Acasă › Moștenirea și donația › Geologia zăcământului Priobskoe (Priobka). Câmpul Priobskoye Regiunea Priobsky

Geologia zăcământului Priobskoe (Priobka). Câmpul Priobskoye Regiunea Priobsky

Câmpul Priobskoye este situat în partea centrală a Câmpiei Siberiei de Vest. Din punct de vedere administrativ, se află în regiunea Khanty-Mansiysk, la 65 km est de Khanty-Mansiysk și la 100 km vest de oraș. Nefteiugansk.

În perioada 1978-1979 Ca rezultat al explorării seismice detaliate a CDP, a fost identificată ridicarea Priobskoe. Din acest moment începe un studiu detaliat al structurii geologice a teritoriului: dezvoltarea pe scară largă a explorării seismice în combinație cu adâncimi. foraj.

Descoperirea câmpului Priobskoye a avut loc în 1982 ca urmare a forajși testarea puțului 151, când a fost obținut un flux comercial ulei debit de 14,2 m 3 /zi la un șoc de 4 mm din intervalele de 2885-2977 m (formația Tyumen YUS 2) și 2463-2467 m (formația AS 11 1) - 5,9 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1023 m.

Structura Priob, conform hărții tectonice a acoperirii platformei mezo-cenozoice.

Geosinecliza Siberiei de Vest este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansi, a megatrough-ului Lyaminsky, a grupurilor de ridicări Salym și West Lyaminsky.

Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări în formă de umflătură și în formă de cupolă de ordinul doi și structuri anticlinale locale individuale, care fac obiectul lucrărilor de prospectare și explorare asupra uleiŞi gaz.

Formațiunile productive din câmpul Priobskoye sunt formațiunile grupului „AS”: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. În termeni stratigrafici, aceste straturi aparțin depozitelor cretacice ale Formațiunii Vartov Superioare. Din punct de vedere litologic, formațiunea Vartovskaya Superioară este compusă din intercalarea frecventă și neuniformă a noroiilor cu gresii și siltstones. Pietrele de noroi sunt gri închis, gri cu o nuanță verzuie, mătăsoase, micacee. Gresiile și siltstones sunt gri, argiloase, micacee, cu granulație fină. Printre noroi și gresii se întâlnesc interstraturi de calcare argiloase și concrețiuni de siderit.

Rocile conțin detritus vegetal carbonizat, rareori bivalve (inocerame) de conservare slabă și moderată.

Rocile permeabile ale formațiunilor productive au o lovitură de nord-est și submeridială. Aproape toate formațiunile se caracterizează printr-o creștere a grosimii efective totale, a coeficientului de conținut de nisip, în principal în părțile centrale ale zonelor de dezvoltare a rezervorului, pentru a crește proprietățile rezervorului și, în consecință, întărirea materialului clastic are loc în est (pentru straturile din orizontul AC 12) și direcțiile nord-estice (pentru orizontul AC 11).

Horizon AC 12 este un corp nisipos gros, alungit de la sud-vest la nord-est sub forma unei benzi late cu o grosime maxima efectivă în partea centrală de până la 42 m (puţul 237). În acest orizont se disting trei obiecte: straturi AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0.

Depozitele formațiunii AS 12 3 sunt prezentate sub forma unui lanț de corpuri nisipoase în formă de lentilă cu o lovitură de nord-est. Grosimile efective variază de la 0,4 m până la 12,8 m, cu valori mai mari limitate la depozitul principal.

Zăcământul principal AS 12 3 a fost descoperit la adâncimi de -2620 și -2755 m și este ecranat litologic pe toate părțile. Dimensiunile depozitului sunt de 34 x 7,5 km, iar înălțimea este de 126 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 241 a fost descoperit la adâncimi de -2640-2707 m și este limitat la ridicarea locală Khanty-Mansiysk. Depozitul este controlat din toate părțile prin zone de înlocuire a rezervorului. Dimensiunile depozitului sunt de 18 x 8,5 km, înălțimea - 76 m.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 234 a fost descoperit la adâncimi de 2632-2672 m și reprezintă o lentilă de gresie pe adâncitura vestică a structurii Priob. Dimensiunile depozitului sunt de 8,5 x 4 km, iar inaltimea de 40 m, tipul este cernut litologic.

Depuneți AS 12 3 în zona puțului. 15-C a fost descoperit la adâncimi de 2664-2689 m în marginea structurală Seliyarovsky. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 11,5 x 5,5 km, iar înălțimea este de 28 m.

Depozitul AS 12 1-2 este principalul si este cel mai mare din domeniu. Se limitează la un monoclin, complicat de ridicări locale de amplitudine mică (regiunea puțurilor 246, 400) cu zone de tranziție între ele. Este limitată pe trei laturi de ecrane litologice și doar în sud (spre zona estică Frolovskaya) tind să se dezvolte rezervoare. Cu toate acestea, având în vedere distanțele semnificative, limita zăcământului este încă limitată condiționat de o linie care se întinde la 2 km sud de sondă. 271 și 259. Saturat cu ulei grosimile variază într-o gamă largă de afluenți de la 0,8 m (puțul 407) la 40,6 m (puțul 237). ulei până la 26 m 3 /zi pe racord de 6 mm (puţ 235). Dimensiunile depozitului sunt de 45 x 25 km, înălțimea - 176 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 4-KhM a fost descoperit la adâncimi de 2659-2728 m și este limitat la o lentilă de nisip pe versantul nord-vestic al ridicării locale Khanty-Mansiysk. Saturat cu ulei grosimi variază de la 0,4 la 1,2 m Dimensiunile depozitului sunt de 7,5 x 7 km, înălțimea - 71 m.

Depuneți AS 12 1-2 în zona puțului. 330 descoperit la adâncimi de 2734-2753m Saturat cu ulei grosimi variază de la 2,2 la 2,8 m Dimensiunile depozitului sunt de 11 x 4,5 km, înălțimea - 9 m - ecranat litologic.

Depozitele formațiunii AC 12 0 - cea principală - au fost descoperite la adâncimi de 2421-2533 m Este un corp în formă de lentilă orientat de la sud-vest la nord-est. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,6 (puţ 172) până la 27 m (puţ 262). Afluenţii ulei până la 48m 3 /zi pe un fiting de 8 mm. Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 41 x 14 km, înălțimea - 187 m AC 12 0 în zona puțului. 331 a fost descoperit la adâncimi de 2691-2713 m și reprezintă o lentilă de roci nisipoase. Saturat cu ulei grosimea acestui puț este de 10 m Dimensiuni 5 x 4,2 km, înălțime - 21 m ulei- 2,5 m 3 /zi la Hd = 1932 m.

Depozitul de formare AS 11 este de tip 2-4 cernute litologic, sunt 8 in total, deschise de 1-2 sonde. Pe suprafață, depozitele sunt situate sub formă de 2 lanțuri de lentile în partea de est (cea mai ridicată) și în vest în partea mai scufundată a structurii monoclinale. Saturat cu ulei grosimile din est cresc de 2 sau mai multe ori comparativ cu fântânile vestice. Intervalul total de schimbare este de la 0,4 la 11 m.

Depozitul de formație AS 11 2-4 din zona puțului 246 a fost descoperit la o adâncime de 2513-2555 m Dimensiunile zăcământului sunt de 7 x 4,6 km, înălțimea - 43 m.

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 247 a fost descoperit la o adâncime de 2469-2490 m Dimensiunile zăcământului sunt de 5 x 4,2 km, înălțimea - 21 m.

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 251 a fost descoperit la o adâncime de 2552-2613 m Dimensiunile zăcământului sunt de 7 x 3,6 km, înălțimea - 60 m.

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 232 a fost deschis la o adâncime de 2532-2673 m. Dimensiunile depozitului sunt de 11,5 x 5 km, înălțimea - 140 m.

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 262 a fost deschis la o adâncime de 2491-2501 m. Dimensiunile depozitului sunt de 4,5 x 4 km, înălțimea - 10 m.

Depozitul de formațiune AS 11 2-4 din zona sondei 271 a fost descoperit la o adâncime de 2550-2667 m. Dimensiunile depozitului sunt de 14 x 5 km.

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 151 au fost descoperite la o adâncime de 2464-2501m. Dimensiunile depozitului sunt de 5,1 x 3 km, înălțimea - 37 m.

Depozit de formațiune AS 11 2-4 în zona puțului. 293 a fost descoperit la o adâncime de 2612-2652 m Dimensiunile zăcământului sunt de 6,2 x 3,6 km, înălțimea - 40 m.

Depozitele formațiunii AS 11 1 sunt limitate în principal la porțiunea apropiată de creasta sub forma unei fâșii largi de lovitură de nord-est, limitată pe trei laturi de zone argiloase.

Zăcământul principal AS 11 1 este al doilea ca mărime din câmpul Priobskoye, descoperit la adâncimi de 2421-2533 m zăcământul este limitat pe trei laturi de zone argiloase, iar în sud, granița este trasată condiționat, de-a lungul unei linii de 2. km sud de puţul 271 şi 259. Debite ulei variază de la 2,46 m 3 /zi la un nivel dinamic de 1195 m (puţ 243) până la 118 m 3 /zi printr-un fiting de 8 mm (puţ 246). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 m (puţ 172) până la 41,6 (puţ 246). Dimensiunile depozitului sunt de 48 x 15 km, înălțimea până la 112 m, tip - ecranat litologic.

Depozitele formaţiunii AC 11 0. Formațiunea AS 11 0 are o zonă foarte mică de dezvoltare a rezervoarelor sub formă de corpuri în formă de lentilă, limitate la zonele scufundate ale părții apropiate crestei.

Depuneți AC 11 0 în zona puțului. 408 a fost deschis la o adâncime de 2432-2501 m Dimensiunile depozitului sunt de 10,8 x 5,5 km, înălțimea - 59 m, tip ecranat litologic. Debit ulei din fântână 252 a fost de 14,2 m3/zi la Нд =1410 m.

Depuneți AC 11 0 în zona puțului. 172 a fost pătruns de un puț la o adâncime de 2442-2446 m și are dimensiuni de 4,7 x 4,1 km, înălțime - 3 m ulei s-a ridicat la 4,8 m 3 /zi la Hd = 1150 m.

Depuneți AC 11 0 în zona puțului. 461 masoara 16 x 6 km. Saturat cu ulei grosimea variază de la 1,6 la 4,8 m Tipul depozitului - cernut litologic. Debit ulei din fântână 461 a fost de 15,5 m3/zi, Nd = 1145 m.

Depuneți AC 11 0 în zona puțului. 425 a fost pătruns de o fântână. Saturat cu ulei putere - 3,6 m ulei s-a ridicat la 6,1 m 3 /zi la Нд =1260 m.

Orizontul AS 10 a fost descoperit în zona centrală a câmpului Priobskoye, unde este limitat la mai multe zone scufundate din partea apropiată a crestei, precum și în aripa de sud-vest a structurii. Împărțirea orizontului în straturi AS 10 1, AS 10 2-3 (în părțile centrale și de est) și AS 10 2-3 (în vest) este într-o anumită măsură arbitrară și este determinată de condițiile de apariție și formarea acestor depozite, ținând cont de compoziția litologică a rocilor și de caracteristicile fizico-chimice uleiuri.

Zăcământul principal AS 10 2-3 a fost descoperit la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Debite ulei sunt în intervalul de la 1,5 m 3 /zi la un fiting de 8 mm (puţ 181) până la 10 m 3 /zi la Nd = 1633 m (puţ 421). Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 m (puţ 180) până la 15,6 m (puţ 181). Dimensiunile zăcământului sunt de 31 x 11 km, înălțimea este de până la 292 m, zăcământul este cernut litologic.

Depuneți AC 10 2-3 în zona puțului. 243 descoperit la adâncimi de 2393-2433 m ulei este de 8,4 m 3 /zi la Нд =1248 m (puţul 237). Saturat cu ulei grosime - 4,2 - 5 m Dimensiuni 8 x 3,5 km, inaltime pana la 40 m Tip de depozit - cernut litologic.

Depuneți AC 10 2-3 în zona puțului. 295 a fost deschis la adâncimi de 2500-2566 m și este controlat de zone de formare a argilei. Saturat cu ulei grosimile variază de la 1,6 la 8,4 m. 295, 3,75 m 3 /zi s-a obţinut la Hd = 1100 m Dimensiunile depozitului sunt de 9,7 x 4 km, înălţimea - 59 m.

Zăcământul principal AS 10 1 a fost descoperit la adâncimi de 2374-2492 m zonele de înlocuire a rezervorului controlează zăcământul pe trei laturi, iar în sud, limita acestuia este trasă condiționat la o distanță de 2 km de puț. 259 și 271. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,4 (forajul 237) la 11,8 m (forajul 265). Debite ulei: de la 2,9 m 3 /zi la Нд =1064 m (puţ 236) până la 6,4 m 3 /zi la un fiting de 2 mm. Dimensiunile depozitului sunt de 38 x 13 km, înălțimea până la 120 m, tip depozit - ecranat litologic.

Depuneți AC 10 1 în zona puțului. 420 a fost descoperit la adâncimi de 2480-2496 m Dimensiunile zăcământului sunt de 4,5 x 4 km, înălțimea - 16 m.

Depuneți AC 10 1 în zona puțului. 330 a fost descoperit la adâncimi de 2499-2528 m Dimensiunile zăcământului sunt de 6 x 4 km, înălțimea - 29 m.

Depuneți AC 10 1 în zona puțului. 255 a fost descoperit la adâncimi de 2468-2469 m Dimensiunile zăcământului sunt de 4 x 3,2 km.

Secţiunea formaţiunii AS 10 este completată de formaţiunea productivă AS 10 0. În cadrul căruia au fost identificate trei zăcăminte, situate sub forma unui lanț de lovitură submeridiană.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 242 a fost deschis la adancimi de 2356-2427 m si este cernut litologic. Debite ulei sunt 4,9 - 9 m 3 /zi la Hd-1261-1312 m. Saturat cu ulei grosimile sunt de 2,8 - 4 m Dimensiunile depozitului sunt de 15 x 4,5 km, inaltimea pana la 58 m.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 239 descoperite la adâncimi de 2370-2433 m ulei sunt 2,2 - 6,5 m 3 /zi la Hd-1244-1275 m. Saturat cu ulei grosimile sunt de 1,6 -2,4 m Dimensiunile depozitului sunt de 9 x 5 km, inaltimea pana la 63 m.

AC 10 0 depozit în zona puțului. 180 a fost deschis la adâncimi de 2388-2391 m și este cernut litologic. Saturat cu ulei grosime - 2,6 m. Aflux ulei s-a ridicat la 25,9 m 3 /zi la Hd-1070 m.

Acoperirea de deasupra orizontului AC 10 este reprezentată de un membru de roci argiloase, variind de la 10 la 60 m de la est la vest.

Rocile nisipos-siltioase din formațiunea AC 9 au o distribuție limitată și sunt prezentate sub formă de ferestre facies, gravitând în principal spre secțiunile de nord-est și est ale structurii, precum și spre plonjonul de sud-vest.

Rezervor AC 9 în zona puțului. 290 a fost descoperit la adâncimi de 2473-2548 m și este limitat în partea de vest a câmpului. Saturat cu ulei grosimi variază de la 3,2 la 7,2 m ulei sunt 1,2 - 4,75 m 3 /zi la Hd - 1382-1184 m Dimensiunea depozitului este de 16,1 x 6 km, inaltimea - pana la 88 m.

În estul câmpului au fost identificate două mici depozite (6 x 3 km). Saturat cu ulei grosimi variază de la 0,4 la 6,8 m ulei 6 şi 5,6 m 3 /zi la Hd = 1300-1258 m Depozitele sunt cernute litologic.

Depozitele productive neocomiene sunt completate de formațiunea AC 7, care are în plasare un model foarte mozaic purtătoare de uleiși câmpuri acvifere.

Cel mai mare ca suprafață, depozitul estic al stratului AS 7 a fost descoperit la adâncimi de 2291-2382 m. Este conturat pe trei laturi de zone de înlocuire a rezervorului, iar în sud limita sa este condiționată și este trasată de-a lungul unei linii de 2. km de puţurile 271 şi 259. Depozitul este orientat spre sud-vest spre nord-est. Afluenţii ulei: 4,9 - 6,7 m 3 /zi la Hd = 1359-875 m. Saturat cu ulei grosimile variază de la 0,8 la 7,8 m. Dimensiunile depozitului siglat litologic sunt de 46 x 8,5 km, înălțimea până la 91 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 290 a fost deschis la o adâncime de 2302-2328 m. Purtătoare de ulei grosimile sunt de 1,6 - 3 m. 290 au primit 5,3 m 3 /zi ulei la P = 15 MPa. Dimensiunea depozitului este de 10 x 3,6 km, înălțimea - 24 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 331 a fost descoperit la o adâncime de 2316-2345 m și este un corp arcuit în formă de lentilă. Saturat cu ulei grosimi variază de la 3 la 6 m În puţ. 331 aflux primit ulei 1,5 m 3 /zi la Hd = 1511 m Dimensiunile depozitului ecranat litologic sunt de 17 x 6,5 km, înălțimea - 27 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 243 a fost descoperit la o adâncime de 2254-2304 m. Saturat cu ulei grosime 2,2-3,6 m Dimensiuni 11,5 x 2,8 km, inaltime - 51 m. În fântână 243 primite ulei 1,84 m 3 /zi la Nd-1362 m.

AC 7 depozit în zona fântânii. 259 a fost descoperit la o adâncime de 2300 m și reprezintă o lentilă de gresie. Saturat cu ulei grosime 5,0 m Dimensiuni 4 x 3 km.

Câmpul Priobskoye

Nume

indicatori

Categorie

AS 12 3

AS 12 1-2

AC 12 0

AS 11 2-4

AC 11 1

AC 11 0

AS 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

Recuperabil inițial

rezerve, mii de tone

Soarele 1

C 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Acumulat

producție, mii de tone

1006

Anual

producție, mii de tone

Bun stoc

minerit

injectare

Sistem

foraj

3 rânduri

Dimensiunea ochiului

500*500

Densitate

fântâni

Scurte caracteristici geologice și de câmp ale formațiunilor

Câmpul Priobskoye

Opțiuni				Index					formare
Rezervor productiv	AS 12 3	AS 12 1-2	AC 12 0		AS 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0	AS 10 2-3		AC 10 1	AC 10 0	AC 9	AC 7
Adâncimea acoperișului de formare, m	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
Cota absolută a acoperișului formației, m	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
Altitudinea absolută a OWC, m
Grosimea totală a formațiunii, m												18.8
Grosimea efectivă, m		11.3				10.6
Saturat cu ulei grosime, m	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
Coeficient de conținut de nisip, fracție, unități.	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

Caracteristicile petrofizice ale rezervoarelor

Opțiuni								Index				formare
Rezervor productiv		AS 12 3	AS 12 1-2	AC 12 0	AS 11 2-4	AC 11 1	AC 11 0		AS 10 2-3	AC 10 1	AC 10 0		AC 9	AC 7
Conținut de carbonat, %	medie min-max	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

Cu granulație 0,5-0,25 mm	medie min-max	1.75
cu granulație 0,25-0,1 mm	medie min-max	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
cu granulație 0,1-0,01 mm	medie min-max	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
cu granulație, 0,01 mm	medie min-max		11.0	10.3					15.3
coeficient de sortare,	medie min-max		1.814	1.755		1.660				1.692
Dimensiunea medie a granulelor, mm	medie min-max		0.086	0.089		0.095				0.073
Conținut de argilă,%
Tip de ciment		argilos, carbonat-argilos, film-pori.
Coeff. Porozitate deschisă. după miez, fracțiuni de unu	Medie min-mak	0.17 0.16-0.18	0.18 0.17-0.19	0.18 0.17-0.20	0.19 0.18-0.19	0.20 0.18-0.22			0.18 0.18	0.20 0.20-0.22	0.17 0.17
Coeff. permeabilitate prin miez, 10 -3 µm2	medie min-max	1.04 1.0-1.05	5.41 0.59-20.2	4.76 0.57-13.0	15.9 4.3-27.0	47.0 2.2-87.6				2.2 2.2-23.1
Capacitate de reținere a apei,%	medie min-max
Coeff. Porozitate deschisă conform GIS, unități.
Coeff. Permeabilitate conform GIS, 10 -3 µm 2
Coeff. Saturația cu ulei conform GIS, cota de unitati		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
Presiunea inițială a rezervorului, mPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
Temperatura rezervorului, C
Debit ulei conform rezultatelor testului de recunoaştere. bine m3/zi	Medie min-mak	1.0-7.5	0.1-26.0	2.5-21.6	0.4-25.5	2.5-118	5.94-14.2		1.5-58	1.64-6.4	9-25.9		1.2-4.8	1.5-6.7
Productivitate, m3/zi. mPa	medie min-max		2.67	2.12		4.42				1.39
Conductivitate hidraulică, 10 -11 m -3 /Pa*sec.	medie min-max	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

Caracteristici fizico-chimice uleiŞi gaz

Opțiuni	Index	formare
Rezervor productiv	AS 12 3	AS 11 2-4	AC 10 1
Densitate uleiîn superficială Conditii, kg/mc	886.0	884.0
Densitate uleiîn condiţii de rezervor
Vâscozitate în condiții de suprafață, mPa.sec	32.26	32.8	29.10
Vâscozitatea în condiții de rezervor	1.57	1.41	1.75

Rășini silicagel	7.35		7.31
Asfaltenă	2.70	2.44	2.48
Sulf	1.19	1.26	1.30
Parafină	2.54	2.51	2.73
Punct de turnare ulei, C 0
Temperatură saturaţie ulei parafină, C0
Randamentul fracțiilor,%
până la 100 C 0
până la 150 C 0	66.8
până la 200 C 0	15.1	17.0	17.5
până la 250 C 0	24.7	25.9	26.6
până la 300 C 0		38.2	39.2
Compoziția componentelor ulei(molar Concentraţie,%)
Carbonic gaz	0.49	0.52	0.41
Azot	0.25	0.32	0.22
Metan	22.97	23.67	18.27
Etan	4.07	4.21	5.18
propan	6.16	6.83	7.58
izobutan	1.10	1.08	1.13
Butan normal	3.65	3.86	4.37
Izopentan	1.19	1.58	1.25
Pentan normal	2.18	2.15	2.29
C6+mai mare	57.94	55.78	59.30
Masa moleculara, kg/mol			161.3
Presiunea de saturație, mPa			6.01
Coeficientul de volum	1.198	1.238	1.209
Gaz factor pentru separarea condiționată m 3 /t
Densitate gaz,kg/m3	1.242	1.279	1.275
Tip gaz
Compoziția componentelor gaz petrolier (concentrație molară,%)
Azot	1.43	1.45	1.26
Carbonic gaz	0.74	0.90	0.69
Metan	68.46	66.79	57.79
Etan	11.17	1.06	15.24
propan	11.90	13.01	16.42
izobutan	1.26	1.26	1.54
Butan normal	3.24	3.50	4.72
Izopentan	0.49	0.67	0.65
Pentan	0.71	0.73	0.95
C6+mai mare	0.60	0.63	0.74

Compoziția și proprietățile apelor de formare

Complex acvifer
Rezervor productiv	AC 12 0	AC 11 0	AC 10 1
Densitatea apei în condiții de suprafață, t/m3
Mineralizare, g/l
Tipul de apă		clor-ka-	facial

Clor		9217
Sodiu+Potasiu		5667
Kaliya
Magneziu
Hidrocarbonat		11.38
Iod		47.67
Brom
Bor
Amony		40.0

Noile tehnologii și politicile inteligente ale lui Yuganskneftegaz au îmbunătățit starea câmpului petrolier Priobskoye, ale cărui rezerve geologice sunt la nivelul de 5 miliarde de tone de petrol.

Câmpul petrolier Priobskoye este un câmp petrolier uriaș din Rusia. Acest câmp inaccesibil și îndepărtat este situat la 70 km de orașul Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. Este inclusă în provincia de petrol și gaze din Siberia de Vest. Aproximativ 80% din Priobsky NM este situat direct în câmpia inundabilă a râului Ob și este împărțit de apă în două părți. O caracteristică specială a Priobskoye este inundațiile în perioadele de inundații.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale zăcământului

O trăsătură distinctivă a Priobskoe este structura sa geologică complicată, caracterizată prin mai multe straturi și un grad scăzut de productivitate. Rezervoarele principalelor formațiuni productive se caracterizează prin permeabilitate scăzută, conținut scăzut de nisip, niveluri ridicate de conținut de argilă și disecție ridicată. Acești factori necesită utilizarea tehnologiilor de fracturare hidraulică în procesul de dezvoltare.

Depozitele nu sunt situate la o adâncime mai mare de 2,6 km. Indicatorii de densitate a uleiului sunt 0,86–0,87 tone pe m³. Cantitatea de parafine este moderată și nu depășește 2,6%, cantitatea de sulf este de aproximativ 1,35%.

Câmpul este clasificat drept sulfuros și are clasa II de petrol în conformitate cu GOST pentru rafinării.

Depozitele sunt clasificate ca cernute litologic si au elasticitatea si inchiderea regimului natural. Grosimea straturilor variază de la 0,02 la 0,04 km. Presiunea rezervorului are valori inițiale de 23,5–25 MPa. Temperatură straturile rămân în intervalul 88–90°C. Tipul de ulei de rezervor are parametri stabili de vâscozitate și are un coeficient dinamic de 1,6 MPa s, precum și efectul saturației cu ulei la o presiune de 11 MPa.

Caracterizat prin prezența ceară și rășinitatea scăzută a seriei naftenice. Volumul zilnic inițial al sondelor de petrol în funcțiune variază de la 35 la 180 de tone. Tipul puțurilor se bazează pe aranjarea clusterului, iar factorul maxim de recuperare este de 0,35 unități. Câmpul petrolier Priobskoye produce țiței cu o cantitate semnificativă de hidrocarburi ușoare, ceea ce implică necesitatea stabilizării sau izolării APG.

Începutul dezvoltării și valoarea rezervelor

Zăcământul de petrol Priobskoe a fost descoperit în 1982. În 1988, a început dezvoltarea părții malului stâng a câmpului, iar unsprezece ani mai târziu au început dezvoltarea malului drept.

Numărul rezervelor geologice este de 5 miliarde de tone, iar cantitatea dovedită și recuperabilă este estimată la aproape 2,5 miliarde de tone.

Particularități ale producției pe teren

Durata dezvoltării în conformitate cu termenii Acordului de partajare a producției a fost presupusă a nu depăși 58 de ani. Nivelul maxim al producției de petrol este de aproape 20 de milioane de tone după 16 ani de la momentul dezvoltării.

Finanțare pentru stadiu inițial A fost planificat la nivelul de 1,3 miliarde de dolari. Elementul de cheltuieli de capital a reprezentat 28 de miliarde de dolari, iar costul lucrărilor operaționale s-a ridicat la 27,28 de miliarde de dolari. Era planificat să implice orașul leton Ventspils, Odesa și Novorossiysk ca destinații pentru transportul petrolului. din NM.

Conform datelor din 2005, câmpul are 954 puțuri de producție și 376 puțuri de injecție.

Companii care dezvoltă domeniul

În 1991, companiile Yuganskneftegaz și Amoso au început să discute despre perspectivele dezvoltării combinate în nordul malul NM Priobskoye.

În 1993, compania Amoso a câștigat competiția și a primit dreptul exclusiv de a dezvolta câmpul petrolier Priobskoye împreună cu Yuganskneftegaz. Un an mai târziu, companiile au pregătit și au înaintat guvernului un acord de proiect privind distribuția de produse, precum și un studiu de mediu și de fezabilitate al proiectului dezvoltat.

În 1995, guvernul a revizuit un studiu suplimentar de fezabilitate, care a reflectat noi date despre câmpul Priobskoye. Din ordinul prim-ministrului, s-a format o delegație guvernamentală, cuprinzând reprezentanți ai Okrugului autonom Khanty-Mansi, precum și unele ministere și departamente, în vederea negocierii unui acord de partajare a producției în contextul dezvoltării segmentului de nord al câmpul Priobskoye.

La mijlocul anului 1996, o declarație a fost audiată la Moscova de către o comisie mixtă ruso-americană cu privire la prioritatea inovațiilor de proiectare în industria energetică, inclusiv pe teritoriul minei de petrol și gaze Priobskoye.

În 1998, Yuganskneftegaz a colaborat în dezvoltarea câmpului petrolier Priobskoye, companie americană Amoso a fost absorbit de compania britanică British Petroleum, iar compania BP/Amoso a primit o declarație oficială pentru a înceta participarea la proiectul de dezvoltare a zăcământului Priobskoye.

Apoi subsidiara companie de stat Rosneft, care a primit controlul asupra activului central al Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC, a fost implicată în exploatarea câmpului.

În 2006, specialiștii de la NM Priobskoye și compania Newco Well Service au efectuat cea mai mare fracturare hidraulică a unui rezervor de petrol din Federația Rusă, în care au reușit să pompeze 864 de tone de agent de susținere. Operațiunea a durat șapte ore, transmisia în direct a putut fi urmărită prin intermediul biroului de internet Yuganskneftegaz.

Acum LLC RN-Yuganskneftegaz lucrează în mod constant la dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye, iar dezvoltarea segmentului sudic al câmpului este realizată de Gazpromneft-Khantos LLC, care aparține companiei Gazpromneft. Segmentul sudic al câmpului petrolier Priobskoe are suprafețe licențiate mici. Din 2008, dezvoltarea segmentelor Sredne-Shapshinsky și Verkhne-Shapshinsky a fost realizată de NAC AKI OTYR, care aparține OJSC Russneft.

Perspective pentru Priobsky NM

În urmă cu un an, compania Gazpromneft-Khantos a devenit proprietara unei licențe pentru a efectua cercetări geologice a parametrilor legați de orizonturile adânci saturate de petrol. Partea de sud a zăcământului de petrol Priobskoye, inclusiv formațiunile Bazhenov și Achimov, face obiectul cercetării.

Anul trecut a fost marcat de analiza datelor geografice de pe teritoriul complexului Bazheno-Abalak al câmpului petrolier Priobsky de Sud. Un set de analize specializate de bază și evaluare a acestei clase de rezerve implică procedura de forare a patru sonde de explorare și evaluare cu o direcție înclinată.

Sondele orizontale vor fi forate în 2016. Pentru estimarea volumului rezervelor recuperabile este planificată fracturarea hidraulică în mai multe etape.

Impactul zăcământului asupra ecologiei zonei

Principalii factori care influențează situația de mediuîn zona câmpului este prezenţa emisiilor în atmosferă straturi. Aceste emisii reprezintă gaz petrolier, produse ale arderii uleiului, componente ale evaporării din fracțiile de hidrocarburi ușoare. În plus, se observă deversări de produse petroliere și componente pe sol.

Unic caracteristică teritorială Depozitul se datorează amplasării pe peisajele fluviale de luncă inundabilă și în zona de protecție a apei. Efectuarea cerințelor specifice de dezvoltare se bazează pe valoare ridicată. În această situație se au în vedere terenuri de luncă, cu dinamism ridicat caracteristic și regim hidrologic complex. Acest teritoriu a fost ales pentru cuibărit păsări migratoare specii semi-acvatice, multe sunt incluse în Cartea Roșie. Zăcământul este situat pe teritoriul rutelor de migrație și al zonelor de iernare pentru mulți reprezentanți rari ai ihtiofaunei.

Chiar și în urmă cu 20 de ani, Comisia Centrală pentru Dezvoltarea NM și GPS din subordinea Ministerului Combustibilului și Energiei al Rusiei, precum și Ministerul Protecției mediuși resursele naturale ale Rusiei, schema exactă pentru dezvoltarea zăcământului de petrol Priobskoye și partea de mediu a tuturor documentației preliminare de proiectare au fost aprobate.

Depozitul Priobskoye este tăiat în două părți de râul Ob. Este mlăștinoasă și în timpul unei inundații, cea mai mare parte este inundată. Tocmai aceste condiții au contribuit la formarea zonelor de reproducere a peștilor pe teritoriul NM. Ministerul Combustibilului și Energiei din Rusia a prezentat materiale Dumei de Stat, pe baza cărora s-a concluzionat că dezvoltarea conductei de petrol Priobskoye este complicată din cauza existenței. factori naturali. Astfel de documente confirmă nevoia de suplimentare resurse financiare pentru a utiliza doar tehnologiile de ultimă oră și ecologice pe teritoriul domeniului, care să permită implementarea foarte eficientă a măsurilor de protecție a mediului.

Câmpul Priobskoye la harta regiunii autonome Khanty-Mansi a apărut în 1985, când partea sa din stânga a fost descoperită de puțul numărul 181. Geologii au primit un strop de petrol cu un volum de 58 de metri cubi pe zi. Patru ani mai târziu, a început forajul pe malul stâng, iar 10 ani mai târziu a început exploatarea comercială a primei sonde de pe malul drept al râului.

Caracteristicile câmpului Priobskoye

Câmpul Priobskoye se află aproape de granițele regiunilor purtătoare de petrol și gaze Salymsky și Lyaminsky.

Caracteristicile petrolului din zăcământul Priobskoye fac posibilă clasificarea acestuia drept cu conținut scăzut de rășină (parafine la nivel de 2,4-2,5 la sută), dar în același timp cu un conținut ridicat de sulf (1,2-1,3 la sută), ceea ce necesită purificare suplimentară și reduce rentabilitatea. Vâscozitatea uleiului de rezervor este la nivelul de 1,4-1,6 mPa*s, iar grosimea straturilor ajunge de la 2 la 40 de metri.

Câmpul Priobskoye, ale cărui caracteristici sunt unice, are rezerve justificate geologic de cinci miliarde de tone. Dintre acestea, 2,4 miliarde sunt clasificate drept dovedite și recuperabile. Începând cu 2013, estimarea rezervelor recuperabile la câmpul Priobskoye a fost de peste 820 de milioane de tone.

Până în 2005, producția zilnică a atins cifre ridicate - 60,2 mii tone pe zi. În 2007, au fost produse peste 40 de milioane de tone.

Până în prezent, pe teren au fost forate aproximativ o mie de puțuri de producție și aproape 400 de puțuri de injecție. Depozitele de rezervor ale câmpului petrolier Priobskoye sunt situate la o adâncime de 2,3,2,6 kilometri.

În 2007, producția anuală de hidrocarburi lichide la zăcământul Priobskoye a ajuns la 33,6 milioane de tone (sau mai mult de 7% din toată producția din Rusia).

Câmpul petrolier Priobskoye: caracteristici de dezvoltare

Particularitatea forajului este că tufișurile câmpului Priobskoye sunt situate de ambele maluri ale râului Ob și majoritatea dintre ele sunt situate în lunca inundabilă a râului. Pe această bază, zăcământul Priobskoye este împărțit în Priobskoye de Sud și de Nord. Primăvara și toamna, zona câmpului este inundată în mod regulat cu ape de inundații.

Acest aranjament este motivul pentru care piesele sale au proprietari diferiți.

Pe malul de nord al râului, dezvoltarea este realizată de Yuganskneftegaz (o structură care a trecut la Rosneft după YUKOS), iar pe malul sudic sunt zone care sunt dezvoltate de compania Khantos, o structură a Gazpromneft (pe lângă Priobsky, este implicat și în proiectul Palyanovsky). În partea de sud a câmpului Priobskoye, filiala lui Russneft, compania Aki Otyr, i s-au alocat zone mici de licență pentru zonele Verkhne- și Sredne-Shapshinsky.

Acești factori, împreună cu structura geologică complexă (straturi multiple și productivitate scăzută), fac posibilă caracterizarea câmpului Priobskoye ca fiind dificil de accesat.

Dar tehnologii moderne fracturare hidraulică, folosind injecție subterană cantitate mare amestec de apă, depășiți această dificultate. Prin urmare, toate plăcuțele nou forate ale câmpului Priobskoye încep să fie exploatate numai cu fracturare hidraulică, ceea ce reduce semnificativ costurile de operare și investițiile de capital.

În acest caz, trei straturi de ulei se fracturează simultan. În plus, partea principală a puțurilor este așezată folosind metoda grupării progresive, când puțurile laterale sunt direcționate în unghiuri diferite. În secțiune transversală, seamănă cu un tufiș cu ramurile îndreptate în jos. Această metodă economisește amenajarea locurilor de foraj de suprafață.

Tehnica de foraj în cluster a devenit larg răspândită deoarece permite conservarea stratului fertil de sol și are doar un impact minor asupra mediului.

Câmpul Priobskoye pe hartă

Câmpul Priobskoye de pe harta districtului autonom Khanty-Mansi este determinat folosind următoarele coordonate:

61°20′00″ latitudine nordică,
70°18′50″ E.

Priobskoe câmp petrolier situat la doar 65 km de capitala Okrug autonom- Khanty-Mansiysk și la 200 de kilometri de orașul Nefteyugansk. În zona de dezvoltare a câmpului există zone cu așezări ale națiunilor mici indigene:

Khanty (aproximativ jumătate din populație),
Nenets,
Muncie,
Selkup-uri.

În zonă s-au format mai multe rezervații naturale, inclusiv Elizarovsky (semnificație republicană), Vaspukholsky și pădurea de cedri Shapshinsky. Din 2008, în districtul autonom Khanty-Mansi - Yugra (denumirea istorică a zonei cu centrul său în Samarovo), a fost înființat un monument natural „Lugovskie Mamuts” cu o suprafață de 161,2 hectare, pe locul căruia au fost fosile. rămășițele de mamuți și unelte de vânătoare datând de la 10 la 15 mii de ani au fost găsite în mod repetat.

Câmpul petrolier Priobskoye

§1 Câmpul petrolier Priobskoye.

Priobskoe- cel mai mare depozit Vestul Siberiei situat administrativ în regiunea Khanty-Mansiysk la o distanță de 65 km de Khanty-Mansiysk și 200 km de Nefteyugansk. Împărțit de râul Ob în două părți - malul stâng și cel drept. Dezvoltarea malului stâng a început în 1988, dreapta - în 1999. Rezervele geologice sunt estimate la 5 miliarde de tone. Rezervele dovedite și recuperabile sunt estimate la 2,4 miliarde de tone. Deschis în 1982. Depozite la o adâncime de 2,3-2,6 km. Densitatea uleiului 863-868 kg/m3 (tip ulei mediu, deoarece se încadrează în intervalul 851-885 kg/m3), conținut moderat de parafină (2,4-2,5%) și conținut de sulf 1,2-1,3% (aparține sulfului). ulei de clasa, clasa 2 furnizat rafinăriilor în conformitate cu GOST 9965-76). La sfârşitul anului 2005, în câmp există 954 puţuri de producţie şi 376 de injecţie. Producția de petrol la zăcământul Priobskoye în 2007 s-a ridicat la 40,2 milioane de tone, dintre care Rosneft - 32,77 și Gazprom Neft - 7,43 milioane de tone. Compoziția de microelement a petrolului este o caracteristică importantă a acestui tip de materie primă și poartă diverse informații geochimice despre vârsta petrolului, condițiile de formare, originea și rutele de migrare și găsește cele mai multe aplicare largă pentru identificarea câmpurilor petroliere, optimizarea strategiei de căutare a câmpului, separarea produselor sondelor operate în comun.

Tabelul 1. Intervalul și conținutul mediu de microelemente în uleiul de Priobsk (mg/kg)

Debitul initial al sondelor de petrol existente este de la 35 tone/zi. până la 180 t/zi. Locația puțurilor este grupată. Factor de recuperare a uleiului 0,35.

Un grup de sonde este o locație în care capurile de sondă sunt situate aproape una de alta pe același amplasament tehnologic, iar fundurile puțurilor sunt situate la nodurile rețelei de dezvoltare a rezervorului.

În prezent, majoritatea puțurilor de producție sunt forate folosind metoda clusterului. Acest lucru se explică prin faptul că forarea în cluster a câmpurilor poate reduce semnificativ dimensiunea suprafețelor ocupate de foraj și apoi de producție de puțuri, drumuri, linii electrice și conducte.

Acest avantaj are o importanță deosebită în timpul construcției și exploatării puțurilor pe terenuri fertile, în rezervațiile naturale, în tundră, unde stratul de suprafață perturbat al pământului este restabilit după câteva decenii, în zonele mlăștinoase, ceea ce complică și mărește foarte mult costul. a lucrărilor de construcţie şi instalare a facilităţilor de foraj şi operare. Forarea în cluster este necesară și atunci când este necesară descoperirea zăcămintelor de petrol sub structuri industriale și civile, sub fundul râurilor și lacurilor, sub zona de raft de la țărm și pasaje supraterane. Un loc special îl ocupă construcția grupurilor de puțuri în Tyumen, Tomsk și alte regiuni ale Siberiei de Vest, ceea ce a făcut posibilă realizarea cu succes a construcției de zăcăminte de petrol și gaze pe insulele de ramble într-o regiune îndepărtată, mlaștină și populată. puţuri de gaze.

Locația puțurilor într-un cluster depinde de condițiile terenului și de mijloacele prevăzute de conectare a clusterului la bază. Tufișurile care nu sunt conectate prin drumuri permanente de bază sunt considerate locale. În unele cazuri, tufișurile pot fi de bază atunci când sunt amplasate pe rutele de transport. Pe plăcuțele locale, puțurile sunt de obicei plasate în formă de evantai în toate direcțiile, ceea ce vă permite să aveți numărul maxim de puțuri pe un tampon.

Foraj si echipamente auxiliare este instalat în așa fel încât atunci când instalația se deplasează de la o sondă la alta, pompele de foraj, gropile de primire și o parte din echipamentul de curățare, tratare chimică și preparare a fluidului de spălare să rămână staționare până la finalizarea construcției tuturor ( sau o parte) din sondele de pe acest pad.

Numărul de puțuri dintr-un grup poate varia de la 2 la 20-30 sau mai mult. Mai mult, cu cât sunt mai multe puțuri în cluster, cu atât este mai mare abaterea fețelor de la capete de sondă, lungimea trunchiurilor crește, lungimea trunchiurilor crește, ceea ce duce la creșterea costului forajului puțurilor. În plus, există pericolul întâlnirii trunchiurilor. Prin urmare, este necesar să se calculeze numărul necesar de puțuri într-un cluster.

Metoda de pompare în adâncime a producției de petrol este o metodă în care lichidul este ridicat de la puț la suprafață folosind tije și unități de pompare fără tije. diverse tipuri.
La câmpul Priobskoye se folosesc pompe centrifuge electrice - o pompă de puț adânc fără tije, constând dintr-o pompă centrifugă cu mai multe trepte (50-600 de trepte), situată vertical pe un arbore comun, un motor electric (un motor electric asincron umplut cu dielectric ulei) și un protector care servește la protejarea motorului electric de pătrunderea lichidului în el. Motorul este alimentat printr-un cablu blindat, coborât împreună cu țevile de pompare. Viteza de rotație a arborelui motorului electric este de aproximativ 3000 rpm. Pompa este controlată la suprafață de o stație de control. Productivitatea unei pompe centrifuge electrice variază de la 10 la 1000 m3 de lichid pe zi cu o eficiență de 30-50%.

Instalația pompei centrifuge electrice include echipamente subterane și de suprafață.
Instalarea unei pompe centrifuge electrice de fund (ESP) are doar o stație de control cu un transformator de putere pe suprafața sondei și se caracterizează prin prezența tensiunii înalte în cablul de alimentare, care este coborât în puț împreună cu tubulatura. Instalațiile electrice de pompe centrifuge operează puțuri de mare productivitate, cu presiune mare de rezervor.

Depozitul este îndepărtat, greu accesibil, 80% din teritoriu este situat în lunca râului Ob și este inundat în perioada de inundație. Depozitul se distinge printr-o structură geologică complexă - o structură complexă de corpuri de nisip în zonă și secțiune, straturile sunt slab conectate hidrodinamic. Rezervoarele formațiunilor productive se caracterizează prin:

Permeabilitate scăzută;

Conținut scăzut de nisip;

Conținut crescut de argilă;

Disecție înaltă.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în zonă, cât și în secțiune. Rezervoarele orizontului AC10 și AC11 sunt clasificate ca productive medii și scăzute, iar AC12 sunt clasificate ca productive anormal de scăzute. Caracteristicile geologice și fizice ale straturilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără influență activă asupra straturilor productive ale acestuia și fără utilizarea metodelor de intensificare a producției. Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții malului stâng.

Principalele caracteristici geologice și fizice ale câmpului Priobskoye pentru evaluarea aplicabilității diferitelor metode de impact sunt:

1) adâncimea formațiunilor productive - 2400-2600 m,

2) depozitele sunt cernute litologic, regimul natural este elastic, închis,

3) grosimea straturilor AS 10, AS 11 și, respectiv, AS 12, până la 20,6, 42,6 și 40,6 m.

4) presiunea inițială a rezervorului - 23,5-25 MPa,

5) temperatura rezervorului - 88-90°C,

6) permeabilitate scăzută a rezervoarelor, valori medii în funcție de rezultate

7) eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

8) vâscozitatea uleiului din rezervor - 1,4-1,6 mPa*s,

9) presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

10) ulei naftenic, parafinic și cu conținut scăzut de rășină.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru utilizarea eficientă a metodelor de stimulare a formațiunii, se poate observa că, chiar și fără analiză detaliată, din metodele enumerate mai sus pentru zăcământul Priobskoye pot fi excluse: metodele termice și inundarea polimerilor (ca metodă de deplasare a petrolului din formațiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru depozitele cu uleiuri cu vâscozitate ridicată și la adâncimi de până la 1500-1700 m Inundarea polimerului este de preferință utilizată în formațiuni cu o permeabilitate mai mare de 0,1 microni pentru a înlocui uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s. și la temperaturi de până la 90 ° C (pentru La temperaturi mai ridicate se folosesc polimeri scumpi cu compoziții speciale).

Popular în categoria: