Depósito Priobskoye, margen izquierda. Campo Priobskoye

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Introducción

1 Características geológicas del campo Priobskoye.

1.1 Información general sobre el depósito

1.2 Sección litoestratigráfica

1.3 Estructura tectónica

1.4 Contenido de aceite

1.5 Características de las formaciones productivas

1.6 Características de los acuíferos

1.7 Propiedades fisicoquímicas de los fluidos de formación

1.8 Estimación de reservas de petróleo

1.8.1 Reservas de petróleo

2. Los principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo del campo Priobskoye

2.1 Dinámica de los principales indicadores de desarrollo del campo Priobskoye

2.2 Análisis de los principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo

2.3 Características de desarrollo que afectan la operación del pozo

3. Métodos aplicados de recuperación mejorada de hidrocarburos

3.1 Elección del método de impacto en el depósito de petróleo

3.2 Criterios geológicos y físicos para la aplicabilidad de varios métodos de estimulación en el campo Priobskoye

3.2.1 Inundaciones de agua

3.3 Métodos de impacto en la zona de fondo de pozo del pozo para estimular la producción de petróleo

3.3.1 Tratamientos ácidos

3.3.2 Fracturamiento hidráulico

3.3.3 Mejora de la eficiencia de los disparos

Conclusión

Introducción

La industria petrolera es uno de los componentes más importantes de la economía rusa y afecta directamente la formación del presupuesto del país y sus exportaciones.

El estado de la base de recursos del complejo de petróleo y gas es el problema más grave en la actualidad. Los recursos petroleros se están agotando paulatinamente, una gran cantidad de campos se encuentran en la etapa final de desarrollo y tienen un gran porcentaje de corte de agua, por lo que la tarea más urgente y primaria es la búsqueda y puesta en servicio de campos jóvenes y prometedores, uno de los cuales es el campo Priobskoye (en términos de reservas, es uno de los depósitos más grandes de Rusia).

El saldo de reservas de petróleo, aprobado por el Comité de Reservas del Estado, en la categoría C1 es de 1.827,8 millones de toneladas, recuperables 565,0 millones de toneladas. con un factor de recuperación de petróleo de 0,309, teniendo en cuenta las reservas en la zona de amortiguamiento bajo las llanuras aluviales de los ríos Ob y Bolshoi Salym.

Las reservas de saldo de petróleo de categoría C 2 son 524073 mil toneladas, recuperables - 48970 mil toneladas con un factor de recuperación de petróleo de 0.093.

El campo Priobskoye tiene una serie de rasgos característicos:

grande, multicapa, único en términos de reservas de petróleo;

de difícil acceso, caracterizado por un importante pantano, en el período primavera-verano, la mayor parte del territorio está inundado por inundaciones;

el río Ob fluye a través del territorio del depósito, dividiéndolo en partes de la margen derecha y margen izquierda.

El campo se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos. Las formaciones AC10, AC11, AC12 son de interés industrial. Los colectores de los horizontes AC10 y AC11 se clasifican como de producción media y baja, y los AC12 tienen una productividad anormalmente baja. El funcionamiento de la formación AS12 debe destacarse como un problema de desarrollo independiente, porque , el embalse AC12 es también el más significativo en términos de reservas de todos los embalses. Esta característica indica la imposibilidad de desarrollar el campo sin afectar activamente sus estratos productivos.

Una de las direcciones para resolver este problema es la implementación de medidas para intensificar la producción de petróleo.

1 . Característica geológicaPriobskyLugar de nacimiento

1.1 Información general sobre el depósito

El campo petrolífero de Priobskoye está ubicado administrativamente en el distrito de Khanty-Mansiysk del Okrug autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen.

El área de trabajo se encuentra a 65 km al este de la ciudad de Khanty-Mansiysk, a 100 km al oeste de la ciudad de Nefteyugansk. Actualmente, el área es una de las de más rápido crecimiento económico en el Okrug autónomo, lo que fue posible debido al aumento de la volumen de exploración geológica y producción de petróleo ...

Los campos cercanos desarrollados más grandes: Salymskoye, ubicado a 20 km al este, Prirazlomnoye, ubicado en las inmediaciones, Pravdinskoye - 57 km al sureste.

El gasoducto Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk y el oleoducto Ust-Balyk-Omsk corren al sureste del campo.

El área de Priobskaya en su parte norte se encuentra dentro de la llanura aluvial de Ob, una llanura aluvial joven con la acumulación de depósitos cuaternarios de un espesor relativamente grande. Las elevaciones absolutas del relieve son 30-55 m La parte sur del área tiende a una llanura aluvial plana al nivel de la segunda terraza sobre la llanura aluvial con formas débilmente expresadas de erosión y acumulación fluvial. Las marcas absolutas aquí son 46-60 m.

La red hidrográfica está representada por el canal Maliy Salym, que fluye en dirección sublatitudinal en la parte norte del área y en esta área está conectado por pequeños canales Malaya Berezovskaya y Polaya con el gran canal Obskaya Bolshoy Salym. El río Ob es la principal vía fluvial de la región de Tyumen. En el territorio de la región hay una gran cantidad de lagos, los más grandes de los cuales son el lago Olevashkina, el lago Karasye y el lago Okunevoe. Los pantanos son intransitables, se congelan a fines de enero y son el principal obstáculo para la circulación de vehículos.

El clima de la región es marcadamente continental con inviernos largos y veranos cortos y cálidos. El invierno es helado y nevado. El mes más frío del año es enero (temperatura media mensual de -19,5 grados C). El mínimo absoluto es de -52 grados C.El más cálido es julio (la temperatura media mensual es de +17 grados C), el máximo absoluto es de +33 grados C.La precipitación media anual es de 500-550 mm por año, con un 75% de caída. en la estación cálida. La capa de nieve se establece en la segunda quincena de octubre y dura hasta principios de junio. El espesor de la capa de nieve es de 0,7 ma 1,5-2 m. La profundidad de congelación del suelo es de 1-1,5 m.

El área bajo consideración se caracteriza por suelos arcillosos podzólicos en áreas relativamente elevadas y suelos de turba-podzólico-limo y turba en áreas pantanosas del área. Dentro de los límites de las llanuras, los suelos aluviales de las terrazas fluviales son principalmente arenosos, en lugares arcillosos. La flora es diversa. Predomina el bosque de coníferas y mixto.

El área está ubicada en una zona de presencia aislada de rocas permafrost relictas y cercanas a la superficie. Los suelos congelados cercanos a la superficie se encuentran en cuencas hidrográficas debajo de turberas. Su espesor está controlado por el nivel del agua subterránea y alcanza los 10-15 m, la temperatura es constante y cercana a los 0 grados C.

En territorios adyacentes (en el campo Priobskoye, no se han estudiado las rocas congeladas), el permafrost ocurre a profundidades de 140-180 m (campo Lyantorskoye). El espesor del permafrost es de 15 a 40 m, rara vez más. Congeladas son más a menudo la parte más baja, más arcillosa, de Novyikhailovskaya y una parte insignificante de las formaciones Atlym.

Los asentamientos más grandes más cercanos al área de trabajo son las ciudades de Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut y de asentamientos más pequeños: los pueblos de Seliyarovo, Sytomino, Lempino y otros.

1.2 Litoestratigráficoincisión

La sección geológica del campo Priobskoye está compuesta por una capa gruesa (más de 3000 m) de sedimentos terrígenos de la cubierta sedimentaria de la era Meso-Cenozoica, presentes en las rocas del complejo pre-jurásico, representadas por la corteza meteorológica.

Prejurásico educación (Pz)

En la sección de los estratos pre-jurásicos se distinguen dos niveles estructurales. El inferior, confinado a la corteza consolidada, está representado por grafito-porfiritas muy dislocadas, grava y calizas metamorfoseadas. El piso superior, identificado como complejo intermedio, está compuesto por depósitos efusivo-sedimentarios menos dislocados de la era Pérmica-Triásica hasta 650 m de espesor.

Sistema jurásico (J)

El sistema jurásico está representado por las tres divisiones: inferior, medio y superior.

Incluye las formaciones Tyumen (J1 + 2), Abalak y Bazhenov (J3).

Depósitos Tyumen Las formaciones se encuentran en la base de la cubierta sedimentaria sobre las rocas de la corteza meteorizada con discordancia angular y estratigráfica y están representadas por un complejo de rocas terrígenas de composición arcillo-arenosa-limolita.

El espesor de los depósitos de la Formación Tyumen varía de 40 a 450 m. Dentro de los límites del depósito, se abrieron a profundidades de 2806-2973m. Los depósitos de la Formación Tyumen están constantemente superpuestos por los depósitos del Jurásico Superior de las Formaciones Abalak y Bazhenov. Abalakskaya La formación está compuesta de lutitas de glauconita ramificadas de color gris oscuro a negro con capas intermedias de limolita en la parte superior de la sección. El espesor de la suite varía de 17 a 32 m.

Depósitos Bazhenov Las formaciones están representadas por lutitas bituminosas de color gris oscuro, casi negras, con capas intermedias de lutitas ligeramente limosas y rocas de carbonato orgánico arcilloso. La formación tiene entre 26 y 38 m de espesor.

Sistema cretáceo (K)

Los depósitos del sistema Cretácico se desarrollan en todas partes, representados por las secciones superior e inferior.

Las formaciones Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya y Khanty-Mansiysk se distinguen en la sección inferior de abajo hacia arriba, y en la sección superior, las formaciones Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya y Gankinskaya.

La parte de abajo ahskoy La formación (K1g) está representada principalmente por lutitas con capas delgadas subordinadas de limolitas y areniscas, combinadas en la secuencia de Achimov.

En la parte superior de la Formación Akh, hay un miembro maduro de arcillas Pimsk gris oscuro, finamente elutriadas, que se acercan a un gris.

El espesor total de la suite varía de oeste a este de 35 a 415 m. En las secciones ubicadas al este, un grupo de estratos BS1-BS12 están confinados a este estrato.

Incisión Cherkashin La formación (K1g-br) está representada por la alternancia rítmica de arcillas grises, limolitas y areniscas limosas. Estos últimos, dentro de los límites del campo, así como las areniscas, son industrialmente petrolíferos y se distribuyen en las capas AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

El espesor de la formación varía de 290 a 600 m.

Arriba hay arcillas de color gris oscuro a negro alym Formaciones (K1a), en la parte superior con intercalaciones de lutitas bituminosas, en la parte inferior - limolitas y areniscas. El espesor de la suite varía de 190 a 240 m. Las arcillas son un sello regional para los depósitos de hidrocarburos en toda la región de petróleo y gas de Sredneobskaya.

Vikulovskaya suite (K1a-al) consta de dos subformaciones.

El inferior es predominantemente arcilloso, el superior es arenoso-arcilloso con predominio de areniscas y limolitas. La formación se caracteriza por la presencia de detritos vegetales. El espesor de la formación varía de 264 m en el oeste a 296 m en el noreste.

Khanty-Mansiysk La formación (K1a-2s) está representada por intercalaciones desiguales de rocas arenoso-arcillosas con predominio de las primeras en la parte superior del tramo. Las rocas de la formación se caracterizan por una abundancia de detritos carbonosos. El espesor de la formación varía de 292 a 306 m.

Uvat La formación (K2s) está representada por una fusión desigual de arenas, limolitas y areniscas. La formación se caracteriza por la presencia de restos vegetales carbonizados y ferruginosos, detritos carbonosos y ámbar. El espesor de la suite es de 283-301 m.

Bertsovskaya La suite (K2k-st-km) se subdivide en dos subformaciones. La inferior, formada por arcillas de montmorellonita gris, con intercalaciones tipo opoka de 45 a 94 m de espesor, y la superior, representada por arcillas grises, gris oscuro, silíceas, arenosas, de 87-133 m de espesor.

Gankinskaya La formación (K2mP1d) consiste en arcillas grises, gris verdosas que pasan a margas con granos de glauconita y nódulos de siderita. Su espesor es de 55-82 m.

Sistema Paleógeno (P2)

El sistema Paleógeno incluye rocas de las formaciones Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya y Turtasskaya. Los tres primeros están representados por sedimentos marinos, el resto son continentales.

Talitskaya La formación está compuesta por un estrato de arcillas gris oscuro, en zonas limosas. Hay restos vegetales peritizados y escamas de pescado. La formación tiene un espesor de 125-146 m.

Lyulinvorskaya la formación está representada por arcillas de color verde amarillento, en la parte inferior de la sección a menudo son opokoides con capas intermedias de opokas. El espesor de la suite es de 200 a 363 m.

Tavdinskaya la formación que completa la sección del Paleógeno marino está hecha de arcillas grises azuladas con capas intermedias de limolita. El espesor de la suite es de 160-180 m.

Atlymskaya La formación está compuesta por sedimentos continentales aluviales-marinos, que consisten en arenas grises a blancas, predominantemente de cuarzo con capas intermedias de carbón pardo, arcillas y limolitas. El espesor de la suite es de 50 a 60 m.

Novomikhailovskaya Formación: representada por capas intermedias desiguales de arenas grises, de grano fino, cuarzo-feldespato con arcillas y limolitas grises y marrón-grisáceas con capas intermedias de arena y carbón pardo. El espesor de la suite no supera los 80 m.

Turtasskaya La formación está formada por arcilla y limolitas de color gris verdoso, con capas delgadas de capas intermedias de diatomitas y arenas de cuarzo-glauconita. El espesor de la suite es de 40-70 m.

Sistema cuaternario (Q)

Está presente en todas partes y está representado en la parte inferior por alternancia de arenas, arcillas, margas y margas arenosas, en la parte superior - por facies de turberas y lacustres - limos, margas y margas arenosas. El espesor total es de 70-100 m.

1.3 Tectónicoestructura

La estructura de Priobskaya se encuentra en la zona de unión de la depresión de Khanty-Mansi, el megapliegue de Lyaminsky, los grupos de levantamientos de Salym y West Lempa. Las estructuras de primer orden se complican por levantamientos en forma de oleaje y en forma de cúpula de segundo orden y estructuras anticlinales locales separadas, que son objeto de prospección y exploración de petróleo y gas.

El plan estructural moderno de la fundación pre-jurásica se estudió a lo largo del horizonte reflectante "A". Todos los elementos estructurales se muestran en el mapa estructural a lo largo del horizonte reflectante "A". En la parte suroeste de la región: levantamientos de Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye. En la parte noroeste: East-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, lo que complica la vertiente oriental de la zona de elevación de West Lempinskaya. En la parte central se encuentra la vaguada de West Sakhalin, al este de sus elevaciones Gorshkovskoe y Sakhalin, lo que complica, respectivamente, el oleaje Sredne-Lyaminsky y la nariz estructural de Sakhalin.

El levantamiento en forma de cúpula de Priobskoye, el levantamiento de baja amplitud de West Priobskoye, las estructuras de West Sakhalin y Novoobskaya se pueden rastrear a lo largo del horizonte reflectante "DB", confinado a la parte superior del miembro Bystrinskaya. El levantamiento de Khanty-Maniysk se describe en el oeste de la plaza. Al norte del levantamiento de Priobskoe, se destaca el levantamiento local de Svetloye. En la parte sur del campo en el área de pozo. 291, la elevación de los Sin Nombre se distingue condicionalmente. La zona levantada del este de Seliyarovskaya en el área de estudio está delimitada por un iso-yeso sísmico abierto - 2280 m Se puede trazar una estructura isométrica de baja amplitud cerca del pozo 606. El área de Seliyarovskaya está cubierta por una red dispersa de perfiles sísmicos, sobre cuya base se puede predecir una estructura positiva. El levantamiento de Seliyarovskoe es confirmado por el plan estructural para el horizonte reflectante "B". Debido al escaso conocimiento de la parte occidental del área, exploración sísmica, al norte de la estructura Seliyarovskaya, condicionalmente, se distingue un levantamiento sin nombre en forma de cúpula.

1.4 Contenido de aceite

En el campo Priobskoye, el suelo petrolífero cubre importantes depósitos de cobertura sedimentaria gruesos desde el Jurásico medio hasta la edad Aptiana y tiene más de 2,5 km.

Se obtuvieron entradas de petróleo no comerciales y núcleos con signos de hidrocarburos de los depósitos de las formaciones Tyumen (Yu 1 y Yu 2) y Bazhenov (Yu 0). Debido al número limitado de materiales geológicos y geofísicos disponibles, la estructura de los depósitos no ha sido suficientemente fundamentada hasta la fecha.

La capacidad petrolífera comercial se establece en las formaciones neocomianas del grupo AS, donde se concentra el 90% de las reservas probadas. Las principales capas productivas están encerradas entre los paquetes de arcilla de Pimskaya y Bystrinskaya. Los depósitos están confinados a los cuerpos arenosos lenticulares formados en la plataforma y depósitos clinoformados del Neocomiano, cuya productividad no está controlada por el plan estructural moderno y está determinada prácticamente solo por la presencia de reservorios productivos en el tramo. La ausencia de agua de formación durante numerosas pruebas en la parte productiva del tramo demuestra que los depósitos de aceite asociados a las capas de estos paquetes son cuerpos lenticulares cerrados completamente llenos de aceite, y los contornos de los depósitos para cada capa arenosa están determinados por el límites de su distribución. Una excepción es la formación AC 7, donde las entradas de agua de formación se obtuvieron de lentes de arena llenos de agua.

Como parte de los sedimentos neocomianos productivos, se han identificado 9 objetos contables: 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, COMO 7. Los depósitos de las formaciones АС 7, АС 9 no tienen interés industrial.

El perfil geológico se muestra en la Figura 1.1.

1.5 CaracterísticaproductivoEstratos

Las principales reservas de petróleo en el campo Priobskoye se concentran en sedimentos de la era neocomiana. Una característica de la estructura geológica de los depósitos asociados a las rocas neocomianas es que tienen una estructura de mega estratos debido a su formación en condiciones de llenado lateral de una cuenca de mar suficientemente profunda (300-400 m) debido a la remoción de material clástico terrígeno. del este y sureste. La formación del megacomplejo neocomiano de rocas sedimentarias tuvo lugar en toda una serie de condiciones paleogeográficas: sedimentación continental, costero-marina, plataforma y sedimentación muy lenta en mar abierto profundo.

A medida que nos movemos de este a oeste, hay una inclinación (con respecto a la Formación Bazhenov, que es un punto de referencia regional) tanto de los miembros arcillosos envejecidos (punto de referencia zonal) como de las rocas arenosas-limolitas contenidas entre ellos.

De acuerdo con las determinaciones hechas por los especialistas de ZapSibNIGNI sobre la fauna y el polen de esporas muestreados de arcillas en el intervalo de ocurrencia del miembro Pimskaya, la edad de estos depósitos resultó ser Hauteriviana. Todas las capas que se encuentran por encima del miembro de Pimskaya. Se indexaron como un grupo AS, por lo tanto, en el campo Priobskoye, las capas BS 1-5 se volvieron a indexar a AS 7-12.

Al calcular las reservas, se identificaron 11 formaciones productivas como parte del megacomplejo de depósitos productivos neocomianos: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

La unidad de reservorio AS 12 se encuentra en la base del megacomplejo y es la parte de aguas más profundas en términos de formación. La composición incluye tres capas AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, que están separadas por arcillas relativamente maduras en la mayor parte del área, cuyo espesor varía de 4 a 10 m.

Los depósitos de la formación AS 12/3 están confinados al elemento monoclinal (morro estructural), dentro del cual existen elevaciones y valles de baja amplitud con zonas de transición entre ellos.

El depósito principal AS12 / 3 se recuperó a profundidades de 2620-2755 my se tamiza litológicamente desde todos los lados. En términos de área, ocupa la parte más elevada del morro estructural, similar a una terraza central, y está orientada de suroeste a noreste. Los espesores saturados de aceite varían de 12,8 ma 1,4 m. Los caudales de aceite varían de 1.02 m 3 / día, Нд = 1239m a 7.5 m3 / día con Нд = 1327m. Las dimensiones del depósito tamizado litológicamente son de 25,5 km por 7,5 km y la altura es de 126 m.

El depósito AS 12/3 se abrió a una profundidad de 2640-2707 my está confinado al levantamiento local de Khanty-Mansiysk y la zona de su hundimiento oriental. El reservorio está controlado desde todos los lados por zonas de reemplazo del reservorio. Los caudales de aceite son pequeños y ascienden a 0,4-8,5 m 3 / día en diferentes niveles dinámicos. La elevación más alta en la parte abovedada se fija en -2640 m, y la más baja en (-2716 m). Las dimensiones del depósito son de 18 por 8,5 km, la altura es de 76 m. El tipo se criba litológicamente.

El depósito principal AC12 / 1-2 es el más grande del campo. Fue recuperado a profundidades de 2536-2728 m. Está confinado a una monoclina complicada por levantamientos locales de pequeña amplitud con zonas de transición entre ellos. En tres lados, la estructura está limitada por pantallas litológicas y solo en el sur (al Vostochno -Área de Frolovskaya) ¿los embalses tienden a desarrollarse? Los espesores saturados de petróleo varían en un amplio rango de 0,8 a 40,6 m, mientras que la zona de espesores máximos (más de 12 m) cubre la parte central del depósito, así como la oriental. Las dimensiones del depósito litológicamente tamizado son de 45 km por 25 km, la altura es de 176 m.

En el embalse AS 12 / 1-2 se descubrieron depósitos de 7,5 por 7 km, una altura de 7 my 11 por 4,5 km y una altura de 9 m, ambos depósitos son de tipo cribado litológico.

El embalse AS 12/0 tiene una zona de desarrollo más pequeña. El depósito principal AC 12/0 es un cuerpo lenticular orientado de suroeste a noreste. Sus dimensiones son de 41 por 14 km, la altura es de 187 M. Los caudales de aceite varían desde las primeras unidades de m 3 / día en niveles dinámicos hasta 48 m 3 / día.

La cobertura del horizonte AS 12 está formada por una capa gruesa (hasta 60 m) de rocas arcillosas.

Sobre la sección, hay un estrato de pago AS 11, que incluye AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Los tres últimos están conectados en un solo objeto de conteo, que tiene una estructura muy compleja tanto en sección como en área. En las zonas de desarrollo del reservorio, gravitando hacia las secciones del lado cercano, se observa el espesor más significativo del horizonte con tendencia a aumentar hacia el noreste (hasta 78,6 m). En el sureste, este horizonte está representado solo por la capa AS 11/2, en la parte central - por la capa AS 11/3, en el norte - por la capa AS 11 / 2-4.

El depósito principal AC11 / 1 es el segundo más grande dentro del campo Priobskoye. La capa AS11 / 1 se desarrolla en la parte delantera de la elevación en forma de oleaje del golpe sumergible, lo que complica la monoclina. En tres lados, el depósito está limitado por zonas de arcilla, y en el sur, el borde está trazado condicionalmente. El tamaño del embalse principal es de 48 por 15 km, la altura es de 112 M. Las tasas de producción de petróleo varían de 2,46 m 3 / día a un nivel dinámico de 1195 ma 11,8 m 3 / día.

La capa AC 11/0 se identificó como cuerpos lenticulares aislados en el noreste y en el sur. Su espesor es de 8,6 ma 22,8 m, el primer depósito tiene unas dimensiones de 10,8 por 5,5 km, el segundo de 4,7 por 4,1 km. Ambos depósitos son del tipo tamizado litológicamente. Se caracterizan por entradas de petróleo de 4 a 14 m 3 / día a nivel dinámico. El horizonte AC 10 está atravesado por casi todos los pozos y consta de tres capas AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

El depósito principal AS 10 / 2-3 se abrió a profundidades de 2427-2721 my está ubicado en la parte sur del campo. El tipo de reservorio es de cribado litológico, dimensiones de 31 por 11 km, altura hasta 292 m, espesores saturados de aceite que van desde 15,6 ma 0,8 m.

El depósito principal AC10 / 1 se recuperó a profundidades de 2374-2492 m. El tamaño del depósito es de 38 por 13 km, la altura es de hasta 120 m. El límite sur está trazado condicionalmente. Los espesores saturados de aceite varían de 0,4 a 11,8 m. Los flujos de entrada de aceite anhidro variaron de 2,9 m 3 / día a un nivel dinámico de 1064 m a 6,4 m 3 / día.

El tramo de la unidad AS 10 se completa con la capa productiva AS 10/0, dentro de la cual se han identificado tres depósitos, ubicados en forma de cadena de rumbo sumergido.

Horizonte AC 9 tiene una distribución limitada y se presenta en forma de zonas fasciales separadas ubicadas en las partes noreste y este de la estructura, así como en la región de la zambullida suroeste.

Los sedimentos productivos neocomianos se completan con la capa AS 7, que tiene un patrón de mosaico en la ubicación de campos petroleros y acuíferos.

El depósito de Vostochnaya más grande en el área se abrió a profundidades de 2291-2382 m y está orientado de suroeste a noreste. Entradas de petróleo 4.9-6.7 m 3 / día a niveles dinámicos de 1359-875 m. Los espesores saturados de petróleo varían de 0.8 a 67.8 m. Las dimensiones del reservorio son de 46 por 8.5 km, la altura es de 91 m.

Se han descubierto un total de 42 depósitos dentro del campo. El área máxima tiene el depósito principal en la capa AS 12 / 1-2 (1018 km 2), el mínimo (10 km 2) - el depósito en el depósito AS 10/1.

Cuadro resumen de los parámetros del yacimiento dentro del área de producción

Cuadro 1.1

campo de producción geológica formación petrolífera

1.6 Característicaacuíferoscomplejos

El campo Priobskoye es parte del sistema hidrodinámico de la cuenca artesiana de Siberia Occidental. Su característica es la presencia de depósitos arcillosos hidrófugos del Oligoceno-Turoniano, cuyo espesor alcanza los 750 m, dividiendo la sección Meso-Cenozoica en niveles hidrogeológicos superior e inferior.

El piso superior une sedimentos de la era Turoniano-Cuaternaria y se caracteriza por el libre intercambio de agua. En términos hidrodinámicos, el suelo es un acuífero, cuyas aguas subterráneas e interestratales están interconectadas.

El nivel hidrogeológico superior incluye tres acuíferos:

1- acuífero de depósitos cuaternarios;

2 - acuífero de los nuevos depósitos de Mikhaylovsky;

3- acuífero de los depósitos de Atlym.

Un análisis comparativo de los acuíferos mostró que el acuífero Atlym puede tomarse como la principal fuente de suministro centralizado de agua potable. Sin embargo, debido a una reducción significativa en los costos operativos, se puede recomendar el nuevo horizonte Mikhailovsky.

El nivel hidrogeológico inferior está representado por sedimentos de la edad Cenomaniano-Jurásico y rocas regadas de la parte superior del basamento prejurásico. A grandes profundidades en un ambiente de régimen difícil, y en algunos lugares casi estancado, se forman aguas térmicas altamente mineralizadas, que presentan una alta saturación de gases y una mayor concentración de oligoelementos. El piso inferior se distingue por un aislamiento confiable de los acuíferos de los factores naturales y climáticos de la superficie. Se distinguen cuatro acuíferos en su sección. Todos los complejos y acicludos se trazan a una distancia considerable, pero al mismo tiempo, se observa la formación de arcilla del segundo complejo en el campo Priobskoye.

Para la inundación de depósitos de petróleo en la región del Medio Ob, las aguas subterráneas del complejo Aptiano-Cenomaniano se utilizan ampliamente, compuestas por un estrato de arenas sueltas y débilmente cementadas, areniscas, limolitas y arcillas de las formaciones Uvatskaya, Khanty-Mansiysk y Vikulovskaya. bien sostenido en el área, bastante homogéneo dentro del sitio. Las aguas se caracterizan por una baja corrosividad debido a la ausencia de sulfuro de hidrógeno y oxígeno en ellas.

1.7 Fisicoquímicopropiedadesreservoriofluidos

Los aceites de yacimiento para las formaciones productivas AC10, AC11 y AC12 no presentan diferencias significativas en sus propiedades. La naturaleza del cambio en las propiedades físicas de los aceites es típica de los depósitos que no tienen salida a la superficie y están rodeados por agua de borde. En condiciones de yacimiento de petróleo de saturación de gas media, la presión de saturación es 1,5-2 veces menor que la presión del yacimiento (alto grado de compresión).

Los datos experimentales sobre la variabilidad de los hidrocarburos a lo largo de la sección de las instalaciones de producción del campo indican una heterogeneidad insignificante de hidrocarburos dentro de los depósitos.

Los aceites de las formaciones АС10, АС11 y АС12 están cerca entre sí, el aceite más liviano en la formación АС11, la fracción molar de metano en él es 24.56%, el contenido total de hidrocarburos С2Н6-С5Н12 es 19.85%. Para los aceites de todos los yacimientos, la prevalencia del butano y pentano normales sobre los isómeros es característica.

La cantidad de hidrocarburos ligeros CH4 - C5H12 disueltos en aceites desgasificados es del 8,2 al 9,2%.

El gas de petróleo de separación estándar tiene un alto contenido de grasa (contenido de grasa superior a 50), la fracción molar de metano en él es 56,19 (formación AC10) - 64,29 (formación AC12). La cantidad de etano es mucho menor que la de propano, la relación C2H6 / C3H8 es 0,6, que es típica de los gases de los depósitos de petróleo. El contenido total de butanos 8.1-9.6%, pentanos 2.7-3.2%, hidrocarburos pesados ​​С6Н14 + superior 0.95-1.28%. La cantidad de dióxido de carbono y nitrógeno es pequeña, alrededor del 1%.

Los aceites desgasificados de todas las capas son sulfurosos, parafínicos, ligeramente resinosos, de densidad media.

El aceite de la formación AS10 es de viscosidad media, con contenido de fracciones hasta 350_C superior al 55%, los aceites de las formaciones AC11 y AC12 son viscosos, con contenido de fracciones hasta 350_C de 45% a 54,9%.

Código tecnológico de los aceites del depósito AS10 - II T1P2, depósitos AS11 y AS12 - II T2P2.

La evaluación de los parámetros determinados por las características individuales de los aceites y gases se realizó de acuerdo con las condiciones más probables para la recolección, tratamiento y transporte del petróleo en el campo.

Las condiciones de separación son las siguientes:

Etapa 1: presión 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Etapa 2: presión 0,687 MPa, temperatura 30 _C;

Etapa 3 - presión 0.491 MPa, temperatura 40_C;

Etapa 4 - presión 0.103 MPa, temperatura 40_C.

Comparación de valores medios de porosidad y permeabilidad de yacimientoscapas АС10-АС12 por núcleo y registro

Cuadro 1.2

1.8 Estimación de reservas de petróleo

Las reservas de petróleo del campo Priobskoye se evaluaron en general para capas sin diferenciación por depósitos. Debido a la ausencia de aguas de formación en depósitos litológicamente limitados, las reservas se calcularon para zonas puramente petrolíferas.

El balance de las reservas de petróleo del campo Priobskoye se estimó utilizando el método volumétrico.

La base para calcular los modelos de yacimientos fueron los resultados de la interpretación del registro. En este caso, las siguientes estimaciones de los parámetros del yacimiento se tomaron como los valores límite del reservorio-no-reservorio: K op 0.145, permeabilidad 0.4 mD. De los embalses y, en consecuencia, del cálculo de reservas, se excluyeron las zonas de embalses en las que los valores de estos parámetros eran menores a los estándar.

Al calcular las reservas, se utilizó el método de multiplicar mapas de tres parámetros principales de cálculo: espesor efectivo saturado de petróleo, porosidad abierta y coeficientes de saturación de petróleo. El volumen efectivo saturado de petróleo se calculó por separado por categoría de reservas.

La asignación de categorías de reservas se realiza de acuerdo con la "Clasificación de reservas de depósitos ..." (1983). Dependiendo del nivel de exploración de los depósitos del campo Priobskoye, las reservas de petróleo y gas disuelto en ellos se calculan en las categorías B, C 1, C 2. Se han identificado reservas de Categoría B dentro de los últimos pozos de las líneas de producción en el área perforada del margen izquierdo del campo. Se identificaron reservas de Categoría C 1 en las áreas estudiadas por pozos exploratorios, en las cuales se obtuvieron flujos comerciales de petróleo o existía información positiva sobre el registro de pozos. Las reservas en áreas inexploradas de depósitos se clasificaron en la categoría C 2. El límite entre las categorías C1 y C2 se trazó a una distancia de un doble paso de la cuadrícula operativa (500x500 m), según lo dispuesto por la "Clasificación ...".

La evaluación de reservas se completó multiplicando los volúmenes obtenidos de reservorios saturados de petróleo para cada reservorio y dentro de las categorías seleccionadas por la densidad del petróleo desgasificado durante la separación escalonada y el factor de conversión. Cabe señalar que son algo diferentes de los adoptados anteriormente. Esto se debe, en primer lugar, a la exclusión de los cálculos de los pozos ubicados mucho más allá del área de licencia y, en segundo lugar, a los cambios en la indexación de capas en los pozos de exploración individuales como resultado de una nueva correlación de depósitos productivos.

Los parámetros de cálculo aceptados y los resultados obtenidos del cálculo de las reservas de petróleo se dan a continuación.

1.8.1 Inventariospetróleo

Al 01.01.98, en el balance general de las reservas de petróleo de VGF se enumeran en la cantidad de:

Recuperable 613 380 mil toneladas

Recuperable 63,718 miles de toneladas

677098 recuperables miles de toneladas

Reservas de petróleo por capa

Cuadro 1.3

En la sección perforada de la parte de la margen izquierda del campo Priobskoye, se llevó a cabo la estimación de reservas del Partido de Yuganskneftegaz.

La parte perforada contiene 109.438 miles de toneladas. balance y 31.131 miles de toneladas. reservas de petróleo recuperables al factor de recuperación de petróleo 0,284.

En cuanto a la parte perforada, las reservas se distribuyen de la siguiente manera:

Balance de la capa AC10 50%

Recuperable 46%

Balance del yacimiento AS11 15%

Recuperable 21%

Saldo del yacimiento AS12 35%

Recuperable 33%

En el área considerada, el grueso de las reservas se concentra en las formaciones AC10 y AC12. Esta área contiene el 5,5% de las reservas m / r. 19,5% de las reservas del embalse AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (margen izquierdaparte)

Cepopetróleosobrezonaexplotación

Cuadro 1.4

*) Para la parte del territorio de la categoría C1, desde la que se realiza la producción de petróleo.

2 . Métodos de extracción, equipo utilizado.

El desarrollo de cada instalación de producción АС 10, АС 11, АС 12 se llevó a cabo con la colocación de pozos de acuerdo con un esquema triangular lineal de tres filas con una densidad de cuadrícula de 25 hectáreas / pozo, con la perforación de todos los pozos hasta la formación АС 12.

En 2007, SibNIINP preparó un "Addendum al esquema tecnológico de desarrollo piloto de la parte de la margen izquierda del campo Priobskoye, incluida la zona de llanura aluvial N4", en el que se realizaron ajustes para desarrollar la parte de la margen izquierda del campo con la conexión de nuevas plataformas N140 y 141 en la parte de la llanura aluvial del campo ... De acuerdo con este documento, se prevé implementar un sistema de bloques de tres filas (densidad de cuadrícula - 25 hectáreas / pozo) con una transición adicional en una etapa posterior de desarrollo a un sistema de bloques cerrados.

La dinámica de los principales indicadores técnicos y económicos del desarrollo se presenta en el cuadro 2.1.

2. 1 DinámicaimportanteindicadoresdesarrolloPriobskyLugar de nacimiento

tabla 2.1

2. 2 Análisisimportantetécnico y económicoindicadoresdesarrollo

La dinámica de los indicadores de desarrollo basados ​​en la Tabla 2.1 se muestra en la Fig. 2.1.

El campo Priobskoye se ha desarrollado desde 1988. Durante 12 años de desarrollo, como puede verse en la Tabla 3., la producción de petróleo está en constante crecimiento.

Si en 1988 eran 2300 toneladas de petróleo, para 2010 llegó a 1485000 toneladas, la producción de líquido aumentó de 2300 a 1608000 toneladas.

Así, para 2010, la producción acumulada de petróleo ascendió a 8583,3 miles de toneladas. (tabla 3.1).

Desde 1991, para mantener la presión del yacimiento, se han puesto en funcionamiento pozos de inyección y se inicia la inyección de agua. Al cierre de 2010, había 132 pozos de inyección y la inyección de agua aumentó de 100 a 2362 mil toneladas. en 2010. Con un aumento en la inyección, aumenta la tasa promedio de producción de petróleo de los pozos operativos. Para 2010, el caudal aumenta, lo que se explica por la correcta elección de la cantidad de agua inyectada.

Asimismo, desde la puesta en marcha del fondo de inyección, el corte de agua de producción comienza a crecer y para el 2010 alcanza el nivel del 9,8%, los primeros 5 años el corte de agua es del 0%.

El stock de pozos productores al año 2010 ascendió a 414 pozos, de los cuales 373 pozos productores de productos por método mecanizado, al año 2010 la producción acumulada de petróleo ascendió a 8583,3 mil toneladas. (tabla 2.1).

El campo de Priobskoye es uno de los más jóvenes y prometedores de Siberia occidental.

2.3 Peculiaridadesdesarrollo,influirsobreexplotaciónpozos

El campo se caracteriza por bajas tasas de producción de pozos. Los principales problemas del desarrollo del campo fueron la baja productividad de los pozos de producción, la baja inyectividad natural (sin fracturar las capas por el agua inyectada) de los pozos de inyección, así como la mala redistribución de la presión entre los yacimientos durante el mantenimiento de la presión del yacimiento (debido a una conexión hidrodinámica débil). de secciones individuales de las capas). La operación del reservorio AS 12 debe destacarse como un problema de desarrollo de campo separado. Debido a las bajas tasas de producción, muchos pozos en esta formación deben cerrarse, lo que puede llevar a la suspensión de importantes reservas de petróleo por un período indefinido. Una de las formas de solucionar este problema del yacimiento AS 12 es la implementación de medidas para estimular la producción de petróleo.

El campo Priobskoye se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos tanto en área como en sección. Los recolectores de los horizontes AS 10 y AS 11 se clasifican como de productividad media y baja, y los AS 12 son de productividad anormalmente baja.

Las características geológicas y físicas de las formaciones productivas del campo indican la imposibilidad de desarrollar el campo sin influir activamente en sus formaciones productivas y sin utilizar métodos de intensificación productiva.

Esto lo confirma la experiencia del desarrollo del tramo operativo de la margen izquierda.

3 . Métodos de recuperación de petróleo mejorados aplicados

3.1 Elecciónmétodoimpactosobrepetróleodepositar

La elección de un método para influir en los depósitos de petróleo está determinada por una serie de factores, los más importantes son las características geológicas y físicas de los depósitos, las posibilidades tecnológicas de implementar el método en un campo determinado y los criterios económicos. Los métodos de estimulación del reservorio enumerados anteriormente tienen numerosas modificaciones y, en esencia, se basan en un gran conjunto de composiciones de agentes de trabajo utilizados. Por lo tanto, al analizar los métodos de estimulación existentes, tiene sentido, en primer lugar, utilizar la experiencia de los campos en desarrollo en Siberia occidental, así como los campos en otras regiones con propiedades de reservorio similares al campo Priobskoye (principalmente baja permeabilidad del reservorio) y al reservorio. fluidos.

De los métodos para estimular la producción de petróleo al influir en la zona de fondo de pozo del pozo, los más extendidos son:

fracturamiento hidráulico;

tratamientos ácidos;

tratamientos fisicoquímicos con diversos reactivos;

tratamientos termofísicos y termoquímicos;

efectos de impulso-choque, vibroacústicos y acústicos.

3.2 Criterios geológicos y físicos para la aplicabilidad de varios métodos de estimulación en el campo Priobskoye

Las principales características geológicas y físicas del campo Priobskoye para evaluar la aplicabilidad de varios métodos de estimulación son:

profundidad de las capas productivas - 2400-2600 m,

los depósitos están cribados litológicamente, régimen natural - elástico cerrado,

el espesor de las capas AC 10, AC 11 y AC 12, respectivamente, hasta 20,6, 42,6 y 40,6 m.

presión inicial del depósito - 23,5-25 MPa,

temperatura del depósito - 88-90 0 С,

baja permeabilidad de los reservorios, valores promedio de acuerdo con los resultados de los estudios de núcleos: para las formaciones АС 10, АС 11 y АС 12, respectivamente 15.4, 25.8, 2.4 mD,

alta heterogeneidad lateral y vertical de capas,

densidad del aceite de formación - 780-800 kg / m 3,

viscosidad del aceite de formación - 1,4-1,6 mPa * s,

presión de saturación de aceite 9-11 MPa,

aceite nafténico, parafínico y poco resinoso.

Al comparar los datos presentados con los criterios conocidos para la aplicación efectiva de los métodos de estimulación de yacimientos, se puede observar que, incluso sin un análisis detallado, los siguientes métodos para el campo Priobskoye pueden excluirse de los métodos anteriores: métodos térmicos e inundación de polímeros ( como método para desplazar el petróleo de las formaciones). Los métodos térmicos se utilizan para depósitos con aceites de alta viscosidad y a profundidades de hasta 1500-1700 m. La inundación de polímero se utiliza preferiblemente en depósitos con una permeabilidad de más de 0,1 μm 2 para desplazar el aceite con una viscosidad de 10 a 100 mPa * sy a temperaturas de hasta 90 0 С (para temperaturas más altas, se utilizan polímeros especiales costosos).

3.2.1 Inundaciones de agua

La experiencia del desarrollo de campos nacionales y extranjeros muestra que la inyección de agua resulta ser un método bastante efectivo para influir en los reservorios de baja permeabilidad con estricta observancia de los requisitos necesarios para la tecnología de su implementación.

Entre las principales razones que causan una disminución en la eficiencia de la inyección de agua de formaciones de baja permeabilidad se encuentran:

deterioro de las propiedades de filtración de la roca debido a:

hinchazón de los componentes arcillosos de la roca al entrar en contacto con el agua inyectada,

obstrucción del depósito con finas impurezas mecánicas en el agua inyectada,

precipitación de sales en el medio poroso del colector durante la interacción química del agua inyectada y producida,

Reducción de la cobertura del reservorio por inundación debido a la formación de fracturas-fracturas alrededor de los pozos de inyección y su propagación hacia la profundidad del reservorio (para reservorios discontinuos, también es posible un ligero aumento en el barrido del reservorio a lo largo de la sección),

sensibilidad significativa al carácter de humectabilidad de la roca por el agente inyectado; disminución significativa de la permeabilidad del yacimiento debido a la deposición de parafina.

La manifestación de todos estos fenómenos en yacimientos de baja permeabilidad provoca consecuencias más significativas que en rocas de alta permeabilidad.

Para eliminar la influencia de estos factores en el proceso de inundación de agua, se utilizan soluciones tecnológicas apropiadas: rejillas de pozo óptimas y modos tecnológicos de operación del pozo, inyección de agua del tipo y composición requerida a los reservorios, su correspondiente tratamiento mecánico, químico y biológico, así como la adición de componentes especiales al agua.

Para el campo Priobskoye, la inyección de agua debe considerarse como el principal método de estimulación.

El uso de soluciones tensioactivas. en campo fue rechazado, en primer lugar, debido a la baja eficiencia de estos reactivos en las condiciones de reservorios de baja permeabilidad.

Para el campo Priobskoye y inundación alcalina no se puede recomendar por las siguientes razones:

El principal es el contenido predominante de arcilla estructural y estratificada de los reservorios. Los agregados de arcilla están representados por caolinita, clorita e hidromica. La interacción del álcali con el material arcilloso puede conducir no solo al hinchamiento de las arcillas, sino también a la destrucción de la roca. Una solución alcalina de baja concentración aumenta el coeficiente de hinchamiento de las arcillas en 1.1-1.3 veces y reduce la permeabilidad de la roca en 1.5-2 veces en comparación con el agua dulce, que es crítica para los reservorios de baja permeabilidad del campo Priobskoye. El uso de soluciones de alta concentración (reduciendo el hinchamiento de las arcillas) activa el proceso de destrucción de la roca. Además, las arcillas altamente intercambiables de iones pueden afectar adversamente el borde de la solución alcalina reemplazando el sodio con hidrógeno.

Heterogeneidad muy desarrollada de la formación y un gran número de capas intermedias, lo que conduce a una baja cobertura de la formación con solución alcalina.

El principal obstáculo para la aplicación. sistemas de emulsión para influir en los depósitos del campo Priobskoye, existen características de baja filtración de los reservorios del campo. La resistencia a la filtración creada por las emulsiones en los reservorios de baja permeabilidad conducirá a una fuerte disminución en la inyectividad de los pozos de inyección y una disminución en la tasa de producción de petróleo.

3.3 Métodos de impacto en la zona de formación de fondo de pozo para estimular la producción

3.3.1 Tratamientos ácidos

El tratamiento ácido de las formaciones se lleva a cabo tanto para aumentar como para restaurar la permeabilidad del yacimiento de la zona del fondo del pozo. La mayoría de estos trabajos se realizaron durante el traslado de los pozos a inyección y el posterior aumento de su inyectividad.

La acidificación estándar en el campo Priobskoye consiste en preparar una solución que contiene 14% de HCl y 5% de HF, con un volumen de 1.2-1.7 m 3 por 1 metro de espesor de formación perforada y bombearla al intervalo perforado. El tiempo de respuesta es de unas 8 horas.

Al considerar la efectividad de la acción de los ácidos inorgánicos, se tuvieron en cuenta los pozos de inyección con inyección de agua a largo plazo (más de un año) antes del tratamiento. El tratamiento con ácido de las estructuras cercanas al pozo en los pozos de inyección resulta ser un método bastante efectivo de restaurar su inyectividad. A modo de ejemplo, la Tabla 3.1 muestra los resultados de los tratamientos para varios pozos de inyección.

Resultados de tratamientos en pozos de inyección

Cuadro 3.1

El análisis de los tratamientos realizados muestra que la composición de ácido clorhídrico y fluorhídrico mejora la permeabilidad de la zona cercana al pozo, la inyectividad de los pozos aumentó de 1.5 a 10 veces, el efecto se puede rastrear de 3 meses a 1 año.

Así, a partir del análisis de los tratamientos ácidos realizados en campo, se puede concluir que es recomendable realizar tratamientos ácidos de las zonas de fondo de pozo de los pozos de inyección con el fin de recuperar su inyectividad.

3.3.2 Fracturamiento hidráulico

La fracturación hidráulica (fracturación hidráulica) es uno de los métodos más efectivos para estimular la producción de petróleo a partir de reservorios de baja permeabilidad y aumentar la producción de reservas de petróleo. La fracturación hidráulica se utiliza ampliamente en la práctica de producción de petróleo tanto nacional como extranjera.

Ya se ha acumulado una experiencia significativa en fracturación hidráulica en el campo Priobskoye. El análisis realizado en el campo de fracturación hidráulica indica la alta eficiencia de este tipo de estimulación de producción para el campo, a pesar de la significativa tasa de disminución de la producción después de la fracturación hidráulica. La fracturación hidráulica en el caso del campo Priobskoye no solo es un método para estimular la producción, sino también para aumentar la recuperación de petróleo. En primer lugar, la fracturación hidráulica permite conectar reservas de petróleo sin drenar en depósitos discontinuos del campo. En segundo lugar, este tipo de impacto permite extraer un volumen adicional de petróleo de la formación de baja permeabilidad AS 12 dentro de un tiempo aceptable de operación de campo.

CalificaciónadicionalmineríadetenenciaFracturamiento hidráulicosobrePriobskomcampo.

La introducción del método de fracturamiento hidráulico en el campo Priobskoye comenzó en 2006 como uno de los métodos de estimulación más recomendados en las condiciones de desarrollo dadas.

Durante el período de 2006 a enero de 2011, se realizaron en campo 263 operaciones de fracturamiento hidráulico (61% del fondo). El principal número de trabajos de fracturación hidráulica se realizó en 2008 - 126.

A fines de 2008, la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica ya representaba aproximadamente el 48% del petróleo total producido durante el año. Además, la mayor parte de la producción adicional fue petróleo del reservorio AS-12 - 78,8% de la producción total en el reservorio y 32,4% de la producción en general. Para el embalse AS11: 30,8% de la producción total del embalse y 4,6% de la producción en general. Para el embalse AS10: 40,5% de la producción total del embalse y 11,3% de la producción en general.

Como puede ver, el principal objetivo de la fracturación hidráulica fue la formación AS-12 como la menos productiva y que contiene la mayor parte de las reservas de petróleo en la zona de la margen izquierda del campo.

A fines de 2010, la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica representó más del 44% de la producción de petróleo de todo el petróleo producido durante el año.

La dinámica de la producción de petróleo del campo en su conjunto, así como la producción adicional de petróleo debido a la fracturación hidráulica, se presenta en la Tabla 3.2.

Cuadro 3.2

Es evidente un aumento significativo en la producción de petróleo debido a la fracturación hidráulica. A partir de 2006, la producción adicional de la fracturación hidráulica ascendió a 4.900 toneladas. Cada año crece el aumento de la producción de la fracturación hidráulica. El valor máximo del aumento es 2009 (701.000 toneladas), para 2010 el valor de la producción adicional cae a 606.000 toneladas, 5.000 toneladas menos que en 2008.

Por lo tanto, la fracturación hidráulica debe considerarse el método principal para aumentar la recuperación de petróleo en el campo Priobskoye.

3.3.3 Mejorando la eficiencia de la perforación

Un medio adicional de aumentar la productividad de los pozos es la mejora de las operaciones de disparos, así como la formación de canales de filtración adicionales durante los disparos.

La mejora de la perforación CCD se puede lograr mediante el uso de cargas de perforación más potentes para aumentar la profundidad de los canales de perforación, aumentar la densidad de perforación y utilizar la fase.

Los métodos para crear canales de filtración adicionales pueden incluir, por ejemplo, la tecnología de crear un sistema de fracturas durante la apertura secundaria de la formación con perforadores en las tuberías: un sistema de perforación fracturada de la formación (FFC).

Esta tecnología fue aplicada por primera vez por Marathon (Texas, EE. UU.) En 2006. Su esencia radica en la perforación de la formación productiva con potentes perforadores de 85,7 mm con una densidad de unos 20 agujeros por metro durante la represión sobre la formación, seguida de la fijación de perforaciones y fisuras con un agente de apuntalamiento - bauxita de fracción de 0,42 a 1,19 mm.

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Campo petrolero de Priobskoye

§1 Campo petrolífero de Priobskoye.

Priobskoe- El campo más grande de Siberia occidental se encuentra administrativamente en la región de Khanty-Mansiysk, a una distancia de 65 km de Khanty-Mansiysk y 200 km de Nefteyugansk. Está dividido por el río Ob en dos partes: margen izquierda y margen derecha. El desarrollo de la margen izquierda comenzó en 1988, la margen derecha - en 1999. Las reservas geológicas se estiman en 5 mil millones de toneladas. Las reservas probadas y recuperables se estiman en 2.400 millones de toneladas. Inaugurado en 1982. Depósitos a una profundidad de 2,3-2,6 km. La densidad del aceite es de 863-868 kg / m3 (el tipo de aceite es medio, ya que se encuentra dentro del rango de 851-885 kg / m3), contenido moderado de parafina (2.4-2.5%) y contenido de azufre 1.2-1, 3% (pertenece a la clase de azufre, 2 clase de aceite suministrado a la refinería de acuerdo con GOST 9965-76). A fines de 2005, hay 954 pozos productores y 376 inyectores en el campo. La producción de petróleo en el campo Priobskoye en 2007 ascendió a 40,2 millones de toneladas, de las cuales Rosneft - 32,77 y Gazprom Neft - 7,43 millones de toneladas. La composición de oligoelementos del petróleo es una característica importante de este tipo de materia prima y contiene información geoquímica diversa sobre la edad del petróleo, las condiciones de formación, el origen y las rutas de migración y es ampliamente utilizada para identificar campos petroleros, optimizando la estrategia de búsqueda de campos. y separación de la producción de pozos operados conjuntamente.

Tabla 1. Rango y valor medio del contenido de oligoelementos del aceite de Ob (mg / kg)

La tasa de producción inicial de los pozos de petróleo en operación varía de 35 toneladas / día. hasta 180 t / día La ubicación de los pozos es un clúster. El factor de recuperación de petróleo es 0,35.

Un grupo de pozos es una disposición de este tipo cuando los cabezales de pozo están cerca uno del otro en el mismo sitio tecnológico y los pozos están ubicados en los nodos de la red de desarrollo del yacimiento.

Actualmente, la mayoría de los pozos de producción se perforan de forma agrupada. Esto se debe al hecho de que la perforación de campos en racimo puede reducir significativamente el tamaño de las áreas ocupadas por los pozos que se perforan y luego por los pozos de producción, carreteras, líneas eléctricas y tuberías.

Esta ventaja es de particular importancia durante la construcción y operación de pozos en tierras fértiles, en reservas, en la tundra, donde la capa superficial perturbada de la tierra se restaura luego de varias décadas, en áreas pantanosas que complican y aumentan enormemente el costo de construcción. y trabajos de instalación de instalaciones de perforación y producción. La perforación en racimo también es necesaria cuando se requiere abrir depósitos de petróleo debajo de estructuras industriales y civiles, debajo del fondo de ríos y lagos, debajo de la zona de plataforma desde la costa y pasos elevados. Un lugar especial lo ocupa la construcción de pozos en racimo en el territorio de Tyumen, Tomsk y otras regiones de Siberia occidental, lo que hizo posible construir con éxito pozos de petróleo y gas en islas de relleno en una región pantanosa y poblada de difícil acceso. .

La ubicación de los pozos en la plataforma depende de las condiciones del terreno y los medios de comunicación previstos entre la plataforma y la base. Los arbustos que no están conectados por caminos permanentes a la base se consideran locales. En algunos casos, los arbustos pueden ser básicos cuando están ubicados en rutas de transporte. En los conglomerados locales, los pozos suelen tener forma de abanico en todas las direcciones, lo que hace posible tener el máximo número de pozos en el conglomerado.

Los equipos de perforación y auxiliares están montados de tal manera que cuando la plataforma de perforación se mueve de un pozo a otro, las bombas de lodo, los pozos receptores y parte del equipo para la limpieza, el tratamiento químico y la preparación del fluido de perforación permanecen estacionarios hasta la finalización de la construcción. de todos (o parte) de los pocillos de esta plataforma.

El número de pozos en un grupo puede variar de 2 a 20-30 o más. Además, cuanto más pozos en el grupo, mayor es la desviación del fondo de las cabezas de pozo, aumenta la longitud de los pozos, aumenta la longitud de los pozos, lo que conduce a un aumento en el costo de perforación de pozos. Además, existe el peligro de que los barriles se junten. Por lo tanto, es necesario calcular el número requerido de pozos en el grupo.

El método de bombeo profundo de producción de petróleo se denomina método en el que el levantamiento de líquido de un pozo a la superficie se lleva a cabo utilizando varillas de bombeo y unidades de bombeo sin varillas de varios tipos.
En el campo Priobskoye, se utilizan bombas centrífugas eléctricas: una bomba sumergible sin vástago que consta de una bomba centrífuga multietapa (50-600 etapas) ubicada verticalmente en un eje común, un motor eléctrico (motor eléctrico asíncrono lleno de aceite dieléctrico) y un protector que sirve para proteger el motor eléctrico de la entrada de líquido. El motor está alimentado por un cable blindado, que corre junto con las tuberías de bombeo. La velocidad de rotación del eje del motor es de aproximadamente 3000 rpm. La bomba está controlada en la superficie por una estación de control. El rendimiento de una bomba centrífuga eléctrica varía de 10 a 1000 m3 de líquido por día con una eficiencia del 30-50%.

La instalación de una bomba centrífuga eléctrica incluye equipos subterráneos y de superficie.
La instalación de una bomba centrífuga eléctrica de pozo (ESP) tiene solo una estación de control con un transformador de potencia en la superficie del pozo y se caracteriza por la presencia de alto voltaje en el cable de alimentación, que se baja al pozo junto con la tubería. . Los pozos altamente productivos con alta presión de yacimiento son operados por instalaciones de bombas centrífugas eléctricas.

El campo es remoto, inaccesible, el 80% del territorio está ubicado en la llanura de inundación del río Ob y se inunda durante el período de inundación. El depósito se distingue por una estructura geológica compleja: una estructura compleja de cuerpos arenosos en área y sección, las capas están débilmente conectadas hidrodinámicamente. Los embalses de formaciones productivas se caracterizan por:

Baja permeabilidad;

Bajo contenido de arena;

Mayor contenido de arcilla;

Alta disección.

El campo Priobskoye se caracteriza por una estructura compleja de horizontes productivos tanto en área como en sección. Los recolectores de los horizontes АС10 y АС11 se clasifican como de producción media y baja, y АС12 son anormalmente poco productivos. Las características geológicas y físicas de las formaciones productivas del campo indican la imposibilidad de desarrollar el campo sin influir activamente en sus formaciones productivas y sin utilizar métodos de intensificación productiva. Esto lo confirma la experiencia del desarrollo del tramo operativo de la margen izquierda.

Las principales características geológicas y físicas del campo Priobskoye para evaluar la aplicabilidad de varios métodos de estimulación son:

1) la profundidad de las capas productivas - 2400-2600 m,

2) los depósitos están cribados litológicamente, régimen natural: elásticos, cerrados,

3) el espesor de las capas AC 10, AC 11 y AC 12, respectivamente, hasta 20,6, 42,6 y 40,6 m.

4) presión inicial del depósito - 23,5-25 MPa,

5) temperatura del depósito - 88-90 ° С,

6) baja permeabilidad del yacimiento, valores promedio basados ​​en resultados

7) alta heterogeneidad lateral y vertical de capas,

8) viscosidad del aceite del yacimiento - 1.4-1.6 mPa * s,

9) presión de saturación de aceite 9-11 MPa,

10) aceite nafténico, parafínico y poco resinoso.

Al comparar los datos presentados con los criterios conocidos para la aplicación efectiva de los métodos de estimulación de yacimientos, se puede observar que, incluso sin un análisis detallado, los siguientes métodos para el campo Priobskoye pueden excluirse de los métodos anteriores: métodos térmicos e inundación de polímeros ( como método para desplazar el petróleo de las formaciones). Los métodos térmicos se utilizan para depósitos con aceites de alta viscosidad y a profundidades de hasta 1500-1700 m. La inundación de polímeros se utiliza preferiblemente en depósitos con una permeabilidad de más de 0,1 micrones para desplazar el aceite con una viscosidad de 10 a 100 mPa * s. ya temperaturas de hasta 90 ° C (ya que a temperaturas más altas se utilizan polímeros especiales costosos).

El campo Priobskoye apareció en el mapa del Okrug autónomo de Khanty-Mansi en 1985, cuando el pozo número 181 descubrió su margen izquierda. Los geólogos recibieron un chorro de petróleo con un volumen de 58 metros cúbicos por día. Cuatro años después, se inició la perforación en la margen izquierda y 10 años después se inició la operación comercial del primer pozo en la margen derecha del río.

Características del campo Priobskoye

El campo Priobskoye se encuentra cerca de los límites de las regiones de petróleo y gas de Salym y Lyaminsky.

Las características del campo petrolífero de Priobskoye permiten clasificarlo como de baja resina (parafinas al nivel de 2,4-2,5 por ciento), pero al mismo tiempo con un mayor contenido de azufre (1,2-1,3 por ciento), lo que requiere una purificación adicional y reduce su rentabilidad. La viscosidad del aceite del yacimiento está en el nivel de 1.4-1.6 mPa * s, y el espesor de los reservorios alcanza de 2 a 40 metros.

El campo Priobskoye, cuyas características son únicas, tiene reservas comprobadas geológicamente de cinco mil millones de toneladas. De estos, 2.400 millones se clasifican como probados y recuperables. En 2013, la estimación de reservas recuperables en el campo Priobskoye fue de más de 820 millones de toneladas.

En 2005, la producción diaria alcanzó cifras elevadas: 60,2 mil toneladas por día. En 2007 se produjeron más de 40 millones de toneladas.

Hasta la fecha, se han perforado en el campo alrededor de mil pozos de producción y casi 400 de inyección. Los depósitos del yacimiento de petróleo de Priobskoye se encuentran a una profundidad de 2.3.2.6 kilómetros.

En 2007, la producción anual de hidrocarburos líquidos en el campo Priobskoye alcanzó los 33,6 millones de toneladas (o más del 7% de la producción total en Rusia).

Campo petrolero de Priobskoye: características de desarrollo

La peculiaridad de la perforación es que los arbustos del campo Priobskoye se encuentran a ambos lados del río Ob y la mayoría de ellos se encuentran en la llanura aluvial del río. Sobre esta base, el campo Priobskoye se divide en Yuzhno-Priobskoye y Severo-Priobskoye. En el período de primavera-otoño, el territorio del depósito se inunda regularmente con aguas de inundación.

Esta disposición ha llevado al hecho de que sus partes tengan diferentes propietarios.

En la orilla norte del río, se está desarrollando Yuganskneftegaz (una estructura que fue asumida por Rosneft después de Yukos), y en la orilla sur hay áreas que está siendo desarrollada por Khantos, una estructura de Gazpromneft (además de Priobskoye, también está involucrada en el proyecto Palyanovsky). En la parte sur del campo Priobskoye, para la subsidiaria de Russneft, Aki Otyr, se han asignado territorios insignificantes con licencia para los bloques Verkhne- y Sredne Shapshinsky.

Estos factores, junto con una estructura geológica compleja (formación multicapa y baja productividad), hacen posible caracterizar el campo Priobskoye como de difícil acceso.

Pero las tecnologías modernas de fracturación hidráulica, al bombear una gran cantidad de mezcla de agua bajo tierra, permiten superar esta dificultad. Por lo tanto, todas las plataformas recién perforadas del campo Priobskoye comienzan a operar solo con fracturación hidráulica, lo que reduce significativamente los costos operativos y las inversiones de capital.

Al mismo tiempo, se realiza simultáneamente la fracturación de tres capas de aceite. Además, la mayoría de los pozos se perforan utilizando un método de agrupamiento progresivo, cuando los pozos laterales se dirigen en diferentes ángulos. En sección, se asemeja a un arbusto con ramas apuntando hacia abajo. Este método ahorra la disposición de los sitios de perforación en tierra.

La técnica de perforación en racimo se ha generalizado, ya que le permite preservar la capa de suelo fértil y solo afecta ligeramente el medio ambiente.

Campo Priobskoye en el mapa

El campo Priobskoye en el mapa del Okrug autónomo de Khanty-Mansi se determina utilizando las siguientes coordenadas:

• 61 ° 20'00 ″ de latitud norte,
• 70 ° 18'50 ″ de longitud este.

El campo petrolífero de Priobskoye se encuentra a solo 65 km de la capital del Okrug autónomo - Khanty-Mansiysk y a 200 kilómetros de la ciudad de Nefteyugansk. En el área de desarrollo del depósito existen áreas con asentamientos de pequeños pueblos indígenas:

• Khanty (aproximadamente la mitad de la población),
• Nenets,
• Muncie,
• Selkups.

Se han formado varias reservas naturales en la región, incluidos Elizarovsky (significado republicano), Vaspukholsky, bosques de cedros Shapshinsky. Desde 2008, en el Okrug autónomo de Khanty-Mansi - Yugra (el nombre histórico de la zona con el centro en Samarovo), se ha establecido un monumento natural "Mamuts de Lugovski" con una superficie de 161,2 hectáreas, en cuyo sitio Se han encontrado repetidamente restos fósiles de mamuts y herramientas de caza que datan de 10 a 15 mil años.

MODELO HISTÓRICO Y GENÉTICO DE FORMACIÓN DE DEPÓSITOS DE ACEITE DEL CAMPO PRIOBSKY DE SIBERIA OCCIDENTAL

TENNESSE. Nemchenko (NK YUKOS)

El campo petrolífero Priobskoye es único en términos de reservas y se puso en marcha en 1989. El campo está ubicado en el Okrug autónomo de Khanty-Mansi de la región de Tyumen, 65 km al este de Khanty-Mansiysk y 100 km al oeste de Nefteyugansk. Es parte de la región de petróleo y gas de Frolovskaya, la parte occidental de la provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental.

El campo petrolífero de Priobskoye ocupa un lugar especial en el sistema de complejos de producción de petróleo y gas en Siberia occidental. El descubrimiento del campo Priobskoye es un hecho significativo en los últimos años. La capacidad de carga de petróleo comercial se establece en la parte superior de las formaciones Tyumen y Bazhenov y en los sedimentos neocomianos. Las principales reservas son las formaciones Neocomian AS 10-12. Más de 20 depósitos están confinados a los estratos de Hauterivian, a una profundidad de 2300-2700 m, la mayoría de los cuales se clasifican como grandes. Según el análisis sismosestratigráfico, se ha establecido la estructura clinoforma de los estratos productivos neocomianos. El campo Priobskoye es el único en esta área donde la estructura clinoform de las formaciones neocomianas se confirma mediante perforaciones profundas ().

La productividad de los depósitos neocomianos del campo Priobskoye está controlada prácticamente por un solo factor: la presencia de depósitos permeables en la sección. La ausencia de agua de formación durante numerosas pruebas (formaciones AS 10-12) sugiere que los depósitos de aceite asociados con estos paquetes son cuerpos lenticulares cerrados completamente llenos de aceite (no hay contactos agua-aceite), y los contornos de los depósitos para cada uno de ellos. La capa arenosa está determinada por sus límites.

Un análisis exhaustivo de las condiciones paleogeográficas de sedimentación y los datos sísmicos hicieron posible delinear una gran zona de desarrollo de las clinoformas neocomianas al sur y al norte del campo Priobskoye. Se le asocia una zona independiente de acumulación de petróleo y gas, cuyo contenido de petróleo y gas no está determinado por el trasfondo estructural regional, sino que está controlado por el área de desarrollo de las clinoformas neocomianas (Karogodin Yu.N., 1998). ).

Una serie de cuestiones importantes relacionadas con las condiciones para la formación de depósitos de petróleo siguen sin comprenderse bien. En este sentido, la creación de un modelo histórico y genético fundamental de la formación de depósitos de petróleo en reservorios complejos del campo Priobskoye es de particular importancia.

El campo está incluido en una gran zona de impacto meridional que contiene petróleo y gas, confinada a un complicado grupo de levantamientos locales de la monoclina en la zona de unión de la depresión Khanty-Mansiysk y el arco de Salym.

El levantamiento en forma de cúpula Priobskoe está directamente adyacente a las tierras de Bolshoy Salym, donde la Formación Bazhenov sirve como horizonte base. Un grupo de campos petroleros se distingue a lo largo de este horizonte: Salym, North y West Salym, Verkhne- y Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye, etc.

Durante la historia del Cretácico de Siberia occidental, la depresión de Khanty-Mansiysk siguió siendo la parte más sumergida de la cuenca de sedimentación, por lo que la sección aquí es más arcillosa en comparación con los territorios circundantes. En la época de Volgian, el área del campo Priobskoye resultó estar en una zona axial profundamente sumergida (hasta 500 m) de la paleocuenca con los rasgos característicos de una cuenca subcompensada. Esto llevó a la acumulación de intervalo de lutitas rico en OM de la Formación Bazhenov. En el área del campo Priobskoye del Berriasiano temprano, en el contexto de una gran regresión general, hay una alternancia de transgresiones y regresiones regionales y zonales. Clinoformas y paquetes estratigráficos, alargados a lo largo del paleoeje de la cuenca, comenzaron a formarse desde el este-sureste y gradualmente llenaron toda la cuenca. En las fases transgresivas se acumularon principalmente estratos arcillosos, como el Pimskaya, Bystrinskaya, y en las fases regresivas - limolitas arenosas (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998).

La Formación Bazhenovskaya tiene un alto contenido de materia orgánica total y potencial de generación. Se cree que este horizonte es el estrato de origen de la mayoría de los campos petrolíferos identificados en el Cretácico Inferior en la Cuenca de Siberia Occidental. Sin embargo, a la luz de la tranquila historia tectónica del campo Priobskoye, la suposición de la formación de depósitos en los reservorios neocomianos como resultado de la migración vertical a gran escala de hidrocarburos parece ser muy problemática.

Para crear un modelo histórico y genético de la formación de depósitos de petróleo de los depósitos neocomianos del campo Priobskoye, se utilizó el paquete de software Basin Modeling. El complejo le permite crear rápidamente y con un conjunto mínimo de datos geológicos un modelo para evaluar el potencial de hidrocarburos. Fragmentos de la base de datos del programa que contienen información sobre el pozo. 151 y 254 del campo Priobskoye se dan en, respectivamente. Para visualizar los datos del modelo se utilizó una imagen de las curvas históricas de hundimiento de sedimentos junto con otros datos: etapas de madurez, isotermas, etc. ().

Como puede verse, los depósitos de petróleo de las formaciones neocomianas pertenecen a la fase principal de capacidad petrolera, más precisamente, a su parte superior, la zona de la etapa temprana de generación. A diferencia de los aceites neocomianos, los aceites de la formación Bazhenov pertenecen a la zona de la última etapa de generación (). Esta conclusión está totalmente de acuerdo con la zonificación genética de fase vertical de los sistemas de HC establecidos en la cuenca de Siberia Occidental. En la sección de depósitos Mesozoicos se distinguen cinco zonas, cada una de las cuales se caracteriza por su propio estado de fase de los hidrocarburos, composición, grado de madurez de la MO, condiciones de temperatura y presión, etc. Los horizontes neocomianos (Valanginiano-Hauteriviano de la región del Ob Medio) son parte de la tercera zona, principalmente petrolera, la principal zona de generación y acumulación de petróleo en la sección mesozoica de la cuenca de Siberia Occidental (temperatura del yacimiento 80-100 ° C ), depósitos identificados en los depósitos del Jurásico Superior y Medio, - hasta la cuarta zona de condensado de petróleo y gas, donde se observan acumulaciones de petróleo ligero (Salym, regiones de Krasnoleninsky, temperatura del yacimiento 100-120 ° C).

El análisis de los parámetros geoquímicos, incluidos los genéticos, (grupo, composición isotópica de carbono, etc.) de los aceites de los depósitos neocomianos del campo Priobskoye y la formación Bazhenov del campo Salym mostró que estos aceites son diferentes y pertenecen a diferentes zonas genéticas () .

En términos de indicadores geoquímicos y termobáricos, el campo Priobskoye se distingue por:

· subaturación significativa de los hidrocarburos en los depósitos del Cretácico Inferior con gases de hidrocarburos (valores bajos de P sat / P pl y factor de gas);

· un salto en el crecimiento de Ppl durante la transición de depósitos Cretácicos a Jurásicos (la presencia de presión de formación anormal en el complejo Jurásico). Hay dos niveles de saturación de petróleo prácticamente aislados: el Cretácico Inferior y el Jurásico. La formación de depósitos de petróleo de las formaciones neocomianas del campo Priobskoye se llevó a cabo de forma independiente y no se asoció con la migración vertical de la formación Bazhenov.

El modelo histórico y genético fundamental de la formación de depósitos de petróleo en reservorios neocomianos complejos del campo Priobskoye se presenta a continuación. El mecanismo que más probablemente condujo a la formación de los depósitos neocomianos es la migración lateral (levantamiento hacia arriba) de petróleo desde los depósitos de arcilla de la misma edad a las partes más arenosas de las clinoformas. El petróleo y el gas ascendieron por el levantamiento, llenando arenas-limolitas permeables y lentes. Esta idea del mecanismo de la migración de petróleo se sustenta en: el tipo litológico dominante de depósitos; ausencia de agua de formación en los horizontes del grupo AS; la diferencia entre los aceites de Bazhenov y Neocomian.

Es de destacar que el llenado de las trampas con aceite, aparentemente, se llevó a cabo según el principio de atrapamiento diferencial, cuando las trampas más sumergidas se llenan con aceite relativamente liviano (formación AC 12, densidad 0.86-0.87 g / cm 3), mientras que la superior - relativamente pesada (capa AC 10, densidad 0,88-0,89 g / cm 3), y las trampas superiores - agua (capa AC 6).

La creación de un modelo histórico y genético de la formación de depósitos de petróleo del campo Priobskoye es de fundamental importancia. Los cuerpos de arena de este tipo se encuentran en las inmediaciones del campo Priobskoye dentro de Khanty-Mansiysk, Frolovskaya y otras áreas. Lo más probable es que se encuentren depósitos de petróleo de una génesis similar en otras regiones de Siberia occidental dentro de los depósitos neocomianos.

Un análisis exhaustivo de las condiciones paleogeográficas de sedimentación y los datos sísmicos hicieron posible delinear una gran zona de desarrollo de clinoformas neocomianas al sur y al norte del campo Priobskoye, que se extiende en una franja de 25-50 km de ancho desde Shapshinskoye y Erginskoye. campos en el sur hasta Tumannoye y Studennoye en el norte y con los cuales se asocia una zona independiente a las acumulaciones de petróleo y gas, donde las principales rocas generadoras de petróleo serán estratos arcillosos gruesos de la misma edad de las clinoformas neocomianas.

Literatura

1) Geología y desarrollo de los campos de petróleo y gas y petróleo más grandes y únicos de Rusia. // Provincia de petróleo y gas de Siberia Occidental / Ed. V.E. Gavoura. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Geología del petróleo y el gas de Siberia occidental / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov y col. - M.: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Patrones de ubicación y condiciones para la formación de depósitos de petróleo y gas en los sedimentos del Paleozoico. - M.: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Zonificación vertical en la distribución de hidrocarburos líquidos y gaseosos en el Mesozoico de Siberia Occidental / Tr. ZapSibVNIGNI. - Asunto. 147. -Tyumen, 1979.

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

El campo petrolero Priob en el sistema de complejos de petróleo y gas de Siberia Occidental ocupa un lugar particular. Los lechos neocomianos AC10-12 que tienen estructura clinoform se consideran principales por las reservas de petróleo. El análisis complejo de las condiciones de sedimentación paleogeográfica y los datos de prospección sísmica permitieron reconocer una gran zona de clinoformas neocomianas desarrolladas al sur y al norte del campo Priob. Se asocia con esta zona una zona independiente de acumulación de petróleo y gas cuyo potencial de petróleo y gas no está gobernado por una estructura regional sino controlado por una zona de desarrollo de clinoformas neocomianas.

Con el propósito de crear un modelo histórico-genético de la formación de depósitos de petróleo de depósitos neocomianos en el campo Priob, se utilizó un programa de modelado de cuencas complejo.

Arroz. 1. FRAGMENTO DE UNA SECCIÓN GEOLÓGICA A LO LARGO DE LA PRUEBA LATERAL (según F.Z. Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Depósitos: 1 - arenosos, 2 - arcillosos; 3 - lutitas bituminosas; 4 - corteza de intemperie; 5 - depósitos de petróleo; 6 - pozos

Arroz. 2. SECCIÓN GEOLÓGICA (campo Priobskoye)

1 - depósitos arenosos-arcillosos; 2 - intervalo de prueba. Otras conv. vea la notación en la fig. 1

Arroz. 3. EJEMPLOS DE VISUALIZACIÓN DE DATOS INICIALES Y RESULTADOS DE SU TRATAMIENTO POR SCR. 151 (A) y 245 (B)

Etapas de madurez (R 0,%): 1 - temprano (0.5-0.7), 2 - medio (0.7-1.0), 3 - tardío (1.0-1.3); 4 - la fase principal de generación (1.3-2.6); líneas: I - historia de buceo, temperaturas iniciales (II) y aproximadas (III)

Arroz. 4. MODELADO DEL HISTORIAL DE BUCEO DEL DEPÓSITO PRIOBSKY

Etapas de madurez (R 0,%): 1 - temprano (10-25), 2 - medio (25-65), 3 - tardío (65-90)

El campo de petróleo y gas de Priobskoye está ubicado geográficamente en el distrito autónomo de Khanty-Mansiysk de la región de Tyumen de la Federación de Rusia. La ciudad más cercana al campo Priobskoye es Nefteyugansk (ubicada a 200 km al este del campo).

El campo Priobskoye fue descubierto en 1982. El campo se caracteriza por ser multicapa y de baja productividad. El territorio está cortado por el río Ob, es pantanoso y durante el período de inundaciones está mayormente inundado; hay zonas de desove para los peces. Como se señala en los materiales del Ministerio de Combustible y Energía de la Federación de Rusia presentados a la Duma Estatal, estos factores complican el desarrollo y requieren importantes recursos financieros para la aplicación de las últimas tecnologías altamente eficientes y respetuosas con el medio ambiente.

La licencia para el desarrollo del campo Priobskoye pertenece a la subsidiaria de Rosneft, Rosneft-Yuganskneftegaz.

Según los cálculos de los especialistas, el desarrollo del campo bajo el sistema tributario existente no es rentable e imposible. Según los términos de PSA, la producción de petróleo durante 20 años ascenderá a 274,3 millones de toneladas, los ingresos estatales - $ 48,7 mil millones.

Las reservas recuperables del campo Priobskoye son 578 millones de toneladas de petróleo, gas: 37 mil millones de metros cúbicos. El período de desarrollo bajo los términos de PSA es de 58 años. El nivel máximo de producción es de 19,9 mil millones. toneladas para el año 16 de desarrollo. El financiamiento inicial fue de $ 1.3 mil millones según el plan. Gastos de capital: $ 28 mil millones, costos operativos: $ 27,28 mil millones. Las posibles direcciones de transporte de petróleo desde el campo son Ventspils, Novorossiysk, Odessa, "Druzhba".

En 1991, Yugansneftegaz y Amos comenzaron a discutir la posibilidad de un desarrollo conjunto de la parte norte del campo Priobskoye. En 1993, Amoso ​​participó en una licitación internacional por el derecho de uso del subsuelo en los campos del Okrug autónomo de Khanty-Mansi y fue declarada ganadora de la licitación por el derecho exclusivo a convertirse en socio extranjero en el desarrollo de la Campo Priobskoye junto con Yuganskneftegaz.

En 1994, Yuganskneftegaz y Amoso ​​prepararon y presentaron al gobierno un borrador de acuerdo de producción compartida y un estudio de viabilidad económico-económica y ambiental para el proyecto.

A principios de 1995, se presentó al gobierno un estudio de viabilidad adicional, que fue modificado en el mismo año a la luz de los nuevos datos sobre el terreno.
En 1995, la Comisión Central para el Desarrollo de los Campos de Petróleo y Petróleo y Gas del Ministerio de Combustible y Energía de la Federación de Rusia y el Ministerio de Protección Ambiental y Recursos Naturales de la Federación de Rusia aprobaron un esquema revisado para el desarrollo del campo. y la parte medioambiental de la documentación del anteproyecto.

El 7 de marzo de 1995, el entonces primer ministro Viktor Chernomyrdin emitió una orden para formar una delegación gubernamental de representantes del Okrug autónomo de Khanty-Mansi y varios ministerios y departamentos para negociar un PSA para el desarrollo de la parte norte de Priobskoye. campo.

En julio de 1996, en Moscú, una comisión conjunta ruso-estadounidense de cooperación económica y técnica emitió una declaración conjunta sobre la prioridad de los proyectos energéticos, entre los que se nombró específicamente el campo Priobskoye. La declaración conjunta indica que ambos gobiernos están acogiendo con satisfacción el compromiso de concluir un acuerdo de producción compartida para este proyecto antes de la próxima reunión de la comisión en febrero de 1997.

A finales de 1998, el socio de Yuganskneftegaz en el proyecto de desarrollo del campo Priobskoye, la empresa estadounidense Amoso, fue absorbida por la empresa británica British Petroleum.

A principios de 1999, BP / Amoso ​​anunció oficialmente su retirada de la participación en el proyecto de desarrollo del campo Priobskoye.

Historia étnica del campo Priobskoye.

Desde la antigüedad, el área del depósito fue habitada por Khanty. Los Khanty desarrollaron sistemas sociales complejos, llamados principados, y en los siglos XI-XII. tenían grandes asentamientos tribales con capiteles fortificados, que eran gobernados por príncipes y defendidos por tropas profesionales.

Los primeros contactos conocidos de Rusia con este territorio tuvieron lugar en el siglo X o XI. En este momento, las relaciones comerciales comenzaron a desarrollarse entre la población rusa y la indígena de Siberia Occidental, lo que trajo cambios culturales a la vida de los aborígenes. Aparecieron utensilios y telas de hierro y cerámica para el hogar y se convirtieron en una parte material de la vida de los Khanty. El comercio de pieles ha adquirido una gran importancia como medio de obtención de estos bienes.

En 1581, Siberia Occidental fue anexionada a Rusia. Los príncipes fueron reemplazados por el gobierno zarista y los impuestos se pagaron al tesoro ruso. En el siglo XVII, los funcionarios zaristas y el personal de servicio (cosacos) comenzaron a establecerse en este territorio, y se desarrollaron aún más los contactos entre los rusos y los Khanty. Como resultado de contactos más estrechos, los rusos y los khanty comenzaron a adoptar los atributos de la forma de vida de cada uno. Los Khanty comenzaron a usar armas y trampas, algunos, siguiendo el ejemplo de los rusos, comenzaron a criar ganado y caballos. Los rusos tomaron prestadas algunas técnicas de caza y pesca de los Khanty. Los rusos adquirieron tierras y zonas de pesca de Khanty, y en el siglo XVIII, la mayor parte de la tierra de Khanty se vendió a colonos rusos. La influencia cultural rusa se expandió a principios del siglo XVIII con la introducción del cristianismo. Al mismo tiempo, el número de rusos siguió aumentando y, a finales del siglo XVIII, la población rusa en esta zona superaba en número a los khanty cinco veces. La mayoría de las familias Khanty tomaron prestada la agricultura, la cría de ganado y la jardinería de los rusos.

La asimilación de Khanty a la cultura rusa se aceleró con el establecimiento del poder soviético en 1920. La política soviética de integración social trajo un sistema educativo unificado a la región. Los niños Khanty solían ser enviados de sus familias a internados durante un período de 8 a 10 años. Muchos de ellos, después de dejar la escuela, ya no pudieron volver a la forma de vida tradicional, sin tener las habilidades necesarias para ello.

La colectivización, iniciada en la década de 1920, tuvo un impacto significativo en el carácter etnográfico del territorio. En los años 50-60, comenzó la formación de grandes granjas colectivas y varios asentamientos pequeños desaparecieron a medida que la población se unía en asentamientos más grandes. En la década de 1950, los matrimonios mixtos entre rusos y Khanty se generalizaron, y casi todos los Khanty nacidos después de la década de 1950 nacieron en matrimonios mixtos. Desde los años 60, cuando rusos, ucranianos, bielorrusos, moldavos, chuvashes, bashkires, ávaros y representantes de otras nacionalidades emigraron a la región, el porcentaje de khanty ha disminuido aún más. En la actualidad, los Khanty representan un poco menos del 1 por ciento de la población del Okrug autónomo de Khanty-Mansi.

Además de Khanty, Mansi (33%), Nenets (6%) y Selkups (menos del 1%) viven en el territorio del campo Priobskoye.