Mappa del campo Obbskoye con cespugli sulla riva sinistra. Riassunto: giacimento petrolifero di Priobskoye

Ora, LLC RN-Yuganskneftegaz sta lavorando costantemente allo sviluppo della parte settentrionale del giacimento petrolifero Priobskoye e lo sviluppo del segmento meridionale del giacimento viene effettuato da LLC Gazpromneft-Khantos, di proprietà di Gazpromneft. Il segmento meridionale del giacimento petrolifero di Priobskoye ha aree di licenza insignificanti. Dal 2008, lo sviluppo dei segmenti Sredne-Shapshinsky e Verkhne-Shapshinsky è stato effettuato da NJSC AKI OTYR, che appartiene a OJSC Russneft.

Prospettive per Priobskoye NM

Un anno fa, Gazpromneft-Khantos ha acquisito una licenza per condurre un'indagine geologica dei parametri relativi agli orizzonti profondi saturi di petrolio. La parte meridionale del Priobskoye NM, comprese le formazioni Bazhenov e Achimov, è oggetto di ricerca.

L'ultimo anno è stato caratterizzato dall'analisi dei dati geografici sul territorio del complesso Bazheno-Abalak del South Priobskoye NM. La combinazione dell'analisi specialistica del nucleo e della valutazione di questa classe di riserve comporta la procedura per la perforazione di quattro pozzi di prospezione e stima con una direzione inclinata.

I pozzi orizzontali saranno perforati nel 2016. Per stimare il volume delle riserve recuperabili, si prevede di eseguire la fratturazione idraulica a più stadi.

L'impatto del giacimento sull'ecologia del territorio

I principali fattori che influenzano la situazione ambientale nell'area di campo sono la presenza di emissioni in atmosfera. strati. Queste emissioni sono gas di petrolio, prodotti della combustione del petrolio, componenti del vapore da frazioni di idrocarburi leggeri. Inoltre, vi sono sversamenti sul suolo di prodotti e componenti petroliferi.

La caratteristica territoriale unica del deposito è dovuta alla sua posizione sui paesaggi fluviali delle pianure alluvionali e all'interno della zona di protezione delle acque. La presentazione dei requisiti di sviluppo speciali si basa su un valore elevato. In questa situazione vengono considerate pianure alluvionali con un caratteristico dinamismo elevato e un regime idrologico complesso. Questo territorio è stato scelto per la nidificazione di uccelli migratori di specie vicine all'acqua, molti sono inclusi nel Libro Rosso. Il deposito si trova sul territorio delle rotte migratorie e dei luoghi di svernamento di molti rari rappresentanti dell'ittiofauna.

Già 20 anni fa, la Commissione centrale per lo sviluppo di NM e NGM sotto il Ministero del carburante e dell'energia della Russia, nonché il Ministero della protezione ambientale e delle risorse naturali della Russia, hanno approvato lo schema esatto per lo sviluppo di NM Priobskoye e la parte ambientale di tutta la documentazione di progettazione preliminare.

Il campo di Priobskoye è tagliato in due parti dal fiume Ob. È paludoso e durante un'inondazione, la maggior parte è allagata. Sono state queste condizioni che hanno facilitato la formazione di zone di riproduzione dei pesci sul territorio del Nuovo Messico. Il Ministero del carburante e dell'energia della Russia ha presentato materiali alla Duma di Stato, sulla base dei quali si è concluso che lo sviluppo di NM Priobskoye era complicato a causa dei fattori naturali esistenti. Tali documenti confermano la necessità di risorse finanziarie aggiuntive per applicare solo le tecnologie più recenti e rispettose dell'ambiente sul territorio del campo, che consentiranno un'attuazione altamente efficiente delle misure di protezione ambientale.

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 MOU CDP, è stato identificato il sollevamento di Priobskoye. 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 con una portata di 14,2 m 3 / giorno a una strozzatura di 4 mm dagli intervalli 2885-2977 m (Tyumen suite YUS 2) e 2463-2467 m (formazione AS 11 1) - 5,9 m 3 / giorno a un livello dinamico di 1023 mt.

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

Geosineclisi della Siberia occidentale, situata nella zona di giunzione della depressione 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 netto 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 superiori 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 aperto 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-C è stato recuperato a una profondità di 2664-2689 m all'interno della cengia strutturale di Seliyarovsky. 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 una monoclinale complicata da sollevamenti locali di piccola ampiezza (area dei fori 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 giacimento 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 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 in zona pozzi. 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 della formazione AS 11 2-4 è di tipo litologicamente schermato, sono 8 in totale, con 1-2 pozzi perforati. 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 ad arco sotto forma di un'ampia fascia di colatura nord-orientale, delimitata su tre lati da zone argillose.

Il giacimento principale AC 11 1 è il secondo per valore all'interno del campo di Priobskoye, scoperto 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. L'invaso AS 11 0 presenta una zona di sviluppo del giacimento molto insignificante sotto forma di corpi lenticolari, confinata alle sezioni sommerse della parte quasi frontale.

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 Нд = 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 occorrenza , 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 nel range 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 aperti 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 stato aperto ad una profondità di 2500-2566 m ed è controllato dalle zone argillose di formazione. Saturo d'olio gli spessori variano da 1,6 a 8,4 m. 295, 3,75 m 3 / giorno è stato ottenuto a Hd = 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 recuperato a una profondità di 2374-2492 m.Le zone di sostituzione del serbatoio 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 di 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 del 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 a una 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. 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 AC 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 da pozzi 271 e 259. Il giacimento 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, 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 ad una 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

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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).

Il bilancio delle riserve di petrolio, approvato dal Comitato delle Riserve di Stato, nella categoria C1 è di 1.827,8 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 gran parte del territorio è invaso da acque di piena;

il fiume Ob scorre attraverso il territorio del 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 AC10 e AC11 sono classificati come a media e bassa produttività e gli AC12 sono anormalmente a bassa produttività. Il funzionamento della formazione AS12 dovrebbe essere individuato come un problema di sviluppo separato, perché , 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.

Una delle direzioni 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. Le elevazioni assolute 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 Obskaya Bolshoy Salym. Il fiume Ob è la principale via d'acqua della regione di Tyumen. Sul territorio della regione c'è un gran numero di laghi, il più grande dei quali è 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 presenza 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 della falda 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 inferiore, 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 (oltre 3000 m) di sedimenti terrigeni della copertura sedimentaria di età meso-cenozoica, presenti sulle rocce del complesso pregiurassico, 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 di disfacimento con discordanza 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)

Ovunque si sviluppano depositi del sistema cretaceo, 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 negli strati AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

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. La formazione ha uno spessore 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 suite è composta da depositi continentali alluvionali-marini, costituiti da sabbie da grigie a bianche, prevalentemente quarzo con intercalari di lignite, argille e siltiti. Lo spessore della suite è di 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formazione - rappresentata da intercalazioni irregolari di sabbie, 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 strati sottili 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 da un'alternanza di sabbie, argille, argille e argille sabbiose, nella parte superiore da facies palustri e lacustri - 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-Mansi, il megafold Lyaminsky, i gruppi di sollevamento Salym e West Lempa. Le strutture del primo ordine sono complicate da rilievi a forma di rigonfiamento e cupola del secondo ordine e 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 Lempinskaya. 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 sono 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 ricoperta da una rete sparsa di profili sismici, sulla base dei quali 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 notevole spessore dal Giurassico medio all'età aptiana ed è 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 i pacchi 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 nel 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.

Mentre 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 di loro.

Secondo le determinazioni effettuate 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 della formazione 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 AC12/3 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 variano da 1,02 m3 / giorno, Нд = 1239 m a 7,5 m3 / 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. Rinvenuta a profondità di 2536-2728 m, è confinata in un monoclinale complicato da rilievi locali di piccola ampiezza con zone di transizione tra di essi, la struttura è delimitata su tre lati 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 range da 0,8 a 40,6 m, mentre la zona degli spessori massimi (oltre 12 m) copre la parte centrale del giacimento, così come quella orientale. Le dimensioni del deposito litologicamente schermato sono 45 km per 25 km, l'altezza è di 176 m.

Nello strato AS 12/1-2 sono stati scoperti depositi di 7,5 x 7 km, 7 me 11 x 4,5 km e alti 9 m, entrambi 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 m 3 / giorno a livelli dinamici fino a 48 m 3 / 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 AS11 / 1 è sviluppato nella parte principale del sollevamento simile a un rigonfiamento dello sciopero 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 Le dimensioni del deposito sono 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 da 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 nella localizzazione 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 di petrolio 4,9-6,7 m 3 / giorno a livelli dinamici di 1359-875 m Gli spessori saturi di olio variano da 0,8 a 67,8 m Le dimensioni del serbatoio sono 46 per 8,5 km, l'altezza è 91 m.

All'interno del campo sono stati scoperti un totale di 42 giacimenti. L'area massima ha il serbatoio principale nello strato 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 idrico. 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 - falda acquifera 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 grande approvvigionamento centralizzato 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 regime 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 oligoelementi. 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 sono tracciati 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, formate da uno strato di sabbie debolmente cementate, sciolte, arenarie, siltiti e argille delle formazioni Uvat, Khanty-Mansi e Vikulovskaya, ben sostenuta in area, piuttosto omogenea all'interno del sito. Le acque sono caratterizzate da 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 a 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 (contenuto di grassi superiore a 50), la frazione molare di 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 determinati dalle 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 campo di Priobskoye sono state valutate in generale per strati 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, sono state prese le seguenti stime dei parametri di giacimento 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 le zone di giacimento 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 principali parametri di calcolo: spessore effettivo di saturazione di olio, porosità aperta e coefficienti di saturazione di olio. Il volume effettivo di saturazione d'olio è stato calcolato 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 identificate nelle aree studiate dai pozzi esplorativi, in cui sono stati ottenuti flussi commerciali di petrolio o si sono avute 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 degassato 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 quanto riguarda la parte perforata, le riserve sono così ripartite:

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 di giacimento 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 minerari, attrezzature utilizzate

Lo sviluppo di ogni stabilimento 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 di riva sinistra del campo di Priobskoye, compresa l'area alluvionale N4, in cui sono stati apportati adeguamenti per lo sviluppo della parte di riva 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 al 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 del giacimento 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 stimolazione della produzione.

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

3 . Metodi avanzati di recupero dell'olio 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 suddetti metodi per stimolare la formazione 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 di 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 fisico-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 degli strati 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 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 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 sali nel mezzo poroso del serbatoio durante l'interazione chimica dell'acqua iniettata e prodotta,

riduzione dello sweep di formazione per allagamento dovuto alla formazione di fratture-fratture attorno ai pozzi di iniezione e alla 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.

L'uso di soluzioni tensioattive in campo è stata respinta, innanzitutto, a causa della bassa efficienza di questi reagenti nelle condizioni di 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 fondo per la stimolazione della produzione

3.3.1 Trattamenti acidi

Il trattamento acido delle formazioni viene effettuato sia per aumentare che per ripristinare la permeabilità del giacimento della zona del pozzo di fondo. 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 HCl 14% e HF 5%, 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 a lungo termine (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 ripristinare la 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 di 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 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 estrarre 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 è stata il petrolio del giacimento AS-12 - 78,8% della produzione totale nel giacimento e 32,4% della produzione in generale. 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 rappresentava oltre il 44% della produzione di petrolio di tutto il petrolio 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 pari a 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 del 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 compagnie stanno conducendo 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 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 esca 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 di alta precisione. 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 stanno creando il problema più grande per il campo: sono così tanti che è ancora impossibile 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 retribuiti a diverse migliaia di lavoratori, tra i quali vi sono specialisti altamente qualificati e lavoratori senza qualifiche.

Giacimenti petroliferi in Russia
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611

I tre quarti settentrionali del giacimento erano controllati da YUKOS tramite una società figlia Yuganskneftegaz, e ha iniziato la produzione di petrolio nel 2000. Nel 2004 Yuganskneftegaz è stata acquistata da Rosneft, che ora è la società operativa per quella parte del giacimento. Il quarto meridionale del giacimento era controllato da Sibir Energy, che ha avviato una joint venture con Sibneft per sviluppare il giacimento, con produzione in serie a partire dal 2003. Successivamente Sibneft ha acquisito il controllo completo del giacimento tramite una manovra aziendale per diluire la partecipazione di Sibir. Sibneft è ora controllata a maggioranza da Gazprom e ribattezzata Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field

Campo di Priobskoye (KhMAO)
Riserve, milioni di tonnellate
ABC1 - 1061.5
C2 - 169,9
Produzione nel 2007, milioni di tonnellate - 33,6

Per molti anni, il giacimento di Samotlor è stato il più grande sia in termini di riserve che di produzione di petrolio. Nel 2007, per la prima volta, ha ceduto il primo posto al giacimento di Priobskoye, dove la produzione di petrolio ha raggiunto i 33,6 milioni di tonnellate (7,1% di quella russa), e le riserve esplorate sono aumentate rispetto al 2006 di quasi 100 milioni di tonnellate (tenendo conto del rimborso alla produzione).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html

Abdulmazitov R.D. Geologia e sviluppo dei più grandi e unici giacimenti di petrolio, petrolio e gas in Russia.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082

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

Priobskoye è un gigantesco giacimento petrolifero in Russia. Situato nel distretto autonomo di Khanty-Mansiysk, vicino a Khanty-Mansiysk. Aperto nel 1982. È 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.

Il deposito appartiene alla provincia della Siberia occidentale. Aperto nel 1982. Depositi a una profondità di 2,3-2,6 km. La densità dell'olio è di 863-868 kg / m3, contenuto di paraffina moderato (2,4-2,5%) e contenuto di zolfo 1,2-1,3%.

Alla fine del 2005, nel campo sono presenti 954 pozzi in produzione e 376 in iniezione, di cui 178 perforati nell'ultimo anno.

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.

Attualmente, la parte settentrionale del giacimento è in fase di sviluppo da LLC RN-Yuganskneftegaz, di proprietà di Rosneft, e la parte meridionale è in fase di sviluppo da LLC Gazpromneft - Khantos, di proprietà di Gazprom Neft.
http://ru.wikipedia.org/wiki/Priobskoe_oil_field

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

PRIOBSKOE: SONO 100 MILIONI! (Rosneft: Bollettino aziendale, settembre 2006) -
Il 1 maggio 1985 fu perforato il primo pozzo esplorativo nel campo di Priobskoye. Nel settembre 1988, sulla sua sponda sinistra, iniziò la produzione di esplosivo utilizzando il metodo a flusso dal pozzo n. 181-P con una portata di 37 tonnellate al giorno. L'ultimo giorno di luglio 2006, i petrolieri di Priobskoye hanno riferito della produzione della 100 milionesima tonnellata di petrolio.

La licenza per lo sviluppo del campo appartiene a OJSC Yuganskneftegaz.
Il più grande campo della Siberia occidentale - Priobskoye - si trova amministrativamente nella regione di Khanty-Mansiysk a una distanza di 65 km da Khanty-Mansiysk e 200 km da Nefteyugansk. Priobskoe è stato scoperto nel 1982. È 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.

Secondo la classificazione russa, le riserve di petrolio esplorate sono 1,5 miliardi di tonnellate, recuperabili - più di 600 milioni di tonnellate.
Secondo l'analisi elaborata dalla società di revisione internazionale DeGolyer & MacNaughton, al 31 dicembre 2005, le riserve petrolifere del giacimento di Priobskoye secondo la metodologia SPE sono: 694 milioni di tonnellate accertate, probabili - 337 milioni di tonnellate, possibili - 55 milioni di tonnellate .

Riserve per il giacimento secondo gli standard russi al 01.01.2006: NGZ (Oil and Gas Reserves) - 2.476,258 milioni di tonnellate.

La produzione di petrolio nel campo di Priobskoye nel 2003 è stata di 17,6 milioni di tonnellate, nel 2004 - 20,42 milioni di tonnellate, nel 2005 - 20,59 milioni di tonnellate. Nei piani di sviluppo strategico dell'azienda, il campo di Priobskoye è assegnato a uno dei luoghi principali: entro il 2009 si prevede di produrre fino a 35 milioni di tonnellate qui.
L'ultimo giorno di luglio 2006, i petrolieri di Priobskoye hanno riferito della produzione della 100 milionesima tonnellata di petrolio. 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.

La storia del campo di Priobskoye:
Nel 1985 furono scoperte riserve di petrolio commerciale, secondo i test del pozzo 181r, si ottenne un afflusso di 58 m3 / giorno.
Nel 1989 - l'inizio della perforazione della boscaglia 101 (riva sinistra)
Nel 1999 - messa in servizio del pad pozzi 201 (Riva Destra)
Nel 2005 la produzione giornaliera è stata di 60.200 ton/giorno, producendo stock di 872 pozzi, dall'inizio dello sviluppo sono state prodotte 87205,81 mila ton.

Solo negli ultimi anni, utilizzando la perforazione direzionale, sono stati completati nel campo 29 attraversamenti sottomarini, di cui 19 nuovi costruiti e 10 vecchi ricostruiti.

Strutture del sito:
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
Laboratori di preparazione e 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).

L'impianto di trattamento 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.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html

Nella storia di Yuganskneftegaz, il 5 novembre 2009 è stato un altro giorno significativo: la 200 milionesima tonnellata di petrolio è stata prodotta nel campo di Priobskoye. Ricordiamo che questo gigantesco giacimento petrolifero è stato scoperto nel 1982. Il campo si trova vicino a Khanty-Mansiysk ed è diviso in due parti dal fiume Ob. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, la riva destra nel 1999. La 100 milionesima tonnellata di petrolio è stata prodotta nel giacimento nel luglio 2006.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html

24/03/2010 NK Rosneft prevede di produrre 29,6 milioni di tonnellate di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2010, il 12,4% in meno rispetto al 2009, secondo la gestione delle informazioni della società. Nel 2009, Rosneft ha prodotto 33,8 milioni di tonnellate di petrolio dal giacimento.

Inoltre, secondo il rapporto, oggi Rosneft ha commissionato la prima fase di una centrale elettrica a turbina a gas (GTES) nel giacimento di petrolio e gas di Priobskoye. La capacità della prima fase del GTPP è di 135 MW, la seconda fase dovrebbe essere commissionata a maggio 2010, la terza a dicembre. La capacità totale della stazione sarà di 315 MW. La costruzione della stazione insieme alle strutture ausiliarie costerà a Rosneft 18,7 miliardi di rubli. Allo stesso tempo, secondo il rapporto, a causa dell'abbandono delle strutture idrauliche e dell'installazione di apparecchiature a vapore, i costi di capitale per la costruzione della centrale elettrica a turbina a gas sono stati ridotti di oltre 5 miliardi di rubli.

Il capo di Rosneft, Sergei Bogdanchikov, ha osservato che la messa in servizio del Priobskaya GTPP risolve contemporaneamente tre problemi: l'utilizzo del gas associato (APG), la fornitura di elettricità al campo e la stabilità del sistema energetico della regione.

Nel 2009, Rosneft ha prodotto più di 2 miliardi di metri cubi nel campo di Priobskoye. m di gas di petrolio associato (APG) e utilizzato solo poco più di 1 miliardo di metri cubi. m Entro il 2013, il quadro cambierà: nonostante il calo della produzione SGA a 1,5 miliardi di metri cubi. m, il suo utilizzo raggiungerà il 95%, dice il messaggio.

Secondo S. Bogdanchikov, Rosneft sta valutando la possibilità di fornire a Gazprom Neft il suo tubo per il trasporto del gas di petrolio associato dal giacimento di Priobskoye per l'utilizzo presso il complesso di trattamento del gas Yuzhno-Balyk di SIBUR. Lo riporta RBC.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml

Rosneft fornisce fino al 30% del proprio consumo energetico con i propri impianti. Sono state costruite centrali elettriche funzionanti a gas associato: nel giacimento di Priobskoye, a Vankor, nel Territorio di Krasnodar.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/

19/12/2009
Gazprom Neft ha lanciato la prima fase della centrale elettrica a turbina a gas Yuzhno-Priobskaya (GTES) nel campo di Priobskoye (KhMAO), costruita dalla società per le proprie esigenze di produzione, ha affermato la società.
La capacità del primo stadio del GTPP era di 48 MW. Il volume degli investimenti di capitale per l'introduzione della prima fase è di 2,4 miliardi di rubli.
Attualmente, il fabbisogno elettrico di Gazpromneft-Khantos è di circa 75 MW di elettricità e, secondo i calcoli degli specialisti dell'azienda, entro il 2011 il consumo di energia aumenterà a 95 MW. Inoltre, nei prossimi anni, le tariffe del sistema energetico di Tyumen aumenteranno in modo significativo, da 1,59 rubli per kWh nel 2009 a 2,29 rubli per kWh nel 2011.
Il lancio della seconda fase della centrale porterà la capacità di generazione di energia di Gazpromneft-Khantos fino a 96 MW e soddisferà pienamente il fabbisogno elettrico dell'azienda.

Il campo di Priobskoye è un asset chiave di Gazprom Neft, che rappresenta quasi il 18% della struttura produttiva dell'azienda.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
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Ridimensionamento degli oggetti di sviluppo come metodo per migliorare il recupero dell'olio
Nel campo di Priobskoye si stanno sviluppando congiuntamente tre formazioni: AC10, AC11, AC12 e la permeabilità della formazione AC11 è un ordine di grandezza superiore alla permeabilità delle formazioni AC10 e AC12. Per un efficiente recupero delle riserve dalle formazioni a bassa permeabilità AC10 e AC12, non c'è altra alternativa che l'introduzione della tecnologia ORRNEO, principalmente nei pozzi di iniezione.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428

Il metodo di interpretazione complessa dei risultati di registrazione dei pozzi utilizzato in JSC ZSK "TYUMENPROMGEOFIZIKA" nello studio delle sezioni terrigene
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85

Zona di facies Frolovskaya della Siberia occidentale neocomiana alla luce della valutazione del potenziale di petrolio e gas
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Letteratura

Schemi stratigrafici regionali dei depositi mesozoici della pianura siberiana occidentale. - Tjumen' - 1991.
Geologia del petrolio e del gas nella Siberia occidentale // A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, V.S. Surkov e altri - M.: Nedra - 1975. - 680 p.
Catalogo delle disaggregazioni stratigrafiche // Tr. ZapSibNIGNI.-1972.- Edizione. 67.-313 pag.
Argentovsky L.Yu., Bochkarev V.S. et al.. Stratigrafia dei sedimenti mesozoici della copertura della piattaforma della placca siberiana occidentale // Problemi di geologia della provincia petrolifera e del gas della Siberia occidentale / Tr. ZapSibNIGNI - 1968. - Numero 11. - 60 p.
Sokolovsky A.P., Sokolovsky R.A. Tipi anomali di sezioni delle formazioni Bazhenov e Tutleim della Siberia occidentale // Bollettino dell'utente del sottosuolo dell'Okrug autonomo Khanty-Mansi.- 2002.-11.- P. 64-69.

Efficienza dello sviluppo del giacimento petrolifero
In Russia, sia i pozzi orizzontali che la fratturazione idraulica in giacimenti a bassa permeabilità sono utilizzati in volumi sufficienti, ad esempio nel campo di Priobskoye, dove la permeabilità è solo da 1 a 12 md ed è semplicemente impossibile fare a meno della fratturazione idraulica .
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660

Nuovo scandalo ambientale nel distretto autonomo di Khanty-Mansiysk. La nota azienda Rosekoprompererabotka, che è diventata famosa per l'inquinamento del fiume Vakh nella tenuta di TNK-BP, è diventata ancora una volta il suo partecipante.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html

Miglioramento della qualità della cementazione del rivestimento nel campo di Yuzhno-Priobskoye
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6

Impatto del gas termico e giacimenti della Siberia
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Metodo del gas termico e suite Bazhenovskaya
http://energyland.info/analitic-show-50375

Implementazione dell'iniezione split simultanea nel campo di Priobskoye
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Trasferimento dei pozzi del campo di Priobskoye a un sistema di controllo adattativo per una pompa centrifuga elettrica
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf

Analisi dei guasti ESP nei giacimenti petroliferi russi
http://neftya.ru/?p=275

Interruzioni durante la formazione dei clinoformi neocomiani nella Siberia occidentale
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html

Migliorare la tecnologia dell'iniezione separata simultanea per i campi multistrato
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html

LLC "Mamontovsky KRS"
Lavora presso i depositi delle regioni Mamontovsky, Maysky, Pravdinsky, Priobsky
http://www.mkrs.ru/geography.aspx

28.01.2010
Anche prima del nuovo anno, sono stati completati gli audit ambientali nei due più grandi giacimenti di Ugra: Samotlorskoye e Priobskoye. Sulla base dei risultati, sono state tratte conclusioni deludenti: i petrolieri non solo rovinano la natura, ma sottopagano anche almeno 30 miliardi di rubli all'anno ai bilanci di diversi livelli.
http://www.t-i.ru/article/13708/

"Siberian Oil", n. 4 (32), aprile 2006. "C'è dove muoversi"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685

BP / AMOCO si ritira dal progetto Priobskoye, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250

Foto
Campo di Priobskoye
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Campo di Priobskoye, Khanty-Mansi Autonomous Okrug. Società SGK-Burenie".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Campo Yuzhno-Priobskoye