesserung der Technologie der simultan-getrennten Injektion für Multilayer-Felder
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

GmbH "Mamontovskiy KRS"
Arbeiten an den Lagerstätten der Regionen Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Noch vor Neujahr wurden Umweltaudits auf den beiden größten Feldern in Jugra - Samotlorskoye und Priobskoye - abgeschlossen. Basierend auf den Ergebnissen wurden enttäuschende Schlussfolgerungen gezogen: Die Ölarbeiter ruinieren nicht nur die Natur, sondern zahlen auch mindestens 30 Milliarden Rubel pro Jahr an die Haushalte verschiedener Ebenen.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Sibirisches Öl", Nr. 4 (32), April 2006. "Wohin man sich bewegen muss"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP / AMOCO zieht sich aus dem Priobskoye-Projekt zurück, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Foto
Priobskoje-Feld
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Priobskoye-Feld, Autonomer Kreis der Khanty-Mansi. SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Juschno-Priobskoje-Feld