Campo Severo Obskoe. Geologia del campo di Priobskoye (Priobka)

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introduzione

1 Caratteristiche geologiche del campo di Priobskoye

1.1 Informazioni generali sul deposito

1.2 Sezione litostratigrafica

1.3 Struttura tettonica

1.4 Contenuto di olio

1.5 Caratteristiche delle formazioni produttive

1.6 Caratteristiche degli acquiferi

1.7 Proprietà fisico-chimiche dei fluidi di formazione

1.8 Stima delle riserve di petrolio

1.8.1 Riserve di petrolio

2. I principali indicatori tecnici ed economici dello sviluppo del campo di Priobskoye

2.1 Dinamica dei principali indicatori di sviluppo del campo di Priobskoye

2.2 Analisi dei principali indicatori tecnici ed economici di sviluppo

2.3 Caratteristiche di sviluppo che influenzano il funzionamento del pozzo

3. Metodi applicati per migliorare il recupero dell'olio

3.1 Scelta del metodo di impatto sul giacimento dell'olio

3.2 Criteri geologici e fisici per l'applicabilità di vari metodi di stimolazione nel campo di Priobskoye

3.2.1 Allagamento

3.3 Metodi di impatto sulla zona di fondo del pozzo per stimolare la produzione di petrolio

3.3.1 Trattamenti acidi

3.3.2 Frattura idraulica

3.3.3 Miglioramento dell'efficienza di perforazione

Conclusione

introduzione

L'industria petrolifera è una delle componenti più importanti dell'economia russa, che influenza direttamente la formazione del bilancio del paese e la sua esportazione.

Lo stato della base delle risorse del complesso petrolifero e del gas è il problema più acuto oggi. Le risorse petrolifere si stanno gradualmente esaurendo, un gran numero di giacimenti è nella fase finale di sviluppo e ha una grande percentuale di taglio dell'acqua, quindi il compito più urgente e primario è la ricerca e la messa in servizio di giacimenti giovani e promettenti, uno dei quali è il campo di Priobskoye (in termini di riserve, è uno dei più grandi giacimenti in Russia).

Le riserve di bilancio di petrolio, approvate dal Comitato per le riserve statali, nella categoria С 1 sono 1827,8 milioni di tonnellate, recuperabili 565,0 milioni di tonnellate. con un fattore di recupero del petrolio di 0,309, tenendo conto delle riserve nella zona cuscinetto sotto le pianure alluvionali dei fiumi Ob e Bolshoi Salym.

Le riserve di bilancio di olio di categoria C 2 sono 524073 mila tonnellate, recuperabili - 48970 mila tonnellate con un fattore di recupero dell'olio di 0,093.

Il campo di Priobskoye ha una serie di caratteristiche:

grande, multistrato, unico in termini di riserve di petrolio;

di difficile accesso, caratterizzato da notevole acquitrino, nel periodo primaverile-estivo la maggior parte del territorio è invaso da acque di piena;

il fiume Ob scorre attraverso il giacimento, dividendolo in sponda destra e sponda sinistra.

Il settore è caratterizzato da una complessa struttura di orizzonti produttivi. Le formazioni AC10, AC11, AC12 sono di interesse industriale. I collettori degli orizzonti АС10 e АС11 sono classificati come medi e a bassa produttività e АС12 sono anormalmente poco produttivi. Il funzionamento della formazione AS12 dovrebbe essere individuato come un problema di sviluppo separato, poiché , il giacimento AC12 è anche il più significativo in termini di riserve di tutti i giacimenti. Questa caratteristica indica l'impossibilità di sviluppare il campo senza intaccare attivamente i suoi strati produttivi.

Uno dei modi per risolvere questo problema è l'attuazione di misure per intensificare la produzione di petrolio.

1 . Caratteristica geologicaPriobskyLuogo di nascita

1.1 Informazioni generali sul deposito

Il giacimento petrolifero di Priobskoye si trova amministrativamente nel distretto di Khanty-Mansiysk dell'Okrug autonomo di Khanty-Mansiysk della regione di Tyumen.

L'area di lavoro si trova a 65 km a est della città di Khanty-Mansiysk, a 100 km a ovest della città di Nefteyugansk.Attualmente, l'area è una delle aree in più rapida crescita economica nell'area geografica autonoma, resa possibile grazie all'aumento del volume di esplorazione geologica e produzione di petrolio ...

I più grandi campi sviluppati nelle vicinanze: Salymskoye, situato a 20 km a est, Prirazlomnoye, situato nelle immediate vicinanze, Pravdinskoye - 57 km a sud-est.

Il gasdotto Urengoy-Chelyabinsk-Novopolotsk e l'oleodotto Ust-Balyk-Omsk corrono a sud-est del giacimento.

L'area di Priobskaya nella sua parte settentrionale si trova all'interno della pianura alluvionale Ob - una giovane pianura alluvionale con l'accumulo di depositi quaternari di uno spessore relativamente grande. I valori assoluti del rilievo sono 30-55 m La parte meridionale dell'area tende ad una pianura alluvionale all'altezza del secondo terrazzo alluvionale con forme debolmente espresse di erosione fluviale e di accumulo. I voti assoluti qui sono 46-60 m.

La rete idrografica è rappresentata dal canale Maliy Salym, che scorre in direzione sublatitudinale nella parte settentrionale dell'area e in quest'area è collegato da piccoli canali Malaya Berezovskaya e Polaya con il grande e profondo canale Ob Bolshoy Salym. Il fiume Ob è la principale via d'acqua della regione di Tyumen. Il distretto ha un gran numero di laghi, i più grandi dei quali sono il lago Olevashkina, il lago Karasye, il lago Okunevoe. Le paludi sono impraticabili, gelate entro la fine di gennaio e sono il principale ostacolo alla circolazione dei veicoli.

Il clima della regione è fortemente continentale con inverni lunghi ed estati brevi e calde. L'inverno è gelido e nevoso. Il mese più freddo dell'anno è gennaio (temperatura media mensile -19,5° C). Il minimo assoluto è -52 gradi C. Il più caldo è luglio (la temperatura media mensile è +17 gradi C), il massimo assoluto è +33 gradi C. La precipitazione media annuale è di 500-550 mm all'anno, con il 75% in calo sulla stagione calda. Il manto nevoso si stabilisce nella seconda metà di ottobre e dura fino all'inizio di giugno Lo spessore del manto nevoso va da 0,7 m a 1,5-2 m La profondità del congelamento del suolo è di 1-1,5 m.

L'area in esame è caratterizzata da suoli argillosi podzolici in aree relativamente elevate e suoli torboso-podzolico-limosi e torbosi nelle aree paludose dell'area. All'interno dei confini di pianura, i suoli alluvionali dei terrazzi fluviali sono prevalentemente sabbiosi, in parte argillosi. La flora è varia. Prevale la foresta di conifere e quella mista.

L'area si trova in una zona di lettiera isolata di rocce di permafrost vicine alla superficie e relitte. I terreni ghiacciati vicino alla superficie giacciono sui bacini idrografici sotto le torbiere. Il loro spessore è controllato dal livello delle acque sotterranee e raggiunge i 10-15 m, la temperatura è costante e vicina a 0 gradi C.

Nei territori adiacenti (nel campo di Priobskoye, le rocce ghiacciate non sono state studiate), il permafrost si verifica a una profondità di 140-180 m (campo di Lyantorskoye). Lo spessore del permafrost è di 15-40 m, raramente di più. Congelati sono più spesso la parte più bassa, più argillosa, della Novyikhailovskaya e una parte insignificante delle formazioni di Atlym.

I più grandi insediamenti più vicini all'area di lavoro sono le città di Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut e da insediamenti più piccoli: i villaggi di Seliyarovo, Sytomino, Lempino e altri.

1.2 Litostratigraficoincisione

La sezione geologica del campo di Priobskoye è composta da uno spesso strato (più di 3000 m) di sedimenti terrigeni della copertura sedimentaria di età meso-cenozoica, che si verificano sulle rocce del complesso pre-giurassico, rappresentato dalla crosta di disfacimento.

pre-giurassico istruzione (Pz)

Nella sezione degli strati pregiurassici si distinguono due livelli strutturali. Quello inferiore, confinato alla crosta consolidata, è rappresentato da grafite-porfiriti, ghiaie e calcari metamorfosati molto dislocati. Il piano superiore, identificato come complesso intermedio, è composto da depositi effusivi-sedimentari meno dislocati di età Permiano-Triassica fino a 650 m di spessore.

Sistema giurassico (J)

Il sistema giurassico è rappresentato da tutte e tre le divisioni: inferiore, media e superiore.

Include le formazioni Tyumen (J1 + 2), Abalak e Bazhenov (J3).

depositi Tjumen Le formazioni giacciono alla base della copertura sedimentaria sulle rocce della crosta da disfacimento con difformità angolare e stratigrafica e sono rappresentate da un complesso di rocce terrigene di composizione argilloso-sabbioso-siltoso.

Lo spessore dei depositi della Formazione di Tyumen varia da 40 a 450 m. Nei limiti del deposito sono stati aperti a profondità di 2806-2973 m. I depositi della Formazione di Tyumen sono costantemente sovrapposti ai depositi del Giurassico superiore delle Formazioni Abalak e Bazhenov. Abalakskaya La formazione è composta da fanghi di glauconite, ramificati, di colore da grigio scuro a nero, con intercalari di siltiti nella parte superiore della sezione. Lo spessore della suite varia da 17 a 32 m.

depositi Bazhenov Le formazioni sono rappresentate da argille bituminose di colore grigio scuro, quasi nero, con intercalazioni di argille leggermente limose e rocce organico-argillose-carbonatiche. La formazione ha uno spessore di 26-38 m.

Sistema cretaceo (K)

I depositi del sistema cretaceo si sviluppano ovunque rappresentati dalle sezioni superiore e inferiore.

Le formazioni Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya e Khanty-Mansiysk si distinguono nella parte inferiore dal basso verso l'alto, e nella parte superiore, le formazioni Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya e Gankinskaya.

parte inferiore ahskoy La formazione (K1g) è rappresentata principalmente da argille con subordinati strati sottili di siltiti e arenarie, combinati nella sequenza di Achimov.

Nella parte superiore della Formazione Akh, c'è un membro maturo di argille di Pimsk finemente eluite, grigio scuro, che si avvicinano al grigio.

Lo spessore totale della suite varia da ovest a est da 35 a 415 m. Nelle sezioni situate ad est, un gruppo di strati BS1-BS12 è confinato a questo strato.

Incisione Cherkashin La formazione (K1g-br) è rappresentata dall'alternanza ritmica di argille grigie, siltiti e arenarie limose. Questi ultimi, nei limiti del campo, così come le arenarie, sono industrialmente oleosi e sono allocati nelle formazioni АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Lo spessore della formazione varia da 290 a 600 m.

Sopra ci sono argille dal grigio scuro al nero alym Formazioni (K1a), nella parte superiore con intercalari di argille bituminose, nella parte inferiore - siltiti e arenarie. Lo spessore della suite varia da 190 a 240 m. Le argille sono un sigillo regionale per i depositi di idrocarburi in tutta la regione petrolifera e del gas di Sredneobskaya.

Vikulovskaya suite (K1a-al) consiste di due sotto-formazioni.

Quello inferiore è prevalentemente argilloso, quello superiore è sabbioso-argilloso con predominanza di arenarie e siltiti. La formazione è caratterizzata dalla presenza di detriti vegetali. Lo spessore della formazione varia da 264 m a ovest a 296 m a nord-est.

Khanty-Mansiysk La formazione (K1a-2s) è rappresentata da intercalazioni irregolari di rocce sabbiose-argillose con predominanza delle prime nella parte superiore della sezione. Le rocce della formazione sono caratterizzate da un'abbondanza di detriti carboniosi. Lo spessore della formazione varia da 292 a 306 m.

Uvat La formazione (K2s) è rappresentata dalla rifusione irregolare di sabbie, siltiti, arenarie. La formazione è caratterizzata dalla presenza di resti vegetali carbonizzati e ferruginosi, detriti carboniosi e ambra. Lo spessore della suite è di 283-301 m.

Bertsovskaya La suite (K2k-st-km) è suddivisa in due sottoformazioni. Quello inferiore, costituito da argille montmorellonitiche grigie, con intercalari tipo opoka con uno spessore da 45 a 94 m, e quello superiore, rappresentato da argille grigie, grigio scuro, silicee, sabbiose, di spessore da 87-133 m.

Gankinskaya La formazione (K2mP1d) è costituita da argille grigie, grigio-verdastre che passano in marne con granuli di glauconite e noduli di siderite. Il suo spessore è di 55-82 m.

Sistema Paleogene (P2)

Il sistema Paleogene comprende rocce delle formazioni Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya e Turtasskaya. I primi tre sono rappresentati da sedimenti marini, gli altri sono continentali.

Talitskaya la formazione è composta da uno strato di argille grigio scuro, in zone limose. Sono presenti resti di piante peritizzate e squame di pesce. Lo spessore della suite è di 125-146 m.

Lyulinvorskaya la formazione è rappresentata da argille verde-giallastre, nella parte inferiore della sezione sono spesso opokoidi con intercalari di opoka. Lo spessore della suite è di 200-363 m.

Tavdinskaja la formazione che completa la sezione del Paleogene Marino è costituita da argille grigie, grigio-bluastre con intercalari di siltiti. Lo spessore della suite è di 160-180 m.

Atlymskaya La formazione è composta da sedimenti continentali alluvionali-marini, costituiti da sabbie da grigie a bianche, prevalentemente quarzi con intercalazioni di lignite, argille e siltiti. Lo spessore della suite è di 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formazione - rappresentata da sabbie intercalari irregolari, grigie, a grana fine, quarzo-feldspato con argille e siltiti grigie e grigio-brunastre con intercalari di sabbia e lignite. Lo spessore della suite non supera gli 80 m.

Turtasskaya La formazione è costituita da argille e siltiti grigio-verdastre, a letto sottile con intercalari di diatomee e sabbie quarzo-glauconite. Lo spessore della suite è di 40-70 m.

Sistema quaternario (Q)

È presente ovunque ed è rappresentato nella parte inferiore dall'alternanza di sabbie, argille, argille e argille sabbiose, nella parte superiore - da torbiere e facies lacustri - da limi, argille e argille sabbiose. Lo spessore totale è di 70-100 m.

1.3 Tettonicastruttura

La struttura Priobskaya si trova nella zona di giunzione della depressione Khanty-Mansiysk, il megafold Lyaminskiy, i gruppi di sollevamento Salym e West Lempinskaya. Le strutture del primo ordine sono complicate da rilievi a forma di rigonfiamento e cupola del secondo ordine e da strutture anticlinali locali separate, che sono oggetto di prospezione ed esplorazione di petrolio e gas.

Il piano strutturale moderno della fondazione pregiurassica è stato studiato lungo l'orizzonte riflessivo "A". Tutti gli elementi strutturali sono visualizzati sulla mappa strutturale lungo l'orizzonte riflettente "A". Nella parte sud-occidentale della regione - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye si eleva. Nella parte nord-occidentale - East-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, complicando il versante orientale della zona di sollevamento di West Lempinskoe. Nella parte centrale c'è il canale ovest di Sakhalin, a est dei suoi sollevamenti Gorshkovskoe e Sakhalin, che complicano rispettivamente l'onda di Sredne-Lyaminsky e l'arco strutturale di Sakhalin.

Il sollevamento a forma di cupola di Priobskoye, il sollevamento a bassa ampiezza di Priobskoye occidentale, le strutture di Sakhalin occidentale, Novoobskaya possono essere tracciate lungo l'orizzonte riflettente "DB", confinato alla sommità del membro Bystrinskaya. Il sollevamento di Khanty-Maniysk è delineato a ovest della piazza. A nord dell'ascensore di Priobskoe, spicca l'ascensore locale di Svetloye. Nella parte meridionale del campo nella zona del pozzo. 291, il sollevamento senza nome è distinto condizionatamente. La zona sollevata di East Seliyarovskaya nell'area di studio è delineata da un iso-gesso sismico aperto - 2280 m. Una struttura isometrica di bassa ampiezza può essere rintracciata vicino al pozzo 606. L'area di Seliyarovskaya è coperta da una rete sparsa di linee sismiche, sulla base della quale si può prevedere una struttura positiva. Il sollevamento di Seliyarovskoe è confermato dal piano strutturale per l'orizzonte riflettente "B". A causa della scarsa conoscenza della parte occidentale dell'area, l'esplorazione sismica, a nord della struttura Seliyarovskaya, si distingue condizionatamente un sollevamento senza nome a forma di cupola.

1.4 Contenuto di olio

Nel campo di Priobskoye, il pavimento oleoso copre depositi di copertura sedimentaria consistenti e spessi dal Giurassico medio all'età aptiana ed è lungo più di 2,5 km.

Afflussi di petrolio non commerciali e nuclei con segni di idrocarburi sono stati ottenuti dai depositi delle formazioni Tyumen (Yu 1 e Yu 2) e Bazhenov (Yu 0). A causa del numero limitato di materiali geologici e geofisici disponibili, la struttura dei depositi non è stata ad oggi sufficientemente documentata.

La capacità petrolifera commerciale è stabilita nelle formazioni neocomiane del gruppo AS, dove è concentrato il 90% delle riserve accertate. I principali strati produttivi sono racchiusi tra le unità di argilla Pimskaya e Bystrinskaya. I depositi sono confinati a corpi sabbiosi lenticolari formatisi nei depositi di piattaforma e clinoformi del Neocomiano, la cui produttività non è controllata dal moderno piano strutturale ed è determinata praticamente solo dalla presenza di invasi produttivi nella sezione. L'assenza di acqua di formazione durante numerose prove nella parte produttiva della sezione dimostra che i depositi oleosi associati agli strati di questi pacchi sono corpi lenticolari chiusi completamente riempiti d'olio, e i contorni dei depositi per ogni strato sabbioso sono determinati dalla confini della sua distribuzione. Un'eccezione è la formazione AC 7, dove gli afflussi di acqua di formazione sono stati ottenuti da lenti di sabbia riempite d'acqua.

Nell'ambito dei sedimenti produttivi neocomiani sono stati individuati 9 oggetti di calcolo: 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. I depositi delle formazioni АС 7, АС 9 non sono di interesse industriale.

Il profilo geologico è mostrato in Figura 1.1.

1.5 Funzionalitàproduttivostrati

Le principali riserve petrolifere del giacimento di Priobskoye sono concentrate in sedimenti di età neocomiana. Caratteristica della struttura geologica dei depositi associati alle rocce neocomiane è quella di avere una struttura megastratificata, dovuta alla loro formazione in condizioni di riempimento laterale di un bacino marino sufficientemente profondo (300-400 m) per asportazione di terrigeni clastici materiale proveniente da est e sud-est. La formazione del megacomplesso neocomiano di rocce sedimentarie è avvenuta in tutta una serie di condizioni paleogeografiche: sedimentazione continentale, costiera-marina, di piattaforma e molto lenta in mare aperto profondo.

Man mano che ci spostiamo da est a ovest, c'è un'inclinazione (rispetto alla Formazione Bazhenov, che è un punto di riferimento regionale) sia dei membri argillosi invecchiati (punto di riferimento zonale) che delle rocce sabbiose-siltose contenute tra loro.

Secondo le determinazioni fatte dagli specialisti di ZapSibNIGNI sulla fauna e il polline di spore campionati dalle argille nell'intervallo di occorrenza del membro Pimskaya, l'età di questi depositi è risultata Hauteriviana. Tutti i livelli che si trovano sopra il membro Pimskaya. Sono stati indicizzati come gruppo AS, quindi, nel campo di Priobskoye, i livelli BS 1-5 sono stati reindicizzati in AS 7-12.

Nel calcolo delle riserve, sono state identificate 11 formazioni produttive come parte del megacomplesso di depositi produttivi neocomiani: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10/1, AC10/0, AC9, AC7.

L'unità di invaso AS 12 si trova alla base del megacomplesso ed è la parte più profonda in termini di formazione. La composizione comprende tre strati AC 12/3, AC 12/1-2, AC 12/0, che sono separati da argille relativamente mature su gran parte dell'area, il cui spessore varia da 4 a 10 m.

I depositi dello strato AS 12/3 sono confinati all'elemento monoclinale (naso strutturale), all'interno del quale sono presenti sollevamenti e depressioni di bassa ampiezza con zone di transizione tra loro.

Il deposito principale AS12/3 è stato recuperato alla profondità di 2620-2755 m ed è litologicamente schermato da tutti i lati. In termini di superficie, occupa la parte centrale a terrazza più elevata del naso strutturale ed è orientata da sud-ovest a nord-est. Gli spessori saturi di olio variano da 12,8 m a 1,4 m. Le portate dell'olio vanno da 1,02 m 3 / giorno, Нд = 1239 m a 7,5 m 3 / giorno con Нд = 1327 m. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 25,5 km per 7,5 km e l'altezza è 126 m.

Il deposito AS 12/3 è stato aperto a una profondità di 2640-2707 m ed è limitato al sollevamento locale di Khanty-Mansiysk e alla zona del suo tuffo orientale. Il serbatoio è controllato da tutti i lati da zone di sostituzione del serbatoio. Le portate dell'olio sono piccole e ammontano a 0,4-8,5 m 3 / giorno a vari livelli dinamici. L'elevazione più alta nella parte voltata è fissata a -2640 m, e la più bassa a (-2716 m). Le dimensioni del deposito sono 18 per 8,5 km, l'altezza è 76 m. Il tipo è litologicamente schermato.

Il serbatoio principale AC12 / 1-2 è il più grande del campo. E' stato rinvenuto a una profondità di 2536-2728 m.E' confinato in un monoclinale complicato da rilievi locali di piccola ampiezza con zone di transizione tra di loro.Su tre lati la struttura è delimitata da schermi litologici, e solo a sud (verso il Vostochno-Frolovskaya) i bacini idrici tendono a svilupparsi. Gli spessori saturi di olio variano in un ampio intervallo da 0,8 a 40,6 m, mentre la zona degli spessori massimi (più di 12 m) copre la parte centrale del deposito, così come quella orientale. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 45 km per 25 km, l'altezza è di 176 m.

Nel giacimento AS 12 / 1-2 sono stati scoperti depositi di 7,5 x 7 km, altezza 7 me 11 x 4,5 km e altezza 9 m Entrambi i depositi sono di tipo litologicamente schermato.

L'invaso AS 12/0 ha una zona di sviluppo più piccola. Il deposito principale AC 12/0 è un corpo lenticolare orientato da sud-ovest a nord-est. Le sue dimensioni sono 41 per 14 km, l'altezza è di 187 m Le portate dell'olio variano dalle prime unità di m3/giorno a livelli dinamici fino a 48 m3/giorno.

La copertura dell'orizzonte AS 12 è formata da uno spesso strato (fino a 60 m) di rocce argillose.

Sopra la sezione, c'è uno strato retributivo AS 11, che include AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Gli ultimi tre sono collegati in un unico oggetto di conteggio, che ha una struttura molto complessa sia in sezione che in area. Nelle zone di sviluppo del giacimento, gravitanti sulle sezioni di vicino, si osserva lo spessore dell'orizzonte più significativo con tendenza ad aumentare verso nord-est (fino a 78,6 m). A sud-est, questo orizzonte è rappresentato solo dallo strato AS 11/2, nella parte centrale - dallo strato AS 11/3, a nord - dallo strato AS 11/2-4.

Il deposito principale AC11 / 1 è il secondo più grande all'interno del campo di Priobskoye. Lo strato АС11 / 1 è sviluppato nella parte principale del sollevamento simile a un rigonfiamento del colpo submeridionale, che complica il monoclino. Su tre lati, il deposito è limitato da zone argillose e, a sud, il confine è tracciato condizionalmente. La dimensione del serbatoio principale è di 48 per 15 km, l'altezza è di 112 m I tassi di produzione di petrolio variano da 2,46 m 3 / giorno a un livello dinamico di 1195 m a 11,8 m 3 / giorno.

Lo strato AC 11/0 è stato identificato come corpi lenticolari isolati a nord-est ea sud. Il suo spessore va da 8,6 m a 22,8 m Il primo deposito ha dimensioni di 10,8 per 5,5 km, il secondo 4,7 per 4,1 km. Entrambi i depositi sono di tipo litologicamente vagliato. Sono caratterizzati da afflussi di olio da 4 a 14 m3/giorno a livello dinamico. L'orizzonte AC 10 è attraversato da quasi tutti i pozzi ed è costituito da tre strati AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Il deposito principale AS 10 / 2-3 è stato aperto a una profondità di 2427-2721 m e si trova nella parte meridionale del campo. Il tipo di serbatoio è litologicamente schermato, dimensioni 31 per 11 km, altezza fino a 292 m, gli spessori saturi di olio variano da 15,6 m a 0,8 m.

Il deposito principale AC10 / 1 è stato recuperato a una profondità di 2374-2492 m La dimensione del deposito è 38 per 13 km, l'altezza è fino a 120 m Il confine meridionale è tracciato in modo condizionale. Gli spessori saturati di olio variano da 0,4 a 11,8 m.. Le portate di olio anidro variavano da 2,9 m 3 / giorno ad un livello dinamico di 1064 m a 6,4 m 3 / giorno.

La sezione dell'unità AS 10 è completata dallo strato produttivo AS 10/0, all'interno del quale sono stati individuati tre giacimenti, collocati sotto forma di catena di sciopero submeridionale.

Horizon AC 9 ha una distribuzione limitata e si presenta sotto forma di zone fasciali separate situate nelle parti nord-orientale e orientale della struttura, nonché nella regione del tuffo sud-occidentale.

I sedimenti produttivi neocomiani sono completati dallo strato AS 7, che presenta un motivo a mosaico in corrispondenza dei giacimenti acquiferi e acquiferi.

Il più grande deposito di Vostochnaya è stato aperto a una profondità di 2291-2382 m ed è orientato da sud-ovest a nord-est. Afflussi olio 4,9-6,7 m

All'interno del campo sono stati scoperti un totale di 42 giacimenti. L'area massima ha il serbatoio principale nel serbatoio AS 12 / 1-2 (1018 km 2), il minimo (10 km 2) - il serbatoio nel serbatoio AS 10/1.

Tabella riassuntiva dei parametri del giacimento all'interno dell'area di produzione

Tabella 1.1

giacimento di produzione geologica formazione petrolifera

1.6 Funzionalitàfalde acquiferecomplessi

Il campo di Priobskoye fa parte del sistema idrodinamico del bacino artesiano della Siberia occidentale. La sua caratteristica è la presenza di depositi argillosi resistenti all'acqua dell'Oligocene-Turoniano, il cui spessore raggiunge i 750 m, dividendo la sezione Meso-Cenozoica in livello idrogeologico superiore e inferiore.

Il piano superiore unisce sedimenti di età turoniano-quaternaria ed è caratterizzato da un libero ricambio d'acqua. In termini idrodinamici, il pavimento è una falda acquifera, le cui acque sotterranee e interstratali sono interconnesse.

Il livello idrogeologico superiore comprende tre falde acquifere:

1- acquifero di depositi quaternari;

2- acquifero dei nuovi giacimenti Mikhaylovsky;

3- acquifero dei giacimenti di Atlym.

Un'analisi comparativa delle falde acquifere ha mostrato che la falda acquifera di Atlym può essere considerata la principale fonte di una grande fornitura centralizzata di acqua potabile. Tuttavia, a causa di una significativa riduzione dei costi operativi, il nuovo orizzonte Mikhailovsky può essere raccomandato.

Il livello idrogeologico inferiore è rappresentato da sedimenti di età cenomaniano-giurassica e rocce irrigate della parte superiore del basamento pregiurassico. A grandi profondità, in un ambiente di difficile, e in alcuni punti quasi stagnante, si formano acque termali altamente mineralizzate, che presentano un'elevata saturazione di gas e una maggiore concentrazione di microelementi. Il piano inferiore si distingue per l'isolamento affidabile delle falde acquifere dai fattori naturali e climatici superficiali. Nella sua sezione si distinguono quattro acquiferi. Tutti i complessi e gli acquiclude possono essere rintracciati a una distanza considerevole, ma allo stesso tempo si osserva la formazione di argilla del secondo complesso nel campo di Priobskoye.

Per l'inondazione dei giacimenti petroliferi nella regione del Medio Ob, sono ampiamente utilizzate le acque sotterranee del complesso Aptiano-Cenomaniano, composto da uno strato di sabbie sciolte debolmente cementate, arenarie, siltiti e argille delle formazioni Uvatskaya, Khanty-Mansiysk e Vikulovskaya, ben sostenuta in area, piuttosto omogenea all'interno del sito. Le acque sono caratterizzate da una bassa corrosività dovuta all'assenza di idrogeno solforato e ossigeno in esse.

1.7 Fisico-chimicoproprietàserbatoiofluidi

Gli oli di riserva per le formazioni produttive AC10, AC11 e AC12 non hanno differenze significative nelle loro proprietà. La natura del cambiamento nelle proprietà fisiche degli oli è tipica dei depositi che non hanno uno sbocco in superficie e sono circondati da acqua di bordo. In condizioni di giacimento di olio di media saturazione di gas, la pressione di saturazione è 1,5-2 volte inferiore alla pressione di giacimento (alto grado di compressione).

I dati sperimentali sulla variabilità degli oli lungo la sezione degli impianti di produzione del giacimento indicano un'irrilevante eterogeneità dell'olio all'interno dei giacimenti.

Gli oli delle formazioni АС10, АС11 e АС12 sono vicini l'uno all'altro, l'olio più leggero nella formazione АС11, la frazione molare di metano in esso è del 24,56%, il contenuto totale di idrocarburi С2Н6-С5Н12 è del 19,85%. Per gli oli di tutti i giacimenti, è caratteristica la prevalenza di butano e pentano normali sugli isomeri.

La quantità di idrocarburi leggeri CH4 - C5H12 disciolti negli oli degasati è dell'8,2-9,2%.

Il gas di petrolio di separazione standard è ad alto contenuto di grassi (rapporto di grasso superiore a 50), la frazione molare del metano in esso contenuta è 56,19 (formazione AC10) - 64,29 (formazione AC12). La quantità di etano è molto inferiore a quella del propano, il rapporto C2H6 / C3H8 è 0,6, tipico per i gas dei giacimenti petroliferi. Il contenuto totale di butani 8,1-9,6%, pentani 2,7-3,2%, idrocarburi pesanti С6Н14 + superiore 0,95-1,28%. La quantità di anidride carbonica e azoto è piccola, circa l'1%.

Gli oli degassati di tutti gli strati sono sulfurei, paraffinici, leggermente resinosi, di media densità.

L'olio della formazione AS10 è di media viscosità, con contenuto di frazioni fino a 350_C superiore al 55%, gli oli delle formazioni AC11 e AC12 sono viscosi, con contenuto di frazioni fino a 350_C dal 45% al ​​54,9%.

Codice tecnologico degli oli del giacimento AS10-II T1P2, giacimenti AS11 e AS12-II T2P2.

La valutazione dei parametri dovuti alle caratteristiche individuali di oli e gas è stata effettuata secondo le condizioni più probabili per la raccolta, il trattamento e il trasporto dell'olio in campo.

Le condizioni di separazione sono le seguenti:

Stadio 1 - pressione 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Stadio 2 - pressione 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Stadio 3 - pressione 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Stadio 4 - pressione 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Confronto dei valori medi di porosità e permeabilità dei giacimentilayer АС10-АС12 per core e logging

Tabella 1.2

1.8 Stima delle riserve di petrolio

Le riserve petrolifere del giacimento di Priobskoye sono state stimate in generale per le formazioni senza differenziazione per depositi. A causa dell'assenza di acque di formazione nei depositi litologicamente limitati, le riserve sono state calcolate per le zone prettamente petrolifere.

Le riserve petrolifere di bilancio del giacimento di Priobskoye sono state stimate utilizzando il metodo volumetrico.

La base per il calcolo dei modelli di giacimento erano i risultati dell'interpretazione del logging. In questo caso, le seguenti stime dei parametri di giacimento sono state prese come valori limite del giacimento-non-serbatoio: K op 0,145, permeabilità 0,4 mD. Dai giacimenti e, di conseguenza, dal calcolo delle riserve, sono state escluse zone di strati in cui i valori di questi parametri erano inferiori a quelli standard.

Nel calcolo delle riserve, è stato utilizzato il metodo di moltiplicazione delle mappe di tre parametri di calcolo principali: spessore effettivo di saturazione di olio, porosità aperta e coefficienti di saturazione di olio. La remunerazione netta del petrolio è stata calcolata separatamente per categoria di riserve.

L'assegnazione delle categorie di riserve viene effettuata in conformità con la "Classificazione delle riserve dei depositi ..." (1983). A seconda del livello di esplorazione dei giacimenti del campo di Priobskoye, le riserve di petrolio e gas disciolto in essi sono calcolate nelle categorie B, C 1, C 2. Riserve di categoria B sono state individuate all'interno degli ultimi pozzi delle linee di produzione nell'area trivellata di sponda sinistra del giacimento. Le riserve di categoria C 1 sono state allocate in aree studiate da pozzi esplorativi, in cui sono stati ottenuti flussi commerciali di petrolio o vi sono state informazioni positive sul disboscamento dei pozzi. Le riserve in aree inesplorate dei depositi sono state classificate nella categoria C 2. Il confine tra le categorie C1 e C2 è stato tracciato a distanza di un doppio gradino della griglia operativa (500x500 m), come previsto dalla “Classificazione…”.

La valutazione delle riserve è stata completata moltiplicando i volumi ottenuti di giacimenti saturi di olio per ciascun giacimento e all'interno delle categorie individuate per la densità dell'olio degasato durante la separazione graduale e il fattore di conversione. Va notato che sono in qualche modo diversi da quelli adottati in precedenza. Ciò è dovuto, in primo luogo, all'esclusione dal computo dei pozzi ubicati ben oltre l'area di concessione, e, in secondo luogo, alle variazioni nell'indicizzazione degli strati nei singoli pozzi esplorativi a seguito di una nuova correlazione dei giacimenti produttivi.

Di seguito sono riportati i parametri di calcolo accettati e i risultati ottenuti dal calcolo delle riserve petrolifere.

1.8.1 Rimanenzeolio

A partire dal 01.01.98, nel bilancio delle riserve petrolifere VGF sono elencate l'importo di:

Recuperabili 613 380 mila tonnellate

Recuperabili 63.718 mila tonnellate

Recuperabili 677098 mila tonnellate

Riserve di petrolio per strato

Tabella 1.3

Sulla sezione perforata della parte della riva sinistra del campo di Priobskoye, è stata effettuata la stima delle riserve del Partito di Yuganskneftegaz.

La parte perforata contiene 109.438 mila tonnellate. bilancio e 31.131 mila tonnellate. riserve recuperabili di petrolio con fattore di recupero del petrolio 0,284.

Per la parte forata, le riserve sono distribuite nelle cuciture come segue:

Livello AC10 equilibrio 50%

Recuperabile 46%

Saldo giacimento AS11 15%

Recuperabile 21%

AS12 equilibrio serbatoio 35%

Recuperabile 33%

Nell'area in esame, il grosso delle riserve è concentrato nelle formazioni AC10 e AC12. Quest'area contiene il 5,5% delle riserve m/r. 19,5% delle riserve della formazione AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (riva sinistraparte)

AzioniolioSuzonasfruttamento

Tabella 1.4

*) Per la parte di territorio di categoria C1, da cui si effettua la produzione di olio

2 . Metodi di estrazione, attrezzature utilizzate

Lo sviluppo di ciascun impianto produttivo АС 10, АС 11, АС 12 è stato effettuato con il posizionamento di pozzi secondo uno schema triangolare lineare a tre file con una densità di griglia di 25 ettari / pozzo, con la perforazione di tutti i pozzi alla formazione 12.

Nel 2007, SibNIINP ha preparato un addendum allo schema di processo per lo sviluppo pilota della parte della sponda sinistra del campo di Priobskoye, inclusa l'area alluvionale N4, in cui sono stati apportati adeguamenti per lo sviluppo della parte della sponda sinistra del campo con il collegamento di nuove piazzole N140 e 141 nella parte alluvionale del campo ... In conformità con questo documento, si prevede di implementare un sistema a blocchi a tre file (densità di rete - 25 ettari / pozzo) con un'ulteriore transizione in una fase successiva di sviluppo a un sistema a blocchi chiusi.

La dinamica dei principali indicatori tecnici ed economici di sviluppo è presentata nella tabella 2.1

2. 1 DinamicamaggioreindicatorisviluppoPriobskyLuogo di nascita

tabella 2.1

2. 2 Analisimaggioretecnico ed economicoindicatorisviluppo

La dinamica degli indicatori di sviluppo basati sulla tabella 2.1 è mostrata in Fig. 2.1.

Il campo di Priobskoye è stato sviluppato dal 1988. Per 12 anni di sviluppo, come si può vedere dalla Tabella 3., la produzione di petrolio è in costante crescita.

Se nel 1988 era di 2300 tonnellate di petrolio, nel 2010 ha raggiunto le 1485000 tonnellate, la produzione di liquido è aumentata da 2300 a 1608000 tonnellate.

Pertanto, entro il 2010, la produzione cumulativa di petrolio ammontava a 8583,3 mila tonnellate. (tabella 3.1).

Dal 1991, al fine di mantenere la pressione del giacimento, sono stati messi in servizio pozzi di iniezione e inizia l'iniezione di acqua. Alla fine del 2010 c'erano 132 pozzi di iniezione e l'iniezione di acqua è aumentata da 100 a 2362 mila tonnellate. entro il 2010. Con un aumento dell'iniezione, aumenta il tasso medio di produzione di petrolio dei pozzi operativi. Entro il 2010, la portata aumenta, il che si spiega con la scelta corretta della quantità di acqua iniettata.

Inoltre, dall'entrata in funzione del fondo iniezione, il taglio dell'acqua della produzione inizia a crescere e nel 2010 raggiunge il livello del 9,8%, i primi 5 anni il taglio dell'acqua è dello 0%.

Lo stock di pozzi produttori nel 2010 ammontava a 414 pozzi, di cui 373 pozzi che producevano prodotti con il metodo meccanizzato.Nel 2010 la produzione cumulata di petrolio ammontava a 8583,3 mila tonnellate. (tabella 2.1).

Il campo di Priobskoye è uno dei più giovani e promettenti della Siberia occidentale.

2.3 Peculiaritàsviluppo,influenzareSusfruttamentopozzi

Il campo è caratterizzato da bassi tassi di produzione di pozzi. I principali problemi dello sviluppo del giacimento sono stati la bassa produttività dei pozzi di produzione, la bassa iniettività naturale (senza fratturazione degli strati da parte dell'acqua iniettata) dei pozzi di iniezione, nonché la scarsa ridistribuzione della pressione tra i giacimenti durante il mantenimento della pressione del giacimento (a causa della debole connessione idrodinamica di singole sezioni dei serbatoi). Il funzionamento della formazione AS 12 dovrebbe essere individuato come un problema di sviluppo del campo separato. A causa dei bassi tassi di produzione, molti pozzi in questa formazione devono essere chiusi, il che può portare alla sospensione di importanti riserve di petrolio per un periodo indefinito. Uno dei modi per risolvere questo problema per il giacimento AS 12 è l'attuazione di misure per stimolare la produzione di petrolio.

Il giacimento di Priobskoye è caratterizzato da una complessa struttura di orizzonti produttivi sia in area che in sezione. I collettori degli orizzonti AS 10 e AS 11 sono classificati come medi e a bassa produttività e AS 12 sono anormalmente poco produttivi.

Le caratteristiche geologiche e fisiche delle formazioni produttive del campo indicano l'impossibilità di sviluppare il campo senza influenzare attivamente le sue formazioni produttive e senza utilizzare metodi di intensificazione della produzione.

Ciò è confermato dall'esperienza di sviluppo della sezione operativa della parte di sponda sinistra.

3 . Metodi di recupero dell'olio migliorati applicati

3.1 SceltametodoimpattoSuoliodepositare

La scelta di un metodo per influenzare i giacimenti petroliferi è determinata da una serie di fattori, i più significativi dei quali sono le caratteristiche geologiche e fisiche dei giacimenti, le possibilità tecnologiche di attuazione del metodo in un dato campo e criteri economici. I metodi di stimolazione del serbatoio sopra elencati hanno numerose modifiche e, al loro interno, si basano su un enorme insieme di composizioni di agenti di lavoro utilizzati. Pertanto, quando si analizzano i metodi di stimolazione esistenti, ha senso, prima di tutto, utilizzare l'esperienza nello sviluppo di campi nella Siberia occidentale, nonché campi in altre regioni con proprietà del serbatoio simili al campo di Priobskoye (principalmente bassa permeabilità del serbatoio) e serbatoio fluidi.

Dei metodi per stimolare la produzione di petrolio influenzando la zona di fondo del pozzo, i più diffusi sono:

frattura idraulica;

trattamenti acidi;

trattamenti fisici e chimici con vari reagenti;

trattamenti termofisici e termochimici;

effetti shock-impulsivi, vibroacustici e acustici.

3.2 Criteri geologici e fisici per l'applicabilità di vari metodi di stimolazione nel campo di Priobskoye

Le principali caratteristiche geologiche e fisiche del campo di Priobskoye per valutare l'applicabilità dei vari metodi di stimolazione sono:

profondità degli strati produttivi - 2400-2600 m,

i depositi sono litologicamente schermati, regime naturale - elastico chiuso,

lo spessore delle cuciture AC 10, AC 11 e AC 12, rispettivamente, fino a 20,6, 42,6 e 40,6 m.

pressione iniziale del serbatoio - 23,5-25 MPa,

temperatura del serbatoio - 88-90 0 С,

bassa permeabilità dei serbatoi, valori medi secondo i risultati degli studi di base - per le formazioni АС 10, АС 11 e АС 12, rispettivamente 15,4, 25,8, 2,4 mD,

elevata eterogeneità laterale e verticale degli strati,

densità dell'olio di formazione - 780-800 kg / m 3,

viscosità dell'olio di formazione - 1,4-1,6 mPa * s,

pressione di saturazione dell'olio 9-11 MPa,

olio naftenico, paraffinico e leggermente resinoso.

Confrontando i dati presentati con i criteri noti per l'efficace applicazione dei metodi di stimolazione del giacimento, si può notare che, anche senza un'analisi dettagliata, i seguenti metodi per il campo di Priobskoye possono essere esclusi dai metodi di cui sopra: metodi termici e allagamento polimerico ( come metodo per rimuovere l'olio dalle formazioni). I metodi termici sono utilizzati per serbatoi con oli ad alta viscosità e a profondità fino a 1500-1700 m. L'inondazione di polimeri è preferibilmente utilizzata in serbatoi con una permeabilità superiore a 0,1 μm 2 per spostare l'olio con una viscosità da 10 a 100 mPa * se a temperature fino a 90 0 С (per temperature più elevate vengono utilizzati polimeri speciali e costosi).

3.2.1 Allagamento

L'esperienza dello sviluppo di giacimenti nazionali ed esteri mostra che l'inondazione risulta essere un metodo piuttosto efficace per influenzare i serbatoi a bassa permeabilità con la stretta osservanza dei requisiti necessari per la tecnologia della sua attuazione.

Tra i principali motivi che causano una diminuzione dell'efficienza dell'allagamento delle formazioni a bassa permeabilità ci sono:

deterioramento delle proprietà di filtrazione della roccia dovuto a:

rigonfiamento delle componenti argillose della roccia a contatto con l'acqua iniettata,

intasamento del serbatoio con impurità meccaniche fini nell'acqua iniettata,

precipitazione di sedimenti salini nel mezzo poroso del serbatoio durante l'interazione chimica dell'acqua iniettata e prodotta,

una diminuzione dello sweep del giacimento per allagamento dovuto alla formazione di fratture-fratture attorno ai pozzi di iniezione e loro propagazione nella profondità del giacimento (per i giacimenti discontinui è possibile anche un certo aumento dello sweep del giacimento lungo la sezione) ,

significativa sensibilità al carattere di bagnabilità della roccia da parte dell'agente iniettato; significativa diminuzione della permeabilità del giacimento a causa della deposizione di paraffina.

La manifestazione di tutti questi fenomeni in giacimenti a bassa permeabilità provoca conseguenze più significative che in rocce ad alta permeabilità.

Per eliminare l'influenza di questi fattori sul processo di allagamento, vengono utilizzate soluzioni tecnologiche appropriate: reti di pozzi ottimali e modalità tecnologiche di funzionamento dei pozzi, iniezione di acqua del tipo e della composizione richiesti nei serbatoi, il relativo trattamento meccanico, chimico e biologico, così come l'aggiunta di componenti speciali all'acqua.

Per il campo di Priobskoye, l'allagamento dovrebbe essere considerato il principale metodo di stimolazione.

Applicazione di soluzioni tensioattive in campo è stata respinta, principalmente a causa della bassa efficienza di questi reagenti in giacimenti a bassa permeabilità.

Per il campo Priobskoye e inondazioni alcaline non può essere raccomandato per i seguenti motivi:

Il principale è il contenuto di argilla strutturale e stratificata predominante dei serbatoi. Gli aggregati argillosi sono rappresentati da caolinite, clorite e idromica. L'interazione degli alcali con il materiale argilloso può portare non solo al rigonfiamento delle argille, ma anche alla distruzione delle rocce. Una soluzione alcalina a bassa concentrazione aumenta il coefficiente di rigonfiamento delle argille di 1,1-1,3 volte e riduce la permeabilità della roccia di 1,5-2 volte rispetto all'acqua dolce, che è fondamentale per i serbatoi a bassa permeabilità del campo di Priobskoye. L'utilizzo di soluzioni ad alta concentrazione (riducendo il rigonfiamento delle argille) attiva il processo di distruzione delle rocce. Inoltre, le argille altamente scambiabili agli ioni possono influenzare negativamente il bordo della soluzione alcalina sostituendo il sodio con l'idrogeno.

Eterogeneità altamente sviluppata della formazione e un gran numero di intercalari, che porta a una bassa copertura della formazione con una soluzione alcalina.

Il principale ostacolo all'applicazione sistemi di emulsione per influenzare i depositi del campo di Priobskoye, ci sono caratteristiche di bassa filtrazione dei serbatoi del campo. La resistenza alla filtrazione creata dalle emulsioni nei giacimenti a bassa permeabilità porterà a una forte diminuzione dell'iniettività dei pozzi di iniezione e a una diminuzione del tasso di produzione di petrolio.

3.3 Metodi di impatto sulla zona di formazione del pozzo di fondo per la stimolazione della produzione

3.3.1 Trattamenti acidi

Il trattamento acido dei giacimenti viene effettuato sia per aumentare che per ripristinare la permeabilità del giacimento della zona di fondo pozzo del pozzo. La maggior parte di questi lavori sono stati eseguiti durante il trasferimento dei pozzi in iniezione e il successivo aumento della loro iniettività.

L'acidificazione standard al campo di Priobskoye consiste nel preparare una soluzione contenente il 14% di HCl e il 5% di HF, con un volume di 1,2-1,7 m 3 per 1 metro di spessore della formazione perforata e pomparla nell'intervallo perforato. Il tempo di risposta è di circa 8 ore.

Quando si considera l'efficacia dell'azione degli acidi inorganici, sono stati presi in considerazione i pozzi di iniezione con iniezione di acqua prolungata (più di un anno) prima del trattamento.Il trattamento acido delle strutture vicino al pozzo nei pozzi di iniezione risulta essere un metodo piuttosto efficace di ripristino loro iniettività. A titolo di esempio, la Tabella 3.1 mostra i risultati dei trattamenti per un certo numero di pozzi di iniezione.

Risultati dei trattamenti nei pozzi di iniezione

Tabella 3.1

L'analisi dei trattamenti eseguiti mostra che la composizione di acido cloridrico e acido fluoridrico migliora la permeabilità della zona prossima al pozzo.L'iniettività dei pozzi è aumentata da 1,5 a 10 volte, l'effetto è rintracciabile da 3 mesi a 1 anno.

Pertanto, sulla base dell'analisi dei trattamenti acidi effettuati in campo, si può concludere che è consigliabile eseguire trattamenti acidi delle zone di fondo pozzo dei pozzi di iniezione al fine di ripristinarne l'iniettività.

3.3.2 Frattura idraulica

La fratturazione idraulica (fratturazione idraulica) è uno dei metodi più efficaci per stimolare la produzione di petrolio da giacimenti a bassa permeabilità e aumentare la produzione di riserve di petrolio. La fratturazione idraulica è ampiamente utilizzata nella pratica della produzione petrolifera nazionale ed estera.

Una significativa esperienza di fratturazione idraulica è già stata accumulata nel campo di Priobskoye. L'analisi effettuata presso il campo di fratturazione idraulica indica l'elevata efficienza di questo tipo di stimolazione della produzione per il campo, nonostante il significativo tasso di declino della velocità di produzione dopo la fratturazione idraulica. La fratturazione idraulica nel caso del campo di Priobskoye non è solo un metodo per stimolare la produzione, ma anche per aumentare il recupero del petrolio. In primo luogo, la fratturazione idraulica consente di collegare le riserve di petrolio non drenate in giacimenti discontinui del giacimento. In secondo luogo, questo tipo di impatto consente di prelevare un volume aggiuntivo di olio dalla formazione a bassa permeabilità AS 12 entro un tempo accettabile di funzionamento sul campo.

Gradoaggiuntivoestrazionea partire dalpresaFrattura idraulicaSuPriobskomcampo.

L'introduzione del metodo di fratturazione idraulica nel campo di Priobskoye è iniziata nel 2006 come uno dei metodi di stimolazione più raccomandati nelle date condizioni di sviluppo.

Nel periodo 2006-gennaio 2011, nel campo sono state eseguite 263 operazioni di fratturazione idraulica (61% del fondo). Il numero principale di lavori di fratturazione idraulica è stato eseguito nel 2008 - 126.

A fine 2008 la produzione aggiuntiva di petrolio dovuta alla fratturazione idraulica era già pari a circa il 48% del totale di petrolio prodotto nell'anno. Inoltre, la maggior parte della produzione aggiuntiva era olio dal giacimento AS-12 - 78,8% della produzione totale nel giacimento e 32,4% della produzione totale. Per il giacimento AS11 - 30,8% della produzione totale per il giacimento e 4,6% della produzione in generale. Per il giacimento AS10 - 40,5% della produzione totale per il giacimento e 11,3% della produzione in generale.

Come puoi vedere, l'obiettivo principale per la fratturazione idraulica era la formazione AS-12 come la meno produttiva e contenente la maggior parte delle riserve di petrolio nella zona della riva sinistra del giacimento.

Alla fine del 2010 la produzione aggiuntiva di petrolio dovuta alla fratturazione idraulica ammontava a oltre il 44% della produzione di petrolio di tutto l'olio prodotto durante l'anno.

La dinamica della produzione petrolifera del giacimento nel suo insieme, nonché la produzione aggiuntiva di petrolio dovuta alla fratturazione idraulica, è presentata nella Tabella 3.2.

Tabella 3.2

È evidente un aumento significativo della produzione di petrolio dovuto alla fratturazione idraulica. A partire dal 2006, la produzione aggiuntiva da fratturazione idraulica è stata di 4.900 tonnellate Ogni anno l'aumento della produzione da fratturazione idraulica è in crescita. Il valore massimo dell'aumento è il 2009 (701.000 tonnellate), entro il 2010 il valore della produzione aggiuntiva scende a 606.000 tonnellate, ovvero 5.000 tonnellate in meno rispetto al 2008.

Pertanto, la fratturazione idraulica dovrebbe essere considerata il metodo principale per aumentare il recupero di petrolio nel campo di Priobskoye.

3.3.3 Migliorare l'efficienza della perforazione

Un ulteriore mezzo per aumentare la produttività dei pozzi è il miglioramento delle operazioni di perforazione, nonché la formazione di ulteriori canali di filtrazione durante la perforazione.

Il miglioramento della perforazione CCD può essere ottenuto attraverso l'uso di cariche perforanti più potenti per aumentare la profondità dei canali di perforazione, aumentare la densità di perforazione e utilizzare la fasatura.

I metodi per creare canali di filtrazione aggiuntivi possono includere, ad esempio, la tecnologia per creare un sistema di fratture durante l'apertura secondaria della formazione con perforatori su tubi - un sistema di perforazione fratturata della formazione (FFC).

Questa tecnologia è stata applicata per la prima volta da Marathon (Texas, USA) nel 2006. La sua essenza risiede nella perforazione della formazione produttiva con potenti perforatori da 85,7 mm con una densità di circa 20 fori per metro durante la repressione sulla formazione, seguita dalla fissazione di perforazioni e crepe con un agente di sostegno - bauxite di frazione da 0,42 a 1,19 mm.

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Si trovano in Arabia Saudita, lo sa anche uno studente delle superiori. Oltre al fatto che la Russia è proprio dietro di essa nell'elenco dei paesi con significative riserve di petrolio. Tuttavia, in termini di produzione, siamo inferiori a diversi paesi contemporaneamente.

I più grandi in Russia si trovano in quasi tutte le regioni: nel Caucaso, nei distretti degli Urali e della Siberia occidentale, nel nord, nel Tatarstan. Tuttavia, non tutti sono stati sviluppati e alcuni, come Tekhneftinvest, i cui siti si trovano nello Yamalo-Nenets e nel vicino Khanty-Mansiysk okrug, non sono redditizi.

Ecco perché il 4 aprile 2013 è stato aperto un accordo con la Rockefeller Oil Company, già avviata nell'area.

Tuttavia, non tutti i giacimenti di petrolio e gas in Russia non sono redditizi. Ne è prova la produzione di successo che diverse aziende stanno portando avanti contemporaneamente nello Yamalo-Nenets Okrug, su entrambe le rive dell'Ob.

Il campo di Priobskoye è considerato uno dei più grandi non solo in Russia, ma in tutto il mondo. È stato aperto nel 1982. Si è scoperto che le riserve di petrolio della Siberia occidentale si trovano sia sulla riva sinistra che su quella destra.Lo sviluppo sulla riva sinistra è iniziato sei anni dopo, nel 1988, e sulla riva destra - undici anni dopo.

Oggi è noto che il giacimento di Priobskoye contiene oltre 5 miliardi di tonnellate di petrolio di alta qualità, che si trova a una profondità non superiore a 2,5 chilometri.

Enormi riserve di petrolio hanno permesso di costruire la centrale elettrica a turbina a gas di Priobskaya vicino al campo, operando esclusivamente con il combustibile associato. Questa stazione non solo soddisfa pienamente le esigenze del settore. È in grado di fornire elettricità prodotta al distretto di Khanty-Mansiysk per le esigenze dei residenti.

Diverse aziende stanno attualmente sviluppando il campo di Priobskoye.

Alcuni sono convinti che durante l'estrazione dal terreno arrivi l'olio finito e raffinato. Questo è un malinteso profondo. Liquido del serbatoio che esce su

la superficie (greggio) entra nelle officine, dove viene ripulita da impurità e acqua, viene normalizzata la quantità di ioni magnesio e separato il gas associato. Questo è un lavoro grande e molto preciso. Per la sua implementazione, il campo di Priobskoye è stato dotato di un intero complesso di laboratori, officine e reti di trasporto.

I prodotti finiti (petrolio e gas) vengono trasportati e utilizzati per lo scopo previsto, rimangono solo rifiuti. Sono loro che oggi creano il problema più grande per il campo: sono talmente tanti che non è ancora possibile liquidarli.

L'azienda, creata appositamente per il riciclaggio, oggi ricicla solo i rifiuti più freschi. Dai fanghi (così l'impresa viene chiamata argilla espansa, che è molto richiesta nelle costruzioni. Tuttavia, finora solo le strade di accesso per il deposito sono state costruite dall'argilla espansa ottenuta.

Il campo ha un altro significato: fornisce posti di lavoro stabili e ben pagati a diverse migliaia di lavoratori, tra i quali vi sono specialisti altamente qualificati e lavoratori senza qualifiche.

MODELLO STORICO E GENETICO DI FORMAZIONE DEI DEPOSITI OLIO DEL CAMPO DI PRIOBSKY DELLA SIBERIA OCCIDENTALE

T.N. Nemchenko (NK "YUKOS")

Il giacimento petrolifero di Priobskoye è unico in termini di riserve ed è stato sviluppato nel 1989. Il giacimento si trova nell'Okrug autonomo di Khanty-Mansiysk della regione di Tyumen, 65 km a est di Khanty-Mansiysk e 100 km a ovest di Nefteyugansk. Fa parte della regione petrolifera e del gas di Frolovskaya, la parte occidentale della provincia petrolifera e del gas della Siberia occidentale.

Il giacimento petrolifero di Priobskoye occupa un posto speciale nel sistema dei complessi petroliferi e del gas nella Siberia occidentale. La scoperta del campo di Priobskoye è un evento significativo degli ultimi anni. La capacità petrolifera commerciale è stabilita nella parte superiore delle formazioni Tyumen e Bazhenov e nei sedimenti neocomiani. Le principali riserve sono le formazioni neocomiane AS 10-12. Più di 20 depositi sono confinati agli strati Hauteriviani, situati a una profondità di 2300-2700 m, la maggior parte dei quali sono classificati come grandi. Secondo l'analisi sismostratigrafica, è stata stabilita la struttura clinoforme degli strati produttivi neocomiani. Il campo di Priobskoye è l'unico in quest'area in cui la struttura clinoforme delle formazioni neocomiane è confermata da perforazioni profonde ().

La produttività dei depositi neocomiani del campo di Priobskoye è controllata praticamente da un solo fattore: la presenza di serbatoi permeabili nella sezione. L'assenza di acqua di formazione durante numerose prove (formazioni AS 10-12) suggerisce che i depositi di olio associati a queste unità siano corpi lenticolari chiusi completamente riempiti di olio (non ci sono contatti olio-acqua), e i contorni dei depositi per ogni strato sabbioso sono determinati dai suoi confini diffusione ().

Un'analisi completa delle condizioni paleogeografiche di sedimentazione e dei dati sismici ha permesso di delineare un'ampia zona di sviluppo dei clinoformi neocomiani a sud ea nord del campo di Priobskoye. Ad essa è associata una zona indipendente di accumulo di petrolio e gas, il cui contenuto di petrolio e gas non è determinato dal contesto strutturale regionale, ma è controllato dall'area di sviluppo dei clinoformi neocomiani (Karogodin Yu.N., 1998 ).

Una serie di importanti questioni relative alle condizioni per la formazione dei giacimenti petroliferi rimangono poco comprese. A questo proposito, riveste particolare importanza la creazione di un modello storico e genetico fondamentale della formazione dei giacimenti petroliferi nei complessi giacimenti del giacimento di Priobskoye.

Il giacimento è incluso in un'ampia zona di sciopero meridionale, confinata a un complesso gruppo di sollevamenti locali del monoclinale nella zona di giunzione della depressione di Khanty-Mansiysk e dell'arco di Salym.

Il sollevamento a forma di cupola di Priobskoe è direttamente adiacente alle terre di Bolshoy Salym, dove la Formazione Bazhenov funge da orizzonte di base. Lungo questo orizzonte si distingue un gruppo di giacimenti petroliferi: Salym, North e West Salym, Verkhne e Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye, ecc.

Durante la storia del Cretaceo della Siberia occidentale, la depressione di Khanty-Mansiysk è rimasta la parte più sommersa del bacino di sedimentazione, motivo per cui la sezione qui è più argillosa rispetto ai territori circostanti. Al tempo del Volga, l'area del campo di Priobskoye si trovava in una zona assiale del paleobacino profondamente sommersa (fino a 500 m) con le caratteristiche di un bacino sottocompensato. Ciò ha portato all'accumulo di intervallo di fango ricco di OM della Formazione Bazhenov. Nell'area del campo di Priobskoye dal primo Berriasiano, sullo sfondo di una grande regressione generale, c'è un'alternanza di trasgressioni e regressioni regionali e zonali. Clinoformi e pacchetti stratigrafici, allungati lungo il paleoasse del bacino, iniziarono a formarsi da est-sudest e gradualmente riempirono l'intero bacino. Nelle fasi trasgressive si sono accumulati principalmente strati argillosi, come Pimskaya, Bystrinskaya, e nelle fasi regressive - sabbioso-litosi (AS 7 -AS 12) (Karogodin Yu.N., 1998).

La Formazione Bazhenov ha un alto contenuto di materia organica totale e potenziale di generazione. Si ritiene che questo orizzonte sia lo strato sorgente della maggior parte dei giacimenti petroliferi identificati nel Cretaceo inferiore nel bacino della Siberia occidentale. Tuttavia, alla luce della tranquilla storia tettonica del campo di Priobskoye, l'ipotesi della formazione di depositi nei giacimenti neocomiani a seguito della migrazione verticale su larga scala di idrocarburi sembra essere molto problematica.

Per creare un modello storico-genetico della formazione dei giacimenti petroliferi dei depositi neocomiani del giacimento di Priobskoye è stato utilizzato il pacchetto software Basin Modeling. Il complesso consente di creare rapidamente e con un set minimo di dati geologici un modello per la valutazione del potenziale idrocarburico. Frammenti del database del programma contenente informazioni sul pozzo. 151 e 254 del campo di Priobskoye sono dati rispettivamente. Per visualizzare i dati del modello, è stata utilizzata un'immagine delle curve storiche della subsidenza dei sedimenti insieme ad altri dati: stadi di maturità, isoterme, ecc. ().

Come si può vedere da, i giacimenti petroliferi delle formazioni neocomiane appartengono alla fase principale della capacità petrolifera, più precisamente, alla sua parte superiore - la zona della prima fase di generazione. In contrasto con gli oli neocomiani, gli oli della formazione Bazhenov appartengono alla zona della fase avanzata della generazione (). Questa conclusione è in pieno accordo con la zonazione genetica di fase verticale dei sistemi HC stabiliti nel bacino della Siberia occidentale. Nella sezione dei depositi mesozoici si distinguono cinque zone, ognuna delle quali è caratterizzata dal proprio stato di fase degli idrocarburi, composizione, grado di maturità OM, condizioni di temperatura e pressione, ecc. Gli orizzonti neocomiani (Valanginian-Hauterivian della regione Middle Ob) fanno parte della terza, principalmente petrolifera, zona - la principale zona di formazione e accumulo di petrolio nella sezione mesozoica del bacino siberiano occidentale (temperatura del serbatoio 80-100 ° C ), depositi identificati nei depositi del Giurassico superiore e medio , - alla quarta zona di condensa di petrolio e gas, dove si notano accumuli di olio leggero (regioni di Salym, Krasnoleninsky, temperatura del serbatoio 100-120 ° C).

L'analisi dei parametri geochimici, compresi quelli genetici (gruppo, composizione isotopica del carbonio, ecc.) degli oli dei depositi neocomiani del campo di Priobskoye e della formazione di Bazhenov del campo di Salym ha mostrato che questi oli sono diversi e appartengono a diverse zone genetiche () .

In termini di indicatori geochimici e termobarici, il campo di Priobskoye si distingue per:

· significativa sottosaturazione degli oli nei giacimenti del Cretaceo inferiore con gas idrocarburici (bassi valori di P sat/P pl e fattore di gas);

· un salto nella crescita di Ppl durante la transizione dai depositi cretaceo a quelli giurassici (presenza di pressione di formazione anormale nel complesso giurassico). Esistono due livelli di saturazione del petrolio praticamente isolati: il Cretaceo inferiore e il Giurassico. La formazione dei giacimenti petroliferi delle formazioni neocomiane del campo di Priobskoye è avvenuta indipendentemente e non è stata associata alla migrazione verticale dalla formazione di Bazhenov.

Il modello storico e genetico fondamentale della formazione dei giacimenti petroliferi nei complessi giacimenti neocomiani del giacimento di Priobskoye è presentato come segue. Il meccanismo che molto probabilmente ha portato alla formazione dei depositi neocomiani è la migrazione laterale (ascendente) dell'olio dai sedimenti argillosi di pari età alle parti più sabbiose dei clinoformi. Petrolio e gas migrarono lungo la rivolta, riempiendo siltiti sabbiosi permeabili e lenti. Questa idea del meccanismo di migrazione del petrolio è supportata da: il tipo litologico dominante dei depositi; assenza di acqua di formazione negli orizzonti del gruppo AS; la differenza tra gli oli Bazhenov e Neocomian.

È interessante notare che il riempimento delle trappole con olio, apparentemente, è avvenuto secondo il principio dell'intrappolamento differenziale, quando le trappole più sommerse sono riempite con olio relativamente leggero (formazione AC 12, densità 0,86-0,87 g / cm 3), mentre la parte superiore - relativamente pesante (strato AC 10, densità 0,88-0,89 g / cm 3), e le trappole più alte - acqua (strato AC 6).

Di fondamentale importanza è la creazione di un modello storico e genetico della formazione dei giacimenti petroliferi nel giacimento di Priobskoye. I corpi sabbiosi di questo tipo si trovano nelle immediate vicinanze del campo di Priobskoye all'interno di Khanty-Mansiysk, Frolovskaya e altre aree. Molto probabilmente, giacimenti di petrolio di una genesi simile si troveranno in altre regioni della Siberia occidentale all'interno dei depositi neocomiani.

Un'analisi completa delle condizioni paleogeografiche di sedimentazione e dei dati sismici ha permesso di delineare un'ampia zona di sviluppo dei clinoformi neocomiani a sud e a nord del campo di Priobskoye, che si estende in una fascia larga 25-50 km dallo Shapshinskoye e dall'Erginskoye giacimenti a sud fino a Tumannoye e Studennoye a nord e ai quali è associata una zona indipendente di accumuli di petrolio e gas, dove le principali rocce petrolifere saranno spessi strati argillosi della stessa età dei clinoformi neocomiani.

Letteratura

1) Geologia e sviluppo dei più grandi e unici giacimenti di petrolio, petrolio e gas in Russia. // Provincia petrolifera e del gas della Siberia occidentale / Ed. V.E. Gavura. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Geologia del petrolio e del gas nella Siberia occidentale / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov e altri - Mosca: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Schemi di localizzazione e condizioni per la formazione di giacimenti di petrolio e gas nei sedimenti paleozoici. - M.: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryaeva V.V. Zonazione verticale nella distribuzione di idrocarburi liquidi e gassosi nel Mesozoico della Siberia occidentale / Tr. ZapSibVNIGNI. - Problema. 147. -Tjumen, 1979.

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

Il giacimento di petrolio di Priob nel sistema dei complessi di petrolio e gas della Siberia occidentale occupa un posto particolare. I letti neocomiani AC10-12 a struttura clinoformica sono considerati i principali dalle riserve petrolifere. Complesse analisi delle condizioni di sedimentazione paleogeografiche e dati di prospezione sismica hanno permesso di riconoscere un'ampia zona di clinoforme neocomiane sviluppate a sud ea nord del campo di Priob. A questa zona è associata una zona di accumulo di petrolio e gas indipendente il cui potenziale di petrolio e gas non è governato da una struttura regionale ma controllato da una zona di sviluppo clinoforme neocomiano.

Allo scopo di creare un modello storico-genetico della formazione dei pozzi petroliferi dei depositi neocomiani nel campo di Priob è stato utilizzato un complesso programma Basin Modeling.

Riso. 1. FRAMMENTO DI UNA SEZIONE GEOLOGICA LUNGO LA PROVA LATERALE (da F.Z. Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

Depositi: 1 - sabbioso, 2 - argilloso; 3 - argille bituminose; 4 - crosta da agenti atmosferici; 5 - giacimenti di petrolio; 6 - pozzi

Riso. 2. SEZIONE GEOLOGICA (campo di Priobskoye)

1 - depositi argillosi-sabbiosi; 2 - intervallo di prova. Altro conv. vedi notazione in fig. 1

Riso. 3. ESEMPI DI VISUALIZZAZIONE DEI DATI INIZIALI E RISULTATI DEL LORO TRATTAMENTO DA PARTE DI SCR. 151 (A) e 245 (B)

Fasi di maturità (R 0,%): 1 - precoce (0,5-0,7), 2 - media (0,7-1,0), 3 - tardiva (1,0-1,3); 4 - la fase principale della generazione (1.3-2.6); righe: I - storia dell'immersione, temperatura iniziale (II) e approssimata (III)

Riso. 4. MODELLAZIONE DELLA STORIA DELLE IMMERSIONI DEL DEPOSITO PRIOBSKY

Fasi di maturità (R 0,%): 1 - precoce (10-25), 2 - media (25-65), 3 - tardiva (65-90)

Il campo di Priobskoye si trova nella parte centrale della pianura siberiana occidentale. Amministrativamente, si trova nella regione di Khanty-Mansiysk, 65 km a est della città di Khanty-Mansiysk e 100 km a ovest della città di Khanty-Mansiysk. Nefteyugansk.

Nel periodo 1978-1979. Come risultato di un'indagine sismica dettagliata del CDP MOU, è stato identificato il sollevamento di Priobskoe. Da questo momento inizia uno studio approfondito della struttura geologica del territorio: lo sviluppo diffuso dell'esplorazione sismica in combinazione con le profonde perforazione.

Il campo di Priobskoye è stato scoperto nel 1982 a seguito di perforazione e collaudo del pozzo 151, quando si ottenne il flusso commerciale olio portata di 14,2 m 3 / giorno con strozzatura da 4 mm dagli intervalli 2885-2977 m (suite Tyumenskaya YUS 2) e 2463-2467 m (formazione AS 11 1) - 5,9 m 3 / giorno a un livello dinamico di 1023 m.

Struttura Priobskaya, secondo la mappa tettonica della copertura della piattaforma meso-cenozoica.

Geosineclisi della Siberia occidentale, situata nella zona di giunzione della depressione di Khanty-Mansi, il megafold di Lyaminsky, i gruppi di elevazioni di Salym e West Lyaminsky.

Le strutture del primo ordine sono complicate da rilievi a forma di rigonfiamento e cupola del secondo ordine e da strutture anticlinali locali separate, che sono oggetto di lavoro di prospezione ed esplorazione su olio e gas.

Le formazioni produttive nel campo di Priobskoye sono formazioni del gruppo "AC": AC 7, AC 9, AC 10, AC 11, AC 12. Stratigraficamente, questi strati appartengono ai depositi cretacei della suite Vartovskaya superiore. Litologicamente, la Formazione Superiore Vartovskaya è composta da frequenti e irregolari intercalazioni di argille con arenarie e siltiti. Le pietre fangose ​​sono grigio scuro, grigie con una sfumatura verdastra, limose, micacee. Le arenarie e le siltiti sono grigie, argillose, micacee, a grana fine. Tra argille e arenarie, sono presenti intercalari di calcari argillosi, noduli di siderite.

Le rocce contengono detriti vegetali carbonizzati, raramente bivalvi scarsamente e moderatamente conservati (inocerami).

Le rocce permeabili degli strati produttivi hanno sciopero nord-orientale e submeridionale. Quasi tutte le formazioni sono caratterizzate da un aumento dello spessore effettivo totale, rapporto netto/lordo, principalmente alle parti centrali delle zone di sviluppo del giacimento, per aumentare le proprietà del giacimento e, di conseguenza, il rafforzamento del materiale clastico avviene ad est ( per gli strati dell'orizzonte AS 12) e nordest (per l'orizzonte AC 11).

Horizon AC 12 è un grosso corpo sabbioso allungato da sud-ovest a nord-est sotto forma di un'ampia fascia con spessori netti massimi nella parte centrale fino a 42 m (pozzo 237). In questo orizzonte si distinguono tre oggetti: strati АС 12 3, АС 12 1-2, АС 12 0.

I depositi della formazione AS 12 3 si presentano sotto forma di una catena di corpi lenticolari sabbiosi con battuta nord-orientale. Gli spessori effettivi variano da 0,4 m a 12,8 m, con valori più elevati confinati al deposito principale.

Il deposito principale AS 12 3 è stato recuperato alle profondità di -2620 e -2755 m ed è litologicamente schermato da tutti i lati. Le dimensioni del deposito sono 34 x 7,5 km e l'altezza è di 126 m.

Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 241 è stato recuperato a una profondità di -2640-2707 m ed è limitato al sollevamento locale di Khanty-Mansiysk. Il serbatoio è controllato da tutti i lati da zone di sostituzione del serbatoio. Le dimensioni del deposito sono 18 x 8,5 km, l'altezza è 76 m.

Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 234 è stato recuperato a una profondità di 2632-2672 m e rappresenta una lente di arenarie al tuffo occidentale della struttura Priobskaya. Le dimensioni del deposito sono 8,5 x 4 km, e l'altezza è di 40 m, la tipologia è litologicamente schermata.

Deposito AS 12 3 nella zona del pozzo. 15-С è stato recuperato a una profondità di 2664-2689 m all'interno della cengia strutturale di Seliyarovskiy. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono di 11,5 x 5,5 km e l'altezza è di 28 m.

Il deposito AS 12 1-2 è il principale ed è il più grande nel campo. È confinato a un monoclino complicato da elevazioni locali di piccola ampiezza (area dei pozzi 246, 400) con zone di transizione tra di loro. Su tre lati è delimitata da schermi litologici, e solo a sud (nella zona di Vostochno-Frolovskaya) i collettori tendono a svilupparsi. Tuttavia, date le notevoli distanze, il confine del bacino è ancora condizionatamente limitato da una linea che corre 2 km a sud del pozzo. 271 e 259. Saturo d'olio gli spessori variano in un ampio range da 0,8 m (pozzo 407) a 40,6 m (pozzo 237) affluenti olio fino a 26 m3/giorno con strozzatura da 6 mm (ben 235). Le dimensioni del deposito sono 45 x 25 km, l'altezza è di 176 m.

Deposito AS 12 1-2 nell'area del pozzo. 4-KhM è stato recuperato a una profondità di 2659-2728 m ed è confinato in una lente sabbiosa sul versante nordoccidentale del sollevamento locale di Khanty-Mansiysk. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 a 1,2 m. Le dimensioni del deposito sono 7,5 x 7 km, l'altezza è 71 m.

Deposito AS 12 1-2 nell'area del pozzo. 330 recuperati a una profondità di 2734-2753m Saturo d'olio lo spessore varia da 2,2 a 2,8 M. Le dimensioni del deposito sono 11 x 4,5 Km, l'altezza è di 9 M. La tipologia è litologicamente vagliata.

I depositi dello strato AS 120 - il principale - sono stati aperti a 2421-2533 m di profondità, si tratta di un corpo lenticolare orientato da sud-ovest a nord-est. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,6 (foro 172) a 27 m (foro 262). affluenti olio fino a 48 m3/giorno su strozzatura da 8 mm. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 41 x 14 km, l'altezza è di 187 m Deposito AS 12 0 nell'area del pozzo n. 331 è rinvenuto a 2691-2713 m di profondità e rappresenta una lente di rocce sabbiose. Olio saturo lo spessore in questo pozzo è di 10 m Dimensioni 5 x 4,2 km, altezza - 21 m. olio- 2,5 m 3 / giorno a Нд = 1932 m.

Il deposito dello strato AS 11 2-4 è di tipo litologicamente schermato, sono 8 in totale, con 1-2 pozzi penetrati. In termini di superficie, i depositi sono localizzati sotto forma di 2 catene di lenti nella parte orientale (la più elevata) e ad ovest nella parte più sommersa della struttura monoclinale. Saturo d'olio gli spessori ad est aumentano di 2 o più volte rispetto ai pozzi occidentali. La gamma totale di variazione va da 0,4 a 11 m.

Il serbatoio AS 11 2-4 nell'area del pozzo 246 è stato scoperto ad una profondità di 2513-2555 m. Le dimensioni del serbatoio sono 7 x 4,6 km, l'altezza è 43 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 247 è stato recuperato ad una profondità di 2469-2490 m. Le dimensioni del deposito sono 5 x 4,2 km, l'altezza è 21 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 251 è stato recuperato ad una profondità di 2552-2613 m. Le dimensioni del deposito sono 7 x 3,6 km, l'altezza è di 60 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 232 è stato aperto ad una profondità di 2532-2673 m. Le dimensioni del deposito sono 11,5 x 5 km, l'altezza è di 140 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 262 è stato aperto ad una profondità di 2491-2501 m. Le dimensioni del deposito sono 4,5 x 4 km, l'altezza è di 10 m.

Il giacimento AS 11 2-4 nell'area del pozzo 271 è stato scoperto ad una profondità di 2550-2667 m. La dimensione del deposito è di 14 x 5 km.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 151 sono stati aperti ad una profondità di 2464-2501 m. Le dimensioni del deposito sono 5,1 x 3 km, l'altezza è 37 m.

Deposito dello strato AS 11 2-4 nell'area del pozzo. 293 è stato recuperato ad una profondità di 2612-2652 m. Le dimensioni del deposito sono 6,2 x 3,6 km, l'altezza è di 40 m.

I depositi della falda AS 11 1 sono prevalentemente confinati alla parte prossima all'arco sotto forma di un'ampia fascia di colatura nord-orientale, delimitata su tre lati da zone argillose.

Il deposito principale AC 11 1 è il secondo per valore all'interno del campo di Priobskoye, che è stato aperto a una profondità di 2421-2533 m 259. olio variano da 2,46 m 3/giorno ad un livello dinamico di 1195 m (pozzetto 243) a 118 m 3/giorno tramite una strozzatura di 8 mm (pozzo 246). Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 m (ben 172) a 41,6 (ben 246). La dimensione del deposito è di 48 x 15 km, l'altezza arriva fino a 112 m, la tipologia è litologicamente vagliata.

Depositi della formazione AS 11 0. La formazione AS 11 0 ha una zona di sviluppo del serbatoio molto insignificante sotto forma di corpi lenticolari, confinata alle sezioni sommerse della parte aerea.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 408 è stato recuperato ad una profondità di 2432-2501 m Le dimensioni del deposito sono 10,8 x 5,5 km, l'altezza è 59 m, la tipologia è litologicamente vagliata. Addebito olio da bene. 252 era 14,2 m3 / giorno a = 1410 m.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 172 è stato penetrato da un pozzo alla profondità di 2442-2446 me ha dimensioni di 4,7 x 4,1 km, un'altezza di 3 m. olio ammontava a 4,8 m 3 / giorno a Нд = 1150 m.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 461 misura 16 x 6 km. Olio saturo lo spessore varia da 1,6 a 4,8 m La tipologia del serbatoio è litologicamente vagliata. Addebito olio da bene. 461 era 15,5 m 3 / giorno, Nd = 1145 m.

Deposito AS 11 0 nella zona del pozzo. 425 è stato penetrato da un pozzo. Olio saturo capacità - 3,6 m. olio ammontava a 6,1 m 3 / giorno a Нд = 1260 m.

L'orizzonte AS 10 è stato penetrato all'interno della zona centrale del campo di Priobskoye, dove sono confinati ai luoghi più sommersi della parte prossima alla sommità, nonché all'ala sud-ovest della struttura. La divisione dell'orizzonte in strati АС 10 1, АС 10 2-3 (nella parte centrale e orientale) e АС 10 2-3 (nella parte occidentale) è in una certa misura condizionata ed è determinata dalle condizioni di accadimento , formazione di tali depositi, tenuto conto della composizione litologica delle rocce e delle caratteristiche chimico fisiche oli.

Il deposito principale AS 10 2-3 è stato aperto a una profondità di 2427-2721 m e si trova nella parte meridionale del campo. Addebito olio sono nell'intervallo da 1,5 m 3 / giorno a 8 mm choke (pozzetto 181) a 10 m 3 / giorno a Nd = 1633 m (pozzo 421). Saturo d'olio gli spessori vanno da 0,8 m (well 180) a 15,6 m (well 181). Le dimensioni del deposito sono 31 x 11 km, l'altezza arriva fino a 292 m, il deposito è litologicamente vagliato.

Deposito AS 10 2-3 nell'area del pozzo. 243 sono stati recuperati a una profondità di 2393-2433 m olioè 8,4 m 3 / giorno a Нд = 1248 m (pozzo 237). Saturo d'olio spessore - 4,2 - 5 m Dimensioni 8 x 3,5 km, altezza fino a 40 m Tipo di deposito - retinato litologicamente.

Deposito AS 10 2-3 nell'area del pozzo. 295 è stata aperta ad una profondità di 2500-2566 m ed è controllata dalla formazione a zone argillose. Saturo d'olio gli spessori variano da 1,6 a 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / giorno è stato ottenuto a Нд = 1100 m. Le dimensioni del deposito sono 9,7 x 4 km, l'altezza è 59 m.

Il deposito principale AC 10 1 è stato aperto a una profondità di 2374-2492 m Le zone di sostituzione dei serbatoi controllano il deposito da tre lati e a sud il suo confine è stato tracciato condizionatamente a una distanza di 2 km dal pozzo. 259 e 271. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 (ben 237) a 11,8 m (ben 265). Addebito olio: da 2,9 m 3 / giorno a Нд = 1064 m (pozzo 236) a 6,4 m 3 / giorno con strozzatura 2 mm. Le dimensioni del deposito sono 38 x 13 km, l'altezza arriva fino a 120 m, la tipologia del deposito è litologicamente vagliata.

Deposito AS 10 1 nell'area del pozzo. 420 è stato recuperato a una profondità di 2480-2496 m. Le dimensioni del deposito sono 4,5 x 4 km, l'altezza è 16 m.

Deposito AS 10 1 nell'area del pozzo. 330 è stato recuperato a una profondità di 2499-2528 m. Le dimensioni del deposito sono 6 x 4 km, l'altezza è 29 m.

Deposito AS 10 1 nell'area del pozzo. 255 sono stati recuperati a una profondità di 2468-2469 m La dimensione del deposito è di 4 x 3,2 km.

La sezione della falda AS 10 è completata dalla falda produttiva AS 10 0. All'interno della quale sono stati individuati tre depositi, localizzati a forma di catena di submeridiani suggestivi.

Deposito AS 10 0 nell'area del pozzo. 242 è stato recuperato a una profondità di 2356-2427 m ed è sottoposto a screening litologica. Addebito olio sono 4,9 - 9 m 3 / giorno a Nd-1261-1312 m. Saturo d'olio lo spessore è 2,8 - 4 M. Le dimensioni del deposito sono 15 x 4,5 km, l'altezza è fino a 58 m.

Deposito AS 10 0 nell'area del pozzo. 239 è stato recuperato alla profondità di 2370-2433 m. olio sono 2,2 - 6,5 m 3 / giorno a Nd-1244-1275 m. Saturo d'olio lo spessore è 1,6-2,4 M. Le dimensioni del deposito sono 9 x 5 km, l'altezza è fino a 63 m.

Deposito AS 10 0 nell'area del pozzo. 180 è stato recuperato a una profondità di 2388-2391 m ed è sottoposto a screening litologica. Olio saturo spessore - 2,6 m. Afflusso olio ammontava a 25,9 m 3 / giorno a Nd-1070 m.

La copertura sopra l'orizzonte AS 10 è rappresentata da un membro di rocce argillose, variabile da 10 a 60 m da est a ovest.

Le rocce sabbiose-siltose della formazione AS 9 sono di distribuzione limitata e si presentano sotto forma di finestre di facies, gravitanti principalmente sulle parti nord-orientale e orientale della struttura, nonché sul tuffo sud-occidentale.

Deposito dello strato AS 9 nell'area del pozzo. 290 è stato recuperato a una profondità di 2473-2548 m ed è confinato alla parte occidentale del campo. Saturo d'olio gli spessori vanno da 3,2 a 7,2 M. Velocità di produzione olio sono 1,2 - 4,75 m 3 / giorno con Nd - 1382-1184 M. La dimensione del deposito è 16,1 x 6 km, l'altezza è fino a 88 m.

Ad est del campo sono stati individuati due piccoli depositi (6 x 3 km). Saturo d'olio gli spessori variano da 0,4 a 6,8 m. olio 6 e 5,6 m 3 / giorno a Нд = 1300-1258 m I depositi sono sottoposti a screening litologica.

A completare i sedimenti produttivi neocomiani è la formazione AS 7, che ha una disposizione molto mosaico. cuscinetto ad olio e falde acquifere.

Il più grande serbatoio dell'area orientale della formazione AS 7 è stato recuperato a una profondità di 2291-2382 m, su tre lati è delimitato da zone di sostituzione del serbatoio e a sud il suo confine è condizionato ed è tracciato lungo una linea che passa a 2 km dai pozzi 271 e 259. Il deposito è orientato da sud-ovest a nord-est. affluenti olio: 4,9 - 6,7 m 3 / giorno a Нд = 1359-875 m. Saturo d'olio gli spessori variano da 0,8 a 7,8 m. Le dimensioni del deposito litologicamente vagliato sono 46 x 8,5 km, e l'altezza arriva fino a 91 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 290 è stato aperto ad una profondità di 2302-2328 m. Cuscinetto ad olio lo spessore è 1,6 - 3 m. 290 ricevuti 5,3 m3/giorno olio a P = 15MPA. La dimensione del deposito è di 10 x 3,6 km, l'altezza è di 24 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 331 è stato aperto alla profondità di 2316-2345 m ed è un corpo lenticolare arcuato. Saturo d'olio gli spessori variano da 3 a 6 m. 331 afflusso ricevuto olio 1,5 m 3 / giorno a Нд = 1511 m. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 17 x 6,5 km, l'altezza è 27 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 243 sono stati aperti ad una profondità di 2254-2304 m. Saturo d'olio spessore 2,2-3,6 m. Dimensioni 11,5 x 2,8 km, altezza - 51 m. In bene. 243 ricevuti olio 1,84 m 3 / giorno a Nd-1362 m.

Deposito AS 7 nella zona del pozzo. 259, rinvenuto a 2300 m di profondità, è una lente in arenaria. Olio saturo spessore 5,0 m Dimensioni 4 x 3 km.

Campo di Priobskoye

Brevi caratteristiche geologiche e di campo dei serbatoi

Campo di Priobskoye

Caratteristiche petrofisiche dei giacimenti

Caratteristiche fisico-chimiche olio e gas

Composizione e proprietà delle acque di formazione

Campo petrolifero di Priobskoye

§1 Giacimento petrolifero di Priobskoye.

Priobskoe- Il campo più grande della Siberia occidentale è amministrativamente situato nella regione di Khanty-Mansiysk a una distanza di 65 km da Khanty-Mansiysk e 200 km da Nefteyugansk. Diviso dal fiume Ob in due parti: riva sinistra e destra. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, la riva destra - nel 1999. Le riserve geologiche sono stimate in 5 miliardi di tonnellate. Le riserve accertate e recuperabili sono stimate in 2,4 miliardi di tonnellate. Aperto nel 1982. Depositi a una profondità di 2,3-2,6 km. La densità dell'olio è 863-868 kg/m3 (il tipo di olio è medio, poiché rientra nell'intervallo 851-885 kg/m3), contenuto di paraffina moderato (2,4-2,5%) e contenuto di zolfo 1,2-1, 3% (appartiene alla classe dello zolfo, 2 classe di petrolio fornita alla raffineria secondo GOST 9965-76). Alla fine del 2005, nel campo erano presenti 954 pozzi in produzione e 376 in iniezione. La produzione di petrolio nel campo di Priobskoye nel 2007 è stata di 40,2 milioni di tonnellate, di cui Rosneft - 32,77 e Gazprom Neft - 7,43 milioni di tonnellate. La composizione in oligoelementi del petrolio è una caratteristica importante di questo tipo di materia prima e contiene varie informazioni geochimiche sull'età del petrolio, le condizioni di formazione, l'origine e le rotte migratorie ed è ampiamente utilizzata per identificare i giacimenti petroliferi, ottimizzando la strategia di ricerca per i campi, e separare la produzione di pozzi gestiti congiuntamente.

Tabella 1. Intervallo e valore medio del contenuto di oligoelementi dell'olio Ob (mg/kg)

Il tasso di produzione iniziale dei pozzi petroliferi operativi varia da 35 tonnellate / giorno. fino a 180 t/giorno La posizione di Wells è cluster. Il fattore di recupero dell'olio è 0,35.

Un cluster di pozzi è una tale disposizione quando le teste pozzo sono vicine l'una all'altra sullo stesso sito tecnologico e i pozzi si trovano ai nodi della griglia di sviluppo del giacimento.

Attualmente, la maggior parte dei pozzi di produzione viene perforata in modo cluster. Ciò è dovuto al fatto che la perforazione a grappolo dei giacimenti può ridurre significativamente le dimensioni delle aree occupate dai pozzi da perforare e quindi da pozzi di produzione, strade, elettrodotti e condotte.

Questo vantaggio è di particolare importanza durante la costruzione e il funzionamento di pozzi su terreni fertili, nelle riserve, nella tundra, dove lo strato superficiale della terra disturbato viene ripristinato dopo diversi decenni, in aree paludose che complicano e aumentano notevolmente i costi di costruzione e lavori di installazione di impianti di perforazione e produzione. La perforazione a grappolo è necessaria anche quando è necessario aprire giacimenti petroliferi sotto strutture industriali e civili, sotto il fondo di fiumi e laghi, sotto la zona di piattaforma dalla costa e cavalcavia. Un posto speciale è occupato dalla costruzione a grappolo di pozzi sul territorio di Tyumen, Tomsk e in altre regioni della Siberia occidentale, che ha permesso di costruire con successo pozzi di petrolio e gas sulle isole di riempimento in una regione difficile da raggiungere, paludosa e popolata .

La posizione dei pozzi nel pad dipende dalle condizioni del terreno e dai mezzi di comunicazione previsti tra il pad e la base. I cespugli che non sono collegati da strade permanenti alla base sono considerati locali. In alcuni casi, i cespugli possono essere di base quando si trovano sulle vie di trasporto. Sui cluster locali, i pozzi, di regola, sono disposti a forma di ventaglio in tutte le direzioni, il che consente di avere il numero massimo di pozzi sul cluster.

Le attrezzature di perforazione e ausiliarie sono montate in modo tale che quando la piattaforma di perforazione si sposta da un pozzo all'altro, le pompe del fango, i pozzi di ricezione e parte delle attrezzature per la pulizia, il trattamento chimico e la preparazione del fluido di perforazione rimangono ferme fino al completamento della costruzione di tutti (o parte) dei pozzetti su questo pad.

Il numero di pozzi in un cluster può variare da 2 a 20-30 o più. Inoltre, più pozzi nel cluster, maggiore è la deviazione del pozzo di fondo dalle teste pozzo, aumenta la lunghezza dei pozzi, aumenta la lunghezza dei pozzi, il che porta ad un aumento del costo di perforazione dei pozzi. Inoltre, c'è il pericolo di incontrare i tronchi. Pertanto, diventa necessario calcolare il numero richiesto di pozzi nel cluster.

Il metodo di pompaggio profondo della produzione di petrolio è chiamato tale metodo in cui il sollevamento del liquido da un pozzo alla superficie viene effettuato utilizzando un'asta a ventosa e unità di pompaggio senza stelo di vario tipo.
Nel campo di Priobskoye vengono utilizzate pompe centrifughe elettriche: una pompa sommergibile senza stelo, costituita da una pompa centrifuga multistadio (50-600 stadi) situata verticalmente su un albero comune, un motore elettrico (motore elettrico asincrono riempito con olio dielettrico) e un protettore che serve a proteggere il motore elettrico dall'ingresso di liquidi. Il motore è alimentato da un cavo armato, che scende insieme ai tubi di pompaggio. La velocità di rotazione dell'albero motore è di circa 3000 giri/min. La pompa è controllata in superficie da una stazione di controllo. Le prestazioni di un'elettropompa centrifuga variano da 10 a 1000 m3 di liquido al giorno con un rendimento del 30-50%.

L'installazione di una pompa centrifuga elettrica comprende apparecchiature sotterranee e di superficie.
L'installazione di un'elettropompa centrifuga da pozzo (ESP) ha solo una stazione di controllo con un trasformatore di potenza sulla superficie del pozzo ed è caratterizzata dalla presenza di alta tensione nel cavo di alimentazione, che viene calato nel pozzo insieme alle tubazioni . I pozzi ad alta produttività con alta pressione di giacimento sono gestiti con installazioni di pompe centrifughe elettriche.

Il campo è remoto, inaccessibile, l'80% del territorio si trova nella pianura alluvionale del fiume Ob ed è allagato durante il periodo di piena. Il deposito si distingue per una complessa struttura geologica - una complessa struttura di corpi sabbiosi in area e sezione, gli strati sono debolmente collegati idrodinamicamente. I serbatoi di formazioni produttive sono caratterizzati da:

Bassa permeabilità;

Basso contenuto di sabbia;

Aumento del contenuto di argilla;

Alta dissezione.

Il giacimento di Priobskoye è caratterizzato da una complessa struttura di orizzonti produttivi sia in area che in sezione. I collettori degli orizzonti АС10 e АС11 sono classificati come medi e poco produttivi, e АС12 sono classificati come anormalmente poco produttivi. Le caratteristiche geologiche e fisiche delle formazioni produttive del campo indicano l'impossibilità di sviluppare il campo senza influenzare attivamente le sue formazioni produttive e senza utilizzare metodi di intensificazione della produzione. Ciò è confermato dall'esperienza di sviluppo della sezione operativa della parte di sponda sinistra.

Le principali caratteristiche geologiche e fisiche del campo di Priobskoye per valutare l'applicabilità dei vari metodi di stimolazione sono:

1) la profondità degli strati produttivi - 2400-2600 m,

2) i depositi sono litologicamente schermati, regime naturale - elastico, chiuso,

3) lo spessore degli strati AC 10, AC 11 e AC 12, rispettivamente, fino a 20,6, 42,6 e 40,6 m.

4) pressione iniziale del serbatoio - 23,5-25 MPa,

5) temperatura del serbatoio - 88-90 ° ,

6) bassa permeabilità del giacimento, valori medi basati sui risultati

7) elevata eterogeneità laterale e verticale degli strati,

8) viscosità dell'olio di riserva - 1,4-1,6 mPa * s,

9) pressione di saturazione olio 9-11 MPa,

10) olio naftenico, paraffinico e poco resinoso.

Confrontando i dati presentati con i criteri noti per l'efficace applicazione dei metodi di stimolazione del giacimento, si può notare che, anche senza un'analisi dettagliata, i seguenti metodi per il campo di Priobskoye possono essere esclusi dai metodi di cui sopra: metodi termici e allagamento polimerico ( come metodo per rimuovere l'olio dalle formazioni). I metodi termici sono utilizzati per serbatoi con oli ad alta viscosità ea profondità fino a 1500-1700 m a temperature più elevate, vengono utilizzati polimeri speciali e costosi).

L'esperienza dello sviluppo di giacimenti nazionali ed esteri mostra che l'inondazione risulta essere un metodo piuttosto efficace per influenzare i serbatoi a bassa permeabilità con la stretta osservanza dei requisiti necessari per la tecnologia della sua attuazione. Tra i principali motivi che causano una diminuzione dell'efficienza dell'allagamento delle formazioni a bassa permeabilità ci sono:

Deterioramento delle proprietà di filtrazione della roccia dovuto a:

Rigonfiamento di componenti di roccia argillosa a contatto con l'acqua iniettata,

Intasamento del serbatoio con impurità meccaniche fini nell'acqua iniettata,

Precipitazione di sale nel mezzo poroso del serbatoio a causa dell'interazione chimica dell'acqua iniettata e prodotta,

Diminuzione della copertura del giacimento per allagamento dovuto alla formazione di fratture attorno ai pozzi di iniezione - rottura e loro propagazione in profondità

Sensibilità significativa al carattere di bagnabilità della roccia da parte dell'agente iniettato; diminuzione significativa della permeabilità del giacimento a causa della deposizione di paraffina.

La manifestazione di tutti questi fenomeni in giacimenti a bassa permeabilità provoca conseguenze più significative che in rocce ad alta permeabilità.

Per eliminare l'influenza di questi fattori sul processo di allagamento, vengono utilizzate soluzioni tecnologiche appropriate: reti di pozzi ottimali e modalità tecnologiche di funzionamento dei pozzi, iniezione di acqua del tipo e della composizione richiesti nei serbatoi, il relativo trattamento meccanico, chimico e biologico, così come l'aggiunta di componenti speciali all'acqua.

Per il campo di Priobskoye, l'allagamento dovrebbe essere considerato il principale metodo di stimolazione.

L'uso di soluzioni tensioattive in campo è stato rifiutato, principalmente a causa della bassa efficienza di questi reagenti in serbatoi a bassa permeabilità.

Per il campo di Priobskoye, l'inondazione d'acqua alcalina non può essere raccomandata per i seguenti motivi:

Il principale è il contenuto di argilla strutturale e stratificata predominante dei serbatoi. Gli aggregati argillosi sono rappresentati da caolinite, clorite e idromica. L'interazione degli alcali con il materiale argilloso può portare non solo al rigonfiamento delle argille, ma anche alla distruzione delle rocce. Una soluzione alcalina a bassa concentrazione aumenta il coefficiente di rigonfiamento delle argille di 1,1-1,3 volte e riduce la permeabilità della roccia di 1,5-2 volte rispetto all'acqua dolce, che è fondamentale per i serbatoi a bassa permeabilità del campo di Priobskoye. L'utilizzo di soluzioni ad alta concentrazione (riducendo il rigonfiamento delle argille) attiva il processo di distruzione delle rocce.

La fratturazione idraulica rimane la tecnologia preferita dei petrolieri russi: il fluido viene pompato nel pozzo a una pressione fino a 650 atm. per la formazione di crepe nella roccia. Le crepe sono riparate con sabbia artificiale (proppant): non permette loro di chiudersi. Attraverso di loro, l'olio penetra nel pozzo. Secondo OOO SibNIINP, la fratturazione idraulica porta ad un aumento dell'afflusso di petrolio nei campi della Siberia occidentale da 1,8 a 19 volte.

Attualmente, le aziende produttrici di petrolio, che svolgono attività geologiche e tecniche, sono principalmente limitate all'uso di tecnologie di fratturazione idraulica standard (fratturazione idraulica) utilizzando una soluzione acquosa gelificata a base di polimeri. Questi fluidi, oltre a fluidi letali, nonché fluidi di perforazione, causano danni significativi alla formazione e alla frattura stessa, che riducono significativamente la conduttività residua delle fratture e, di conseguenza, la produzione di petrolio. L'intasamento della formazione e delle fessure è di particolare importanza nei campi con una pressione di giacimento attuale inferiore all'80% di quella iniziale.

Tra le tecnologie utilizzate per risolvere questo problema, si distinguono le tecnologie che utilizzano una miscela di liquido e gas:

Liquidi espansi (ad esempio nitrurati) con un contenuto di gas inferiore al 52% del volume totale della miscela;

Frattura della schiuma: oltre il 52% di gas.

Dopo aver considerato le tecnologie disponibili sul mercato russo e i risultati della loro implementazione, gli specialisti di Gazpromneft-Khantos LLC hanno scelto la fratturazione idraulica della schiuma e hanno offerto a Schlumberger di eseguire lavori pilota (EPW). Sulla base dei loro risultati, è stata effettuata una valutazione dell'efficacia della fratturazione idraulica della schiuma nel campo di Priobskoye. La fratturazione della schiuma, come la fratturazione convenzionale, mira a creare una frattura nella formazione, la cui elevata conduttività garantisce il flusso di idrocarburi al pozzo. Tuttavia, con la fratturazione della schiuma, a causa della sostituzione (in media, il 60% del volume) di una parte della soluzione acquosa gelificata con gas compresso (azoto o anidride carbonica), la permeabilità e la conduttività delle fratture aumentano significativamente e, come di conseguenza, il grado di danno alla formazione è minimo. Nella pratica mondiale, l'uso più efficiente dei fluidi schiumosi per la fratturazione idraulica è già stato notato nei pozzi in cui l'energia del giacimento non è sufficiente per spingere il fluido di fratturazione idraulica esaurito nel pozzo durante il suo sviluppo. Questo vale sia per lo stock di pozzi nuovi che per quelli esistenti. Ad esempio, per i pozzi selezionati del campo di Priobskoye, la pressione del giacimento è scesa al 50% di quella iniziale. Durante la fratturazione della schiuma, il gas compresso, che è stato iniettato come parte della schiuma, aiuta a spremere la soluzione esaurita dalla formazione, il che aumenta il volume del fluido di scarto e riduce il tempo

bene sviluppo. L'azoto è stato selezionato per il lavoro nel campo di Priobskoye come il gas più versatile:

È ampiamente utilizzato nello sviluppo di pozzi per tubi a spirale;

Inerte;

Compatibile con fluidi di fratturazione idraulica.

I pozzi dopo il completamento dei lavori, che fa parte del servizio "schiuma", sono stati realizzati da Schlumberger. Caratteristica del progetto è stata la realizzazione di opere pilota non solo nel nuovo, ma anche nel pozzo esistente, in formazioni con fratture idrauliche già esistenti dalle prime opere, la cosiddetta fratturazione re-idraulica. Come fase liquida della miscela di schiuma è stato scelto un sistema polimerico reticolato. La miscela di schiuma risultante aiuta con successo a risolvere i problemi di conservazione delle proprietà del premio.

zona di battaglia. La concentrazione del polimero nel sistema è di soli 7 kg / t di proppante, per confronto, nei pozzetti dell'ambiente immediato - 11,8 kg / t.

Attualmente, possiamo notare l'implementazione di successo della fratturazione idraulica della schiuma utilizzando l'azoto nei pozzi delle formazioni АС10 e АС12 del campo di Priobskoye. Particolare attenzione è stata prestata al lavoro nel parco pozzi esistente, poiché le ripetute fratture idrauliche consentono di coinvolgere nello sviluppo nuove formazioni e intercalari che in precedenza non erano stati interessati dallo sviluppo. Per analizzare l'efficacia della fratturazione idraulica della schiuma, i loro risultati sono stati confrontati con i risultati ottenuti dai pozzi offset in cui è stata eseguita la fratturazione idraulica convenzionale. Gli strati avevano lo stesso spessore netto di paga. La portata effettiva di liquido e petrolio nei pozzi dopo la fratturazione della schiuma a una pressione media all'ingresso della pompa di 5 MPa ha superato la portata dei pozzi adiacenti rispettivamente del 20 e del 50%.Confrontando le prestazioni medie del nuovo pozzo dopo lo stock convenzionale fratturazione e fratturazione della schiuma, ne consegue che le portate di liquido e olio sono uguali, tuttavia, la pressione di fondo pozzo di lavoro prima della pompa nei pozzi dopo la fratturazione idraulica della schiuma è in media di 8,9 MPa, nei pozzi circostanti - 5,9 MPa. Il ricalcolo del potenziale del pozzo a una pressione equivalente consente di valutare l'effetto della fratturazione idraulica della schiuma.

Il lavoro pilota con fratturazione idraulica della schiuma in cinque pozzi del campo di Priobskoye ha mostrato l'efficacia del metodo sia nel pozzo esistente che nel nuovo stock di pozzi. Una maggiore pressione di aspirazione della pompa nei pozzi dopo l'utilizzo di miscele di schiuma indica la formazione di fratture ad alta conduttività a causa della fratturazione idraulica della schiuma, che fornisce ulteriore produzione di petrolio dai pozzi.

Attualmente, la parte settentrionale del giacimento è in fase di sviluppo da LLC RN-Yuganskneftegaz, di proprietà di Rosneft, e la parte meridionale, da LLC Gazpromneft - Khantos, di proprietà di Gazprom Neft.

Con la decisione del governatore dell'Okrug autonomo di Khanty-Mansi, al campo è stato assegnato lo status di "Territorio di una procedura speciale per l'uso del sottosuolo", che ha determinato l'atteggiamento speciale dei lavoratori del petrolio nei confronti dello sviluppo del campo di Priobskoye. L'inaccessibilità delle riserve, la fragilità dell'ecosistema del campo, hanno portato all'utilizzo delle più recenti tecnologie ambientali. Il 60% del territorio del campo di Priobskoye si trova nella parte allagata della pianura alluvionale del fiume Ob; le tecnologie ecocompatibili sono utilizzate nella costruzione di pozzi, oleodotti a pressione e attraversamenti sottomarini.

Strutture in loco situate sul territorio del campo:

Stazioni di pompaggio booster - 3

Stazione di pompaggio multifase Sulzer - 1

Stazioni di pompaggio a grappolo per pompare un agente di lavoro nel serbatoio - 10

Stazioni di pompaggio galleggianti - 4

Officine per la preparazione e il pompaggio dell'olio - 2

Unità di separazione dell'olio (USN) - 1

Nel maggio 2001, un'unica stazione di pompaggio multifase Sulzer è stata installata sul pad 201 sulla riva destra del campo di Priobskoye. Ogni pompa dell'impianto è in grado di pompare 3,5 mila metri cubi di liquido all'ora. Il complesso è servito da un operatore, tutti i dati e i parametri sono visualizzati sul monitor di un computer. La stazione è l'unica in Russia.

La stazione di pompaggio olandese "Rosscor" è stata attrezzata nel campo di Priobskoye nel 2000. È progettato per il pompaggio in campo di fluido multifase senza l'uso di torce (per evitare l'esplosione del gas associato nella pianura alluvionale del fiume Ob).

Un impianto di lavorazione dei fanghi di perforazione sulla riva destra del campo di Priobskoye produce mattoni di silicato, che vengono utilizzati come materiale da costruzione per la costruzione di strade, fondazioni di cluster, ecc. Per risolvere il problema dell'utilizzo del gas associato prodotto nel campo di Priobskoye, è stata costruita la prima centrale elettrica a turbina a gas nel Khanty-Mansi Autonomous Okrug nel campo di Prirazlomnoye, fornendo elettricità ai campi di Priobskoye e Prirazlomnoye.

La linea elettrica costruita attraverso l'Ob non ha analoghi, la cui luce è di 1020 m, e il diametro del filo appositamente realizzato in Gran Bretagna è di 50 mm.

§2 Preparazione dell'olio per la raffinazione

Il greggio recuperato dai pozzi contiene gas associati (50-100 m3/t), acqua di formazione (200-300 kg/t) e sali minerali disciolti in acqua (10-15 kg/t), che influiscono negativamente su trasporto, stoccaggio e sua successiva elaborazione. Pertanto, la preparazione dell'olio per la raffinazione include necessariamente le seguenti operazioni:

Rimozione dei gas associati (disciolti nell'olio) o stabilizzazione dell'olio;

dissalazione dell'olio;

Disidratazione (disidratazione) dell'olio.

Stabilizzazione dell'olio - il petrolio greggio della regione Ob contiene una quantità significativa di idrocarburi leggeri disciolti al suo interno. Durante il trasporto e lo stoccaggio dell'olio, possono essere rilasciati, a seguito della quale cambierà la composizione dell'olio. Per evitare la perdita di gas e, con essa, di frazioni leggere di benzina e per prevenire l'inquinamento dell'aria, questi prodotti devono essere estratti dal petrolio prima della raffinazione. Un processo simile per la separazione degli idrocarburi leggeri dal petrolio sotto forma di gas associato è chiamato stabilizzazione olio. La stabilizzazione dell'olio nel campo Ob viene effettuata con il metodo di separazione direttamente nell'area di sua produzione mediante unità di misurazione.

Il gas associato viene separato dall'olio mediante separazione multistadio nei separatori di gas, in cui la pressione e la portata dell'olio vengono successivamente ridotte. Di conseguenza, i gas vengono desorbiti, insieme ai quali vengono rimossi gli idrocarburi liquidi volatili e quindi condensati, formando un "condensato di gas". Con il metodo di separazione della stabilizzazione, nell'olio rimane fino al 2% di idrocarburi.

Desalinizzazione e disidratazione olio- la rimozione dei sali e dell'acqua dall'olio avviene presso gli impianti di trattamento dell'olio di giacimento e direttamente presso le raffinerie di petrolio (raffinerie).

Considera la progettazione di impianti elettrici di dissalazione.

L'olio dal serbatoio di alimentazione 1 con l'aggiunta di un demulsionante e una soluzione alcalina debole o soda passa attraverso lo scambiatore di calore 2, viene riscaldato nel preriscaldatore 3 ed entra nel miscelatore 4, in cui viene aggiunta acqua all'olio. L'emulsione risultante passa sequenzialmente attraverso gli disidratatori elettrici 5 e 6, in cui la maggior parte dell'acqua e dei sali in essa disciolti vengono separati dall'olio, per cui il loro contenuto diminuisce di 8-10 volte. L'olio demineralizzato passa attraverso lo scambiatore di calore 2 e, dopo essersi raffreddato nel frigorifero 7, entra nel collettore 8. L'acqua separata nei disidratatori elettrici si deposita nel disoleatore 9 e viene inviata alla pulizia e l'olio separato viene aggiunto al olio fornito all'ELOU.

I processi di dissalazione e disidratazione dell'olio sono associati alla necessità di distruggere le emulsioni che l'acqua forma con l'olio. Allo stesso tempo, le emulsioni di origine naturale, formate nel processo di produzione del petrolio, vengono distrutte nei campi e nell'impianto - emulsioni artificiali ottenute da lavaggi multipli di olio con acqua per rimuovere i sali da esso. Dopo il trattamento, il contenuto di acqua e cloruri metallici nell'olio diminuisce al primo stadio a 0,5-1,0% e 100-1800 mg / l, rispettivamente, e al secondo stadio a 0,05-0,1% e 3-5 mg / l. l.

Per accelerare il processo di distruzione delle emulsioni, è necessario sottoporre l'olio ad altre misure di impatto volte all'allargamento delle gocce d'acqua, all'aumento della differenza di densità e alla diminuzione della viscosità dell'olio.

Nell'olio Ob viene utilizzata l'introduzione di una sostanza (demulsionante) nell'olio, grazie alla quale viene facilitata la stratificazione dell'emulsione.

E per la desalinizzazione dell'olio, l'olio viene lavato con acqua dolce e fresca, che non solo elimina i sali, ma ha anche un effetto idromeccanico sull'emulsione.

§3. Lavorazione primaria dell'olio del giacimento di Priobskoye

L'olio è una miscela di migliaia di sostanze diverse. La composizione completa degli oli anche oggi, quando sono disponibili i mezzi più sofisticati di analisi e controllo: cromatografia, risonanza magnetica nucleare, microscopi elettronici - tutt'altro che tutte queste sostanze sono completamente determinate. Ma, nonostante il fatto che la composizione dell'olio includa quasi tutti gli elementi chimici di D.I. Mendeleev, la sua base è ancora organica e consiste in una miscela di idrocarburi di vari gruppi che differiscono l'uno dall'altro nelle loro proprietà chimiche e fisiche. Indipendentemente dalla complessità e dalla composizione, la raffinazione dell'olio inizia con la distillazione primaria. Di solito, la distillazione viene eseguita in due fasi: con una leggera sovrappressione, vicina a quella atmosferica e sotto vuoto, mentre si utilizzano forni tubolari per riscaldare la materia prima. Pertanto, gli impianti per la raffinazione primaria del petrolio sono chiamati AVT - tubi a vuoto atmosferici.

Gli oli del giacimento di Obbskoye hanno un contenuto potenzialmente elevato di frazioni petrolifere, pertanto la raffinazione primaria del petrolio viene effettuata secondo il bilancio olio combustibile e si svolge in tre fasi:

Distillazione atmosferica per ottenere frazioni combustibili e olio combustibile

Distillazione sottovuoto di olio combustibile per ottenere frazioni ristrette di olio e catrame

Distillazione sotto vuoto di una miscela di olio combustibile e catrame per ottenere un'ampia frazione oleosa e un residuo ponderato utilizzato per la produzione di bitume.

La distillazione dell'olio Ob-oil viene effettuata in unità tubolari atmosferiche secondo lo schema con evaporazione flash, cioè con una colonna di distillazione complessa con sezioni di strippaggio laterali - questo è energeticamente più vantaggioso, perché L'olio Obb soddisfa pienamente i requisiti quando si utilizza tale installazione: un contenuto relativamente basso di benzina (12-15%) e la resa delle frazioni fino a 350 0 non più del 45%.

Il petrolio greggio, riscaldato da correnti calde nello scambiatore di calore 2, viene inviato all'essiccatore elettrico 3. Da lì, l'olio desalinizzato viene pompato attraverso lo scambiatore di calore 4 al forno 5 e quindi alla colonna di distillazione 6, dove viene evaporato e separato nelle frazioni richieste. Nel caso dell'olio demineralizzato, negli schemi di impianto non è presente un disidratatore elettrico.

Con un alto contenuto di gas disciolto e frazioni a basso punto di ebollizione nell'olio, è difficile lavorarlo secondo un tale schema di evaporazione senza evaporazione preliminare, poiché viene creata una pressione maggiore nella pompa di alimentazione e in tutti i dispositivi situati nello schema prima la fornace. Inoltre, ciò aumenta il carico sul forno e sulla colonna di distillazione.

Lo scopo principale della distillazione sotto vuoto degli oli combustibili: ottenere un'ampia frazione (350 - 550 0С e oltre) - materie prime per processi catalitici e distillati per la produzione di oli e paraffine.

L'olio combustibile viene pompato attraverso un sistema di scambiatori di calore in un forno tubolare, dove viene riscaldato a 350°-375°, ed entra nella colonna del vuoto di rettifica. Il vuoto in colonna è creato da eiettori a getto di vapore (pressione residua 40-50 mm). Il vapore acqueo viene fornito al fondo della colonna. I distillati di olio vengono prelevati da diversi vassoi della colonna, passano attraverso scambiatori di calore e refrigeratori. Il resto viene rimosso dal fondo della colonna: catrame.

Le frazioni oleose separate dall'olio vengono purificate con soluzioni selettive - fenolo o furfurolo per eliminare parte delle sostanze resinose, quindi si effettua la deparaffinatura utilizzando una miscela di metiletilchetone o acetone con toluene per abbassare il punto di scorrimento dell'olio. La lavorazione delle frazioni oleose è terminata con un ulteriore trattamento con argille decoloranti. Le recenti tecnologie per la produzione di oli utilizzano processi di idrotrattamento per sostituire le argille.

Bilancio materiale della distillazione atmosferica dell'Ob:

§4 Cracking catalitico

Il cracking catalitico è il processo di raffinazione più importante che influisce in modo significativo sull'efficienza dell'intera raffineria. L'essenza del processo è la decomposizione degli idrocarburi che costituiscono la materia prima (gasolio sotto vuoto) sotto l'influenza della temperatura in presenza di un catalizzatore di alluminosilicato contenente zeolite. Il prodotto di destinazione dell'unità KK è un componente ad alto numero di ottano della benzina con un numero di ottano pari o superiore a 90 punti, la sua resa va dal 50 al 65%, a seconda delle materie prime utilizzate, della tecnologia utilizzata e della modalità. L'alto numero di ottano è dovuto al fatto che l'isomerizzazione si verifica anche durante il cracking catalitico. Durante il processo si formano gas contenenti propilene e butileni, che vengono utilizzati come materia prima per prodotti petrolchimici e per la produzione di componenti di benzina ad alto numero di ottano, gasolio leggero - un componente di combustibili diesel e da forno e gasolio pesante - una materia prima per la produzione di fuliggine o di un componente dell'olio combustibile.
La capacità degli impianti moderni in media va da 1,5 a 2,5 milioni di tonnellate, tuttavia presso gli stabilimenti delle aziende leader mondiali sono presenti impianti con una capacità di 4,0 milioni di tonnellate.
La sezione chiave dell'impianto è l'unità di rigenerazione del reattore. Il blocco comprende un forno di riscaldamento dell'alimentazione, un reattore in cui avvengono le reazioni di cracking e un rigeneratore del catalizzatore. Lo scopo del rigeneratore è bruciare il coke formatosi durante il cracking e depositato sulla superficie del catalizzatore. Il reattore, il rigeneratore e l'unità di ingresso della materia prima sono collegati da tubazioni attraverso le quali circola il catalizzatore.
Al momento, le capacità di cracking catalitico nelle raffinerie russe sono chiaramente insufficienti ed è grazie alla messa in servizio di nuove unità che si sta risolvendo il problema della prevista carenza di benzina.

§4 Riforma catalitica

Lo sviluppo della produzione di benzina è associato al desiderio di migliorare la principale proprietà operativa del carburante: la resistenza alla detonazione della benzina, valutata dal numero di ottano.

Il reforming serve per la produzione simultanea di un componente base ad alto numero di ottano di benzine per motori, idrocarburi aromatici e gas contenenti idrogeno.

Per l'olio Ob, una frazione bollente nell'intervallo 85-180 °C è soggetta a reforming, un aumento alla fine del punto di ebollizione favorisce la formazione di coke e quindi è indesiderabile.

Preparazione della materia prima di reforming - rettifica per isolare le frazioni, idrotrattamento per rimuovere le impurità (azoto, zolfo, ecc.) che avvelenano i catalizzatori di processo.

I catalizzatori al platino sono utilizzati nel processo di reforming. L'alto costo del platino ha predeterminato il suo basso contenuto nei catalizzatori di reforming industriale e, quindi, la necessità del suo effettivo utilizzo. Ciò è facilitato dall'uso dell'allumina come supporto, che è stato a lungo noto come il miglior supporto per i catalizzatori di aromatizzazione.

Era importante convertire il catalizzatore platino-allumina in un catalizzatore di reforming bifunzionale, sul quale avrebbe proceduto l'intero complesso di reazioni. Per questo è stato necessario conferire al supporto le necessarie proprietà acide, che è stato ottenuto trattando l'ossido di alluminio con cloro.

Il vantaggio di un catalizzatore clorurato è la capacità di controllare il contenuto di cloro nei catalizzatori, e quindi la loro acidità, direttamente in condizioni operative.

Con il passaggio delle unità di reforming esistenti ai catalizzatori polimetallici, gli indicatori di prestazione sono aumentati, perché il loro costo è inferiore, la loro elevata stabilità consente di eseguire il processo a una pressione inferiore senza timore di coke. Durante il reforming su catalizzatori polimetallici, il contenuto dei seguenti elementi nella materia prima non deve superare 1 mg/kg di zolfo, 1,5 mg/kg di nichel, 3 mg/kg di acqua. In termini di nichel, l'olio Obb non è adatto per catalizzatori polimetallici, pertanto nel reforming vengono utilizzati catalizzatori platino-allumina.

Bilancio materiale tipico della frazione di reforming 85-180 ° C a una pressione di 3 MPa.

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