บ้าน › มรดกและการบริจาค › ธรณีวิทยาของการสะสม Priobskoe (Priobka) สนาม Priobskoye ภูมิภาค Priobsky

ธรณีวิทยาของการสะสม Priobskoe (Priobka) สนาม Priobskoye ภูมิภาค Priobsky

ทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ในตอนกลางของที่ราบไซบีเรียตะวันตก ในทางปกครอง ตั้งอยู่ในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ห่างจาก Khanty-Mansiysk ไปทางตะวันออก 65 กม. และห่างจากตัวเมืองไปทางตะวันตก 100 กม. เนฟเตยูกันสค์.

ในช่วงปี พ.ศ. 2521-2522 จากผลการสำรวจแผ่นดินไหวโดยละเอียดของ CDP ทำให้สามารถระบุการยกตัวของ Priobskoe ได้ จากช่วงเวลานี้การศึกษารายละเอียดเกี่ยวกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาของดินแดนเริ่มต้นขึ้น: การพัฒนาอย่างกว้างขวางของการสำรวจแผ่นดินไหวร่วมกับความลึก การขุดเจาะ.

การค้นพบทุ่ง Priobskoye เกิดขึ้นในปี 1982 อันเป็นผลมาจาก การขุดเจาะและการทดสอบหลุม 151 เมื่อได้รับการไหลเข้าเชิงพาณิชย์ น้ำมันอัตราการไหล 14.2 ม. 3 /วัน ที่โช้ค 4 มม. จากช่วง 2885-2977 ม. (รูปแบบ Tyumen YUS 2) และ 2463-2467 ม. (รูปแบบ AS 11 1) - 5.9 ม. 3 /วันที่ระดับไดนามิก 1,023 ม.

โครงสร้าง Priob ตามแผนที่เปลือกโลกของแผ่นเปลือกโลกมีโซ-ซีโนโซอิก

Geosyneclise ของไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, Megatrough Lyaminsky, กลุ่มการยกระดับ Salym และ West Lyaminsky

โครงสร้างลำดับที่หนึ่งมีความซับซ้อนโดยการยกขึ้นเป็นรูปโดมและรูปโดมของลำดับที่สองและโครงสร้างแอนติคลินิกเฉพาะที่แต่ละแห่ง ซึ่งเป็นเป้าหมายของงานสำรวจแร่และสำรวจ น้ำมันและ แก๊ส.

รูปแบบที่มีประสิทธิผลในฟิลด์ Priobskoye คือรูปแบบของกลุ่ม "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12 ในแง่ของชั้นหิน ชั้นเหล่านี้อยู่ในกลุ่มเงินฝากยุคครีเทเชียสของการก่อตัวของ Upper Vartov ในทางธรณีวิทยา การก่อตัวของ Upper Vartovskaya ประกอบด้วยหินโคลนสลับกับหินทรายและหินทรายบ่อยครั้งและไม่สม่ำเสมอ หินโคลนมีสีเทาเข้ม สีเทาอมเขียว มีปนทรายปนทรายเล็กน้อย หินทรายและหินทรายเป็นสีเทา ดินเหนียว มีไมเคเชียส เนื้อละเอียด ในบรรดาหินโคลนและหินทรายนั้นมีชั้นหินปูนดินเหนียวและคอนกรีตซิเดอไรต์ซ้อนกันอยู่

หินเหล่านี้ประกอบด้วยเศษซากพืชที่ไหม้เกรียม ซึ่งไม่ค่อยมีหอยสองฝา (inocerams) ที่มีการดูแลรักษาไม่ดีและปานกลาง

หินที่ซึมเข้าไปได้ของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลนั้นมีการโจมตีทางตะวันออกเฉียงเหนือและใต้น้ำ การก่อตัวเกือบทั้งหมดมีลักษณะเฉพาะโดยการเพิ่มขึ้นของความหนาประสิทธิผลรวม ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณทราย ซึ่งส่วนใหญ่อยู่ในส่วนกลางของเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำ เพื่อเพิ่มคุณสมบัติของอ่างเก็บน้ำ และด้วยเหตุนี้ การเสริมความแข็งแกร่งของวัสดุ clastic จึงเกิดขึ้นในภาคตะวันออก (สำหรับชั้นของ ขอบฟ้า AC 12) และทิศตะวันออกเฉียงเหนือ (สำหรับขอบฟ้า AC 11)

Horizon AC 12 เป็นเนื้อทรายหนาที่ทอดยาวจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปทิศตะวันออกเฉียงเหนือในรูปแบบของแถบกว้างที่มีความหนาประสิทธิผลสูงสุดในภาคกลางสูงถึง 42 ม. (บ่อน้ำ 237) ในขอบฟ้านี้วัตถุสามชิ้นมีความโดดเด่น: เลเยอร์ AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0

การสะสมของรูปแบบ AS 12 3 จะแสดงในรูปแบบของสายโซ่ของวัตถุที่มีรูปทรงเลนส์ทรายและมีการโจมตีทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาใช้งานจริงแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. ถึง 12.8 ม. โดยค่าที่สูงกว่าจะจำกัดอยู่ที่คราบหลัก

แหล่งสะสมหลัก AS 12 3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก -2620 และ -2755 ม. และได้รับการคัดกรองด้วยหินทุกด้าน ขนาดเงินฝากคือ 34 x 7.5 กม. และสูง 126 ม.

ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 241 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก -2,640-2,707 ม. และถูกจำกัดอยู่ในบริเวณยกระดับในท้องถิ่น Khanty-Mansi เงินฝากจะถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ ขนาดของเงินฝากคือ 18 x 8.5 กม. สูง - 76 ม.

ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 234 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,632-2,672 เมตร และแสดงถึงเลนส์หินทรายที่อยู่ทางฝั่งตะวันตกของโครงสร้าง Priob ขนาดเงินฝากคือ 8.5 x 4 กม. และความสูงคือ 40 ม. ชนิดนี้ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 15-C ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,664-2,689 ม. ภายในขอบโครงสร้าง Seliyarovsky ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 11.5 x 5.5 กม. และสูง 28 ม.

เงินฝาก AS 12 1-2 เป็นหลักและใหญ่ที่สุดในสนาม มันถูกจำกัดอยู่ที่โมโนไคลน์ ซึ่งซับซ้อนโดยการยกแอมพลิจูดขนาดเล็กในท้องถิ่น (บริเวณหลุม 246, 400) โดยมีโซนเปลี่ยนผ่านระหว่างทั้งสอง มันถูกจำกัดไว้สามด้านด้วยฉากกั้นแบบหินและมีเพียงทางใต้ (ไปทางทิศตะวันออกของพื้นที่ Frolovskaya) เท่านั้นที่อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา อย่างไรก็ตาม ด้วยระยะทางที่สำคัญ ขอบเขตของแหล่งสะสมยังคงถูกจำกัดแบบมีเงื่อนไขด้วยเส้นที่วิ่งไปทางใต้ 2 กม. จากบ่อน้ำ 271 และ 259. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ม. (บ่อ 407) ถึง 40.6 ม. (บ่อ 237) น้ำมันสูงถึง 26 ลบ.ม. 3 ต่อวัน บนข้อต่อขนาด 6 มม. (หลุม 235) ขนาดของเงินฝากคือ 45 x 25 กม. สูง - 176 ม.

ฝาก AS 12 1-2 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 4-KhM ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,659-2,728 เมตร และถูกจำกัดอยู่ในเลนส์ทรายบนทางลาดด้านตะวันตกเฉียงเหนือของจุดยกระดับท้องถิ่น Khanty-Mansiysk น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 1.2 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7.5 x 7 กม. ความสูง - 71 ม.

ฝาก AS 12 1-2 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 330 ค้นพบที่ระดับความลึก 2,734-2,753 เมตร น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.2 ถึง 2.8 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11 x 4.5 กม. ความสูง - 9 ม. - ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

แหล่งสะสมของการก่อตัวของ AS 12 0 - แหล่งหลัก - ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. เป็นรูปเลนส์ที่มุ่งเน้นจากตะวันตกเฉียงใต้ถึงตะวันออกเฉียงเหนือ น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.6 (หลุม 172) ถึง 27 ม. (หลุม 262) แคว น้ำมันสูงถึง 48 ม. 3 /วัน บนข้อต่อขนาด 8 มม. ขนาดของเงินฝากที่ผ่านการคัดกรองด้วยหินคือ 41 x 14 กม. ความสูง - 187 ม. AC 12 0 เงินฝากในบริเวณบ่อน้ำ 331 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2691-2713 เมตร และเป็นตัวแทนของเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัวความหนาในบ่อนี้คือ 10 ม. ขนาด 5 x 4.2 กม. สูง - 21 ม น้ำมัน- 2.5 ม. 3 /วันที่ Hd = 1932 ม.

เงินฝากก่อตัว AS 11 เป็นแบบคัดกรองด้วยหิน 2-4 หลุม มีทั้งหมด 8 หลุม เปิด 1-2 หลุม ในแง่ของพื้นที่ คราบจะอยู่ในรูปแบบของโซ่เลนส์ 2 เส้นทางทิศตะวันออก (ที่สูงที่สุด) และทางทิศตะวันตกในส่วนที่จมอยู่ใต้น้ำมากกว่าของโครงสร้าง monoclinal น้ำมันอิ่มตัวความหนาทางทิศตะวันออกเพิ่มขึ้น 2 เท่าหรือมากกว่าเมื่อเทียบกับบ่อตะวันตก ช่วงการเปลี่ยนแปลงทั้งหมดอยู่ที่ 0.4 ถึง 11 ม.

แหล่งสะสม AS 11 2-4 ในพื้นที่หลุม 246 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2513-2555 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 7 x 4.6 กม. สูง - 43 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 247 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2469-2490 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5 x 4.2 กม. สูง - 21 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 251 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2552-2613 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7 x 3.6 กม. สูง - 60 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 232 เปิดที่ระดับความลึก 2532-2673 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11.5 x 5 กม. สูง - 140 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 262 เปิดที่ระดับความลึก 2491-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 4.5 x 4 กม. สูง - 10 ม.

พบตะกอนก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อ 271 ที่ระดับความลึก 2550-2667 ม. ขนาดฝากคือ 14 x 5 กม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 151 ถูกเปิดที่ระดับความลึก 2464-2501ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5.1 x 3 กม. สูง - 37 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ ค้นพบ 293 ที่ระดับความลึก 2612-2652 ม. ขนาดของแหล่งเงินฝากคือ 6.2 x 3.6 กม. สูง - 40 ม.

การสะสมของรูปแบบ AS 11 1 นั้นส่วนใหญ่จำกัดอยู่ที่ส่วนใกล้ยอดในรูปแบบของแถบกว้างของการปะทะทางตะวันออกเฉียงเหนือ ซึ่งจำกัดไว้ทั้งสามด้านด้วยโซนดินเหนียว

เงินฝากหลัก AS 11 1 นั้นใหญ่เป็นอันดับสองในทุ่ง Priobskoye ซึ่งค้นพบที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. ทั้งสามด้านเงินฝากนั้นถูกจำกัดด้วยโซนดินเหนียวและทางทิศใต้เส้นขอบจะถูกวาดอย่างมีเงื่อนไขตามเส้นวิ่ง 2 กม. ทางใต้ของบ่อ 271 และ 259 เดบิต น้ำมันแปรผันจาก 2.46 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. (บ่อ 243) ถึง 118 ม. 3 ต่อวันผ่านข้อต่อขนาด 8 มม. (บ่อ 246) น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. (บ่อ 172) ถึง 41.6 (บ่อ 246) ขนาดของเงินฝากคือ 48 x 15 กม. ความสูงไม่เกิน 112 ม. ประเภท - คัดกรองด้วยหิน

เงินฝากของการก่อตัว AC 11 0 การก่อตัวของ AS 11 0 มีโซนการพัฒนาอ่างเก็บน้ำที่เล็กมากในรูปแบบของตัวเลนส์ซึ่งจำกัดอยู่ในบริเวณที่จมอยู่ใต้น้ำของส่วนใกล้ยอด

ฝาก AC 11 0 บริเวณบ่อน้ำ. 408 เปิดที่ระดับความลึก 2432-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 10.8 x 5.5 กม. สูง - 59 ม. แบบคัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมันจากกัน 252 เท่ากับ 14.2 ลบ.ม./วันที่ Нд =1410 ม.

ฝาก AC 11 0 บริเวณบ่อน้ำ. 172 ถูกเจาะหนึ่งบ่อที่ระดับความลึก 2442-2446 ม. และมีขนาด 4.7 x 4.1 กม. สูง - 3 ม. อัตราการไหล น้ำมันได้ 4.8 ลบ.ม./วัน ที่ Hd = 1150 ม.

ฝาก AC 11 0 บริเวณบ่อน้ำ. 461 ขนาด 16 x 6 กม. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 4.8 ม. ประเภทของเงินฝาก - คัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมันจากกัน 461 คือ 15.5 ลบ.ม. ต่อวัน Nd = 1145 ม.

ฝาก AC 11 0 บริเวณบ่อน้ำ. 425 ถูกเจาะเข้าไปในบ่อเดียว น้ำมันอิ่มตัวกำลังไฟฟ้า - 3.6 ม. อัตราการไหล น้ำมันเท่ากับ 6.1 ลบ.ม./วัน ที่ Hd = 1260 ม.

ขอบฟ้า AS 10 ถูกค้นพบภายในโซนกลางของสนาม Priobskoye ซึ่งถูกจำกัดอยู่ในพื้นที่ที่จมอยู่ใต้น้ำมากขึ้นของส่วนใกล้ยอด เช่นเดียวกับปีกตะวันตกเฉียงใต้ของโครงสร้าง การแบ่งขอบฟ้าออกเป็นชั้น AS 10 1, AS 10 2-3 (ในภาคกลางและตะวันออก) และ AS 10 2-3 (ทางตะวันตก) เป็นไปตามขอบเขตที่กำหนดและถูกกำหนดโดยเงื่อนไขของการเกิดขึ้นและ การก่อตัวของตะกอนเหล่านี้โดยคำนึงถึงองค์ประกอบทางธรณีวิทยาของหินและลักษณะทางเคมีกายภาพ น้ำมัน.

แหล่งสะสมหลัก AS 10 2-3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2427-2721 ม. และตั้งอยู่ทางตอนใต้ของทุ่ง เดบิต น้ำมันอยู่ในช่วงตั้งแต่ 1.5 ม. 3 /วัน ที่ข้อต่อ 8 มม. (หลุม 181) ถึง 10 ม. 3 /วัน ที่ Nd = 1633 ม. (หลุม 421) น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 0.8 ม. (บ่อ 180) ถึง 15.6 ม. (บ่อ 181) ขนาดของเงินฝากคือ 31 x 11 กม. ความสูงไม่เกิน 292 ม. เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AC 10 2-3 บริเวณบ่อน้ำ. 243 ค้นพบที่ระดับความลึก 2393-2433 ม. อัตราการผลิต น้ำมันคือ 8.4 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Нд =1248 ม. (บ่อ 237) น้ำมันอิ่มตัวความหนา 4.2 - 5 ม. ขนาด 8 x 3.5 กม. ความสูงสูงสุด 40 ม. ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AC 10 2-3 บริเวณบ่อน้ำ. 295 เปิดที่ระดับความลึก 2,500-2566 ม. และถูกควบคุมโดยโซนที่ก่อตัวเป็นดินเหนียว น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 8.4 ม. 295, 3.75 ม. 3 /วัน ได้ที่ Hd = 1100 ม. ขนาดฝาก 9.7 x 4 กม. สูง 59 ม.

แหล่งสะสมหลัก AS 10 1 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2374-2492 ม. โซนทดแทนอ่างเก็บน้ำควบคุมการทับถมทั้งสามด้านและทางทิศใต้ชายแดนจะถูกดึงอย่างมีเงื่อนไขที่ระยะทาง 2 กม. จากบ่อน้ำ 259 และ 271. น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 0.4 (รูเจาะ 237) ถึง 11.8 ม. (รูเจาะ 265) เดบิต น้ำมัน: จาก 2.9 ม. 3 /วัน ที่ Нд =1064 ม. (บ่อ 236) ถึง 6.4 ม. 3 /วัน ด้วยข้อต่อขนาด 2 มม. ขนาดของเงินฝากคือ 38 x 13 กม. ความสูงไม่เกิน 120 ม. ประเภทเงินฝาก - ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. ค้นพบ 420 ที่ระดับความลึก 2,480-2,496 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 4.5 x 4 กม. สูง - 16 ม.

ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. 330 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2499-2528 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 6 x 4 กม. สูง - 29 ม.

ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. 255 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2468-2469 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 4 x 3.2 กม.

ส่วนของรูปแบบ AS 10 เสร็จสมบูรณ์โดยรูปแบบที่มีประสิทธิผล AS 10 0 ภายในนั้นมีการระบุเงินฝากสามรายการซึ่งตั้งอยู่ในรูปแบบของการโจมตีใต้น้ำ

เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 242 เปิดที่ระดับความลึก 2,356-2,427 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมัน 4.9 - 9 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1261-1312 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 2.8 - 4 ม. ขนาดฝาก 15 x 4.5 กม. สูงถึง 58 ม.

เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 239 ค้นพบที่ระดับความลึก 2370-2433 ม. อัตราการผลิต น้ำมัน 2.2 - 6.5 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1244-1275 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 1.6 -2.4 ม. ขนาดฝาก 9 x 5 กม. สูงถึง 63 ม.

เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 180 เปิดที่ระดับความลึก 2388-2391 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหิน น้ำมันอิ่มตัวความหนา - 2.6 ม. ไหลเข้า น้ำมันได้ 25.9 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1070 ม.

ฝาครอบเหนือขอบฟ้า AC 10 มีตัวแทนของหินดินเหนียว ซึ่งมีความยาวตั้งแต่ 10 ถึง 60 ม. จากตะวันออกไปตะวันตก

หินทรายทรายที่เกิดจากการก่อตัวของ AC 9 มีการกระจายตัวที่จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของหน้าต่างด้านหน้าอาคาร โดยส่วนใหญ่จะเคลื่อนไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือและทิศตะวันออกของโครงสร้าง เช่นเดียวกับทางตะวันตกเฉียงใต้

อ่างเก็บน้ำเอซี 9 บริเวณบ่อน้ำ 290 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2473-2548 ม. และจำกัดอยู่ทางตะวันตกของทุ่งนา น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 3.2 ถึง 7.2 ม. อัตราการไหล น้ำมันคือ 1.2 - 4.75 ม. 3 /วัน ที่ Hd - 1382-1184 ม. ขนาดฝาก 16.1 x 6 กม. ความสูง - สูงถึง 88 ม.

ทางทิศตะวันออกของทุ่งนา มีการระบุแหล่งเงินฝากขนาดเล็กสองแห่ง (6 x 3 กม.) น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 6.8 ม น้ำมัน 6 และ 5.6 ม. 3 /วัน ที่ HD = 1300-1258 ม.

แหล่งสะสมที่มีประสิทธิผลของนีโอโคเมียนจะเสร็จสมบูรณ์โดยการก่อตัว AC 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคมากในตำแหน่ง แบริ่งน้ำมันและทุ่งน้ำแข็ง

ที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่ แหล่งสะสมทางทิศตะวันออกของชั้น AS 7 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2291-2382 ม. มีรูปทรงสามด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ และทางทิศใต้มีเส้นขอบแบบมีเงื่อนไขและลากไปตามเส้นวิ่ง 2 กิโลเมตรจากบ่อที่ 271 และ 259 แหล่งเงินฝากนี้หันไปทางทิศตะวันตกเฉียงใต้ถึงทิศตะวันออกเฉียงเหนือ แคว น้ำมัน: 4.9 - 6.7 ลบ.ม. /วัน ที่ Hd = 1359-875 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.8 ถึง 7.8 ม. ขนาดของสิ่งสะสมที่คัดกรองด้วยหินคือ 46 x 8.5 กม. สูงถึง 91 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 290 เปิดที่ระดับความลึก 2302-2328 ม. แบริ่งน้ำมันความหนา 1.6 - 3 ม. ในบ่อน้ำ 290 รับน้ำ 5.3 ลบ.ม./วัน น้ำมันที่ P = 15 MPa ขนาดเงินฝากคือ 10 x 3.6 กม. สูง - 24 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 331 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,316-2,345 เมตร และมีรูปร่างคล้ายเลนส์โค้ง น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 3 ถึง 6 เมตรในบ่อน้ำ 331 ได้รับการหลั่งไหลเข้ามา น้ำมัน 1.5 ม. 3 /วัน ที่ Hd = 1511 ม. ขนาดของหินคัดกรองคือ 17 x 6.5 กม. สูง - 27 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 243 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2254-2304 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 2.2-3.6 ม. ขนาด 11.5 x 2.8 กม. สูง 51 ม. ในบ่อน้ำ 243 ได้รับแล้ว น้ำมัน 1.84 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Nd-1362 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 259 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,300 เมตร และเป็นตัวแทนของเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัวหนา 5.0 ม. ขนาด 4 x 3 กม.

สนาม Priobskoye

ชื่อ

ตัวชี้วัด

หมวดหมู่

AS 12 3

เอเอส 12 1-2

เอซี 12 0

อส 11 2-4

เอซี 11 1

เอซี 11 0

AS 10 2-3

เอซี 10 1

เอซี 10 0

เอซี 9

เอซี 7

เบื้องต้นสามารถเรียกคืนได้

ปริมาณสำรองพันตัน

อาทิตย์ 1

ค 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

สะสมแล้ว

การผลิตพันตัน

1006

ประจำปี

การผลิตพันตัน

สต๊อกไว้เลย

การทำเหมืองแร่

การฉีด

โครงการ

การขุดเจาะ

3 แถว

ขนาดตาข่าย

500*500

ความหนาแน่น

บ่อน้ำ

ลักษณะทางธรณีวิทยาและสนามโดยย่อของการก่อตัว

สนาม Priobskoye

ตัวเลือก				ดัชนี					การก่อตัว
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล	AS 12 3	เอเอส 12 1-2	เอซี 12 0		อส 11 2-4	เอซี 11 1	เอซี 11 0	AS 10 2-3		เอซี 10 1	เอซี 10 0	เอซี 9	เอซี 7
ความลึกของหลังคาก่อ, ม	2620-2802	2536-2753	2495-2713		2464-2667	2421-2533	2442-2501	2393-2721		2374-2528	2356-2433	2393-2548	2254-2382
ระดับความสูงที่แน่นอนของหลังคาก่อตัว, ม	2587-2750	2504-2685	2460-2680		2423-2618	2388-2500	2400-2459	2360-2686		2340-2460	2322-2400	2357-2514	2220-2348
ระดับความสูงสัมบูรณ์ของ OWC, ม
ความหนารวมของการก่อตัว, ม												18.8
ความหนาที่มีประสิทธิภาพ, ม		11.3				10.6
น้ำมันอิ่มตัวความหนา, ม	2.88		4.68		1.69		1.52	4.72		3.25	1.72	2.41	2.47
ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณทราย เศษส่วน หน่วย	0.49	0.40	0.45		0.28	0.53	0.63	0.47		0.48	0.51	0.42	0.54

ลักษณะทางปิโตรฟิสิกส์ของอ่างเก็บน้ำ

ตัวเลือก								ดัชนี				การก่อตัว
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล		AS 12 3	เอเอส 12 1-2	เอซี 12 0	อส 11 2-4	เอซี 11 1	เอซี 11 0		AS 10 2-3	เอซี 10 1	เอซี 10 0		เอซี 9	เอซี 7
ปริมาณคาร์บอเนต%	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด	3.05 3.05	1.9-5.1	2.2-5.6		1.6-4.6				1.3-2.1

มีเม็ดขนาด 0.5-0.25มม	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด	1.75
มีเม็ดขนาด 0.25-0.1 มม	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด	35.45	35.9	38.5		42.4			41.4	28.7
มีเม็ดขนาด 0.1-0.01 มม	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด	53.2	51.3	48.3		46.3			42.3	60.7
ขนาดเม็ด 0.01 มม	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด		11.0	10.3					15.3
ค่าสัมประสิทธิ์การเรียงลำดับ	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด		1.814	1.755		1.660				1.692
ขนาดเม็ดเฉลี่ย mm	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด		0.086	0.089		0.095				0.073
ปริมาณดินเหนียว%
ประเภทของปูนซีเมนต์		ดินเหนียว, คาร์บอเนต - ดินเหนียว, ฟิล์ม - รูขุมขน
คอฟฟ์. เปิดรูพรุน ตามแกนเป็นเศษส่วนของหนึ่ง	มินหมากเฉลี่ย	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
คอฟฟ์. การซึมผ่านของแกนกลาง 10 -3 µm 2	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด	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
ความสามารถในการกักเก็บน้ำ,%	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด
คอฟฟ์. เปิดรูพรุนตาม GIS หน่วย
คอฟฟ์. การซึมผ่านตาม GIS, 10 -3 µm 2
คอฟฟ์. ความอิ่มตัวของน้ำมันตาม GIS ส่วนแบ่งหน่วย		0.41	0.44	0.45	0.71	0.62				0.73
ความดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น, mPa			25.73	25.0		25.0			25.54	26.3
อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ C
เดบิต น้ำมันตามผลการทดสอบการลาดตระเวน ดี ลบ.ม./วัน	มินหมากเฉลี่ย	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
ผลผลิต ลบ.ม./วัน เมปาสคาล	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด		2.67	2.12		4.42				1.39
ค่าการนำไฟฟ้าไฮดรอลิก 10 -11 ม. -3 /Pa*วินาที	ค่าเฉลี่ยต่ำสุด-สูงสุด	58.9	55.8	55.1	28.9	38.0				34.6

ลักษณะทางเคมีกายภาพ น้ำมันและ แก๊ส

ตัวเลือก	ดัชนี	การก่อตัว
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล	AS 12 3	อส 11 2-4	เอซี 10 1
ความหนาแน่น น้ำมันในผิวเผิน เงื่อนไข กก./ลบ.ม	886.0	884.0
ความหนาแน่น น้ำมันในสภาพอ่างเก็บน้ำ
ความหนืดที่สภาวะพื้นผิว mPa.sec	32.26	32.8	29.10
ความหนืดในสภาวะของอ่างเก็บน้ำ	1.57	1.41	1.75

เรซินซิลิกาเจล	7.35		7.31
แอสฟัลทีน	2.70	2.44	2.48
กำมะถัน	1.19	1.26	1.30
พาราฟิน	2.54	2.51	2.73
จุดเท น้ำมัน, ค 0
อุณหภูมิ ความอิ่มตัว น้ำมันพาราฟิน C 0
อัตราผลตอบแทนของเศษส่วน,%
สูงถึง 100 C 0
สูงถึง 150 C 0	66.8
สูงถึง 200 C 0	15.1	17.0	17.5
สูงถึง 250 C 0	24.7	25.9	26.6
สูงถึง 300 C 0		38.2	39.2
องค์ประกอบส่วนประกอบ น้ำมัน(ฟันกราม ความเข้มข้น,%)
คาร์บอนิก แก๊ส	0.49	0.52	0.41
ไนโตรเจน	0.25	0.32	0.22
มีเทน	22.97	23.67	18.27
อีเทน	4.07	4.21	5.18
โพรเพน	6.16	6.83	7.58
ไอโซบิวเทน	1.10	1.08	1.13
บิวเทนธรรมดา	3.65	3.86	4.37
ไอโซเพนเทน	1.19	1.58	1.25
เพนเทนปกติ	2.18	2.15	2.29
C6+สูงกว่า	57.94	55.78	59.30
มวลโมเลกุล กิโลกรัม/โมล			161.3
ความดันอิ่มตัว, mPa			6.01
ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาตร	1.198	1.238	1.209
แก๊สปัจจัยสำหรับการแยกแบบมีเงื่อนไข m 3 /t
ความหนาแน่น แก๊ส,กก./ลบ.ม	1.242	1.279	1.275
พิมพ์ แก๊ส
องค์ประกอบส่วนประกอบ น้ำมันแก๊ส (ความเข้มข้นของฟันกราม%)
ไนโตรเจน	1.43	1.45	1.26
คาร์บอนิก แก๊ส	0.74	0.90	0.69
มีเทน	68.46	66.79	57.79
อีเทน	11.17	1.06	15.24
โพรเพน	11.90	13.01	16.42
ไอโซบิวเทน	1.26	1.26	1.54
บิวเทนธรรมดา	3.24	3.50	4.72
ไอโซเพนเทน	0.49	0.67	0.65
เพนเทน	0.71	0.73	0.95
C6+สูงกว่า	0.60	0.63	0.74

องค์ประกอบและคุณสมบัติของน้ำในชั้นหิน

ชั้นหินอุ้มน้ำที่ซับซ้อน
การก่อตัวที่มีประสิทธิผล	เอซี 12 0	เอซี 11 0	เอซี 10 1
ความหนาแน่นของน้ำที่สภาพพื้นผิว, t/m3
การทำให้เป็นแร่, กรัม/ลิตร
ชนิดน้ำ		คลอรีน-กะ-	ใบหน้า

คลอรีน		9217
โซเดียม+โพแทสเซียม		5667
คาลิยา
แมกนีเซียม
ไฮโดรคาร์บอเนต		11.38
ไอโอดีน		47.67
โบรมีน
บ
อะโมเนีย		40.0

เทคโนโลยีใหม่และนโยบายอันชาญฉลาดของ Yuganskneftegaz ได้ปรับปรุงสภาพของแหล่งน้ำมัน Priobskoye ซึ่งมีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาอยู่ที่ระดับ 5 พันล้านตัน

แหล่งน้ำมัน Priobskoye เป็นแหล่งน้ำมันขนาดยักษ์ในรัสเซีย สนามห่างไกลที่ไม่สามารถเข้าถึงได้นี้อยู่ห่างจากเมือง Khanty-Mansiysk 70 กม. และจากเมือง Nefteyugansk 200 กม. รวมอยู่ในจังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก ประมาณ 80% ของ Priobsky NM ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมถึงแม่น้ำออบโดยตรง และถูกแบ่งด้วยน้ำออกเป็นสองส่วน ลักษณะพิเศษของ Priobskoye คือน้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพที่สำคัญของแหล่งสะสม

คุณลักษณะที่โดดเด่นของ Priobskoe คือโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อนซึ่งมีลักษณะหลายชั้นและมีผลผลิตต่ำ แหล่งกักเก็บของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลหลักมีลักษณะการซึมผ่านต่ำ ปริมาณทรายต่ำ ปริมาณดินเหนียวในระดับสูง และการผ่าออกสูง ปัจจัยเหล่านี้จำเป็นต้องใช้เทคโนโลยีการแตกหักแบบไฮดรอลิกในกระบวนการพัฒนา

เงินฝากจะอยู่ลึกไม่เกิน 2.6 กม. ตัวบ่งชี้ความหนาแน่นของน้ำมันอยู่ที่ 0.86–0.87 ตันต่อลูกบาศก์เมตร ปริมาณพาราฟินอยู่ในระดับปานกลางและไม่เกิน 2.6% ปริมาณกำมะถันประมาณ 1.35%

พื้นที่นี้จัดอยู่ในประเภทกำมะถันและมีน้ำมันระดับ II ตาม GOST สำหรับโรงกลั่น

เงินฝากจะถูกจัดประเภทเป็นการคัดกรองด้วยหินและมีความยืดหยุ่นและความปิดตามระบอบการปกครองตามธรรมชาติ ความหนาของชั้นอยู่ระหว่าง 0.02 ถึง 0.04 กม. แรงดันอ่างเก็บน้ำมีค่าเริ่มต้นอยู่ที่ 23.5–25 MPa อุณหภูมิชั้นต่างๆ จะอยู่ในช่วง 88–90°C น้ำมันประเภทอ่างเก็บน้ำมีพารามิเตอร์ความหนืดคงที่และมีค่าสัมประสิทธิ์ไดนามิก 1.6 MPa s รวมถึงผลกระทบของความอิ่มตัวของน้ำมันที่ความดัน 11 MPa

โดดเด่นด้วยการมีอยู่ของขี้ผึ้งและเรซินต่ำของซีรีส์แนฟเทนิก ปริมาณบ่อน้ำมันที่ใช้งานในแต่ละวันเริ่มต้นจะแตกต่างกันไปตั้งแต่ 35 ถึง 180 ตัน ประเภทของหลุมจะขึ้นอยู่กับการจัดเรียงคลัสเตอร์ และปัจจัยการคืนสภาพสูงสุดคือ 0.35 หน่วย แหล่งน้ำมัน Priobskoye ผลิตน้ำมันดิบที่มีไฮโดรคาร์บอนเบาจำนวนมาก ซึ่งจำเป็นต้องมีการรักษาเสถียรภาพหรือการแยก APG

จุดเริ่มต้นของการพัฒนาและปริมาณสำรอง

แหล่งสะสมน้ำมัน Priobskoe ถูกค้นพบในปี 1982 ในปี 1988 การพัฒนาฝั่งซ้ายของสนามเริ่มขึ้น และสิบเอ็ดปีต่อมาก็เริ่มพัฒนาฝั่งขวา

จำนวนสำรองทางธรณีวิทยาอยู่ที่ 5 พันล้านตัน และปริมาณที่พิสูจน์แล้วและสามารถกู้คืนได้อยู่ที่ประมาณเกือบ 2.5 พันล้านตัน

ลักษณะเฉพาะของการผลิตในสนาม

ระยะเวลาการพัฒนาภายใต้เงื่อนไขของข้อตกลงแบ่งปันผลผลิต ถือว่าไม่เกิน 58 ปี ระดับการผลิตน้ำมันสูงสุดอยู่ที่เกือบ 20 ล้านตันหลังจาก 16 ปีนับจากการพัฒนา

การจัดหาเงินทุนสำหรับ ระยะเริ่มแรกมีการวางแผนไว้ที่ระดับ 1.3 พันล้านดอลลาร์ รายการรายจ่ายฝ่ายทุนคิดเป็นมูลค่า 28 พันล้านดอลลาร์ และค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานมีจำนวน 27.28 พันล้านดอลลาร์ มีการวางแผนให้เมืองเวนต์สปิลส์ โอเดสซา และโนโวรอสซีสค์ ของลัตเวียเป็นจุดหมายปลายทางในการขนส่งน้ำมัน จากนิวเม็กซิโก

จากข้อมูลในปี 2548 แหล่งดังกล่าวมีหลุมผลิต 954 หลุม และหลุมฉีด 376 หลุม

บริษัทที่กำลังพัฒนาสาขานี้

ในปี 1991 บริษัท Yuganskneftegaz และ Amoso เริ่มหารือเกี่ยวกับโอกาสของการพัฒนาแบบรวมในภาคเหนือ ชายฝั่งของ NM Priobskoe

ในปี 1993 บริษัท Amoso ชนะการแข่งขันและได้รับสิทธิพิเศษในการพัฒนาแหล่งน้ำมัน Priobskoye ร่วมกับ Yuganskneftegaz หนึ่งปีต่อมา บริษัทต่างๆ ได้เตรียมและส่งข้อตกลงโครงการเกี่ยวกับการจำหน่ายผลิตภัณฑ์ต่อรัฐบาล รวมถึงการศึกษาด้านสิ่งแวดล้อมและความเป็นไปได้ของโครงการที่พัฒนาแล้ว

ในปี 1995 รัฐบาลได้ทบทวนการศึกษาความเป็นไปได้เพิ่มเติม ซึ่งสะท้อนถึงข้อมูลใหม่ในเขต Priobskoye ตามคำสั่งของนายกรัฐมนตรีมีการจัดตั้งคณะผู้แทนรัฐบาลขึ้นรวมถึงตัวแทนของเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansi รวมถึงกระทรวงและหน่วยงานบางแห่งเพื่อเจรจาข้อตกลงการแบ่งปันการผลิตในบริบทของการพัฒนาภาคเหนือของ สนาม Priobskoye

ในช่วงกลางปี 1996 มีการรับฟังคำแถลงในกรุงมอสโกโดยคณะกรรมาธิการร่วมรัสเซีย - อเมริกันเกี่ยวกับลำดับความสำคัญของนวัตกรรมการออกแบบในอุตสาหกรรมพลังงานรวมถึงในอาณาเขตของเหมืองน้ำมันและก๊าซ Priobskoye

ในปี 1998 Yuganskneftegaz ร่วมมือกันในการพัฒนาแหล่งน้ำมัน Priobskoye บริษัทอเมริกัน Amoso ถูกดูดซับโดยบริษัท British Petroleum ของอังกฤษ และได้รับแถลงการณ์อย่างเป็นทางการจากบริษัท BP/Amoso ให้ยุติการมีส่วนร่วมในโครงการพัฒนาแหล่ง Priobskoye

แล้วบริษัทย่อย บริษัทของรัฐ Rosneft ซึ่งได้รับการควบคุมทรัพย์สินส่วนกลางของ Yukos, Yuganskneftegaz, RN-Yuganskneftegaz LLC มีส่วนเกี่ยวข้องในการแสวงหาผลประโยชน์จากสนาม

ในปี 2549 ผู้เชี่ยวชาญจาก NM Priobskoye และ บริษัท Newco Well Service ได้ทำการแยกไฮดรอลิกที่ใหญ่ที่สุดของอ่างเก็บน้ำน้ำมันในสหพันธรัฐรัสเซีย ซึ่งสามารถสูบโพรเพนต์ได้ 864 ตัน การดำเนินการใช้เวลาเจ็ดชั่วโมงสามารถรับชมการถ่ายทอดสดผ่านสำนักงานอินเทอร์เน็ต Yuganskneftegaz

Now LLC RN-Yuganskneftegaz กำลังทำงานอย่างต่อเนื่องในการพัฒนาทางตอนเหนือของแหล่งน้ำมัน Priobskoye และการพัฒนาทางตอนใต้ของแหล่งน้ำมันกำลังดำเนินการโดย Gazpromneft-Khantos LLC ซึ่งเป็นของ บริษัท Gazpromneft ส่วนทางใต้ของแหล่งน้ำมัน Priobskoe มีพื้นที่ที่ได้รับใบอนุญาตขนาดเล็ก ตั้งแต่ปี 2008 การพัฒนากลุ่ม Sredne-Shapshinsky และ Verkhne-Shapshinsky ดำเนินการโดย NAC AKI OTYR ซึ่งเป็นของ OJSC Russneft

อนาคตสำหรับ Priobskoye NM

เมื่อปีที่แล้ว บริษัท Gazpromneft-Khantos กลายเป็นเจ้าของใบอนุญาตให้ทำการวิจัยทางธรณีวิทยาเกี่ยวกับพารามิเตอร์ที่เกี่ยวข้องกับขอบเขตอันไกลโพ้นที่มีน้ำมันอิ่มตัว ทางตอนใต้ของแหล่งสะสมน้ำมัน Priobskoye รวมถึงการก่อตัวของ Bazhenov และ Achimov อยู่ภายใต้การวิจัย

เมื่อปีที่แล้วมีการวิเคราะห์ข้อมูลทางภูมิศาสตร์ในอาณาเขตของคอมเพล็กซ์ Bazheno-Abalak ของแหล่งน้ำมัน South Priobsky ชุดการวิเคราะห์หลักเฉพาะทางและการประเมินปริมาณสำรองประเภทนี้เกี่ยวข้องกับขั้นตอนการขุดเจาะหลุมสำรวจและประเมินผลสี่หลุมโดยมีทิศทางเอียง

บ่อแนวนอนจะถูกเจาะในปี 2559 เพื่อประเมินปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ มีการวางแผนการแตกหักแบบไฮดรอลิกหลายขั้นตอน

ผลกระทบของการสะสมต่อระบบนิเวศน์ของพื้นที่

ปัจจัยหลักที่มีอิทธิพล สถานการณ์สิ่งแวดล้อมในพื้นที่สนามจะมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกออกสู่ชั้นบรรยากาศ ชั้น การปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหล่านี้เป็นตัวแทน ก๊าซปิโตรเลียมผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้น้ำมัน ส่วนประกอบของการระเหยจากเศษส่วนไฮโดรคาร์บอนเบา นอกจากนี้ยังสังเกตการหกของผลิตภัณฑ์น้ำมันและส่วนประกอบลงสู่ดิน

มีเอกลักษณ์ คุณลักษณะอาณาเขตเงินมัดจำนี้เกิดจากที่ตั้งของแม่น้ำในบริเวณที่ราบน้ำท่วมถึงและอยู่ภายในเขตคุ้มครองน้ำ การสร้างข้อกำหนดการพัฒนาเฉพาะนั้นขึ้นอยู่กับมูลค่าที่สูง ในสถานการณ์เช่นนี้ จะพิจารณาพื้นที่ที่ราบน้ำท่วมถึง โดยมีลักษณะเฉพาะพลวัตสูงและระบอบอุทกวิทยาที่ซับซ้อน ดินแดนนี้ได้รับเลือกให้ทำรัง นกอพยพพันธุ์กึ่งสัตว์น้ำหลายชนิดรวมอยู่ในสมุดปกแดง เงินฝากตั้งอยู่ในอาณาเขตของเส้นทางการอพยพและพื้นที่หลบหนาวสำหรับตัวแทน ichthyofauna ที่หายากจำนวนมาก

เมื่อ 20 ปีที่แล้ว คณะกรรมการกลางเพื่อการพัฒนา NM และ GPS ภายใต้กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซีย รวมถึงกระทรวงคุ้มครอง สิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของรัสเซีย โครงการที่แน่นอนสำหรับการพัฒนาแหล่งสะสมน้ำมัน Priobskoye และส่วนด้านสิ่งแวดล้อมของเอกสารการออกแบบเบื้องต้นทั้งหมดได้รับการอนุมัติ

เงินฝาก Priobskoye ถูกตัดออกเป็นสองส่วนริมแม่น้ำออบ เป็นหนองน้ำและช่วงน้ำท่วมส่วนใหญ่จะท่วม เงื่อนไขเหล่านี้มีส่วนทำให้เกิดแหล่งวางไข่ของปลาในอาณาเขตของ NM กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซียนำเสนอวัสดุแก่ State Duma โดยสรุปได้ว่าการพัฒนาท่อส่งน้ำมัน Priobskoye นั้นซับซ้อนเนื่องจากมีอยู่ ปัจจัยทางธรรมชาติ- เอกสารดังกล่าวยืนยันความจำเป็นในการเพิ่มเติม ทรัพยากรทางการเงินเพื่อใช้เทคโนโลยีล่าสุดและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมในอาณาเขตของสนามซึ่งจะช่วยให้การดำเนินการตามมาตรการปกป้องสิ่งแวดล้อมมีประสิทธิภาพสูง

สนาม Priobskoye ที่ แผนที่เขตปกครองตนเองคันตี-มานซีปรากฏในปี พ.ศ. 2528 เมื่อส่วนฝั่งซ้ายของมันถูกค้นพบโดยบ่อหมายเลข 181 นักธรณีวิทยาได้รับน้ำมันปริมาณ 58 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน สี่ปีต่อมา การขุดเจาะเริ่มขึ้นที่ฝั่งซ้าย และการเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ของบ่อแรกบนฝั่งขวาของแม่น้ำก็เริ่มขึ้นในอีก 10 ปีต่อมา

ลักษณะของสนาม Priobskoye

แหล่ง Priobskoye ตั้งอยู่ใกล้กับเขตแดนของพื้นที่แบกน้ำมันและก๊าซของ Salymsky และ Lyaminsky

ลักษณะของน้ำมันจากแหล่ง Priobskoye ทำให้สามารถจำแนกได้ว่าเป็นเรซินต่ำ (พาราฟินที่ระดับ 2.4-2.5 เปอร์เซ็นต์) แต่ในขณะเดียวกันก็มีปริมาณกำมะถันสูง (1.2-1.3 เปอร์เซ็นต์) ซึ่งต้องการเพิ่มเติม การทำให้บริสุทธิ์และลดความสามารถในการทำกำไร ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำอยู่ที่ระดับ 1.4-1.6 mPa*s และความหนาของชั้นตั้งแต่ 2 ถึง 40 เมตร

ทุ่ง Priobskoye ซึ่งมีลักษณะเฉพาะมีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาที่เหมาะสมถึงห้าพันล้านตัน ในจำนวนนี้ 2.4 พันล้านรายการจัดอยู่ในประเภทที่พิสูจน์แล้วและสามารถกู้คืนได้ ในปี 2013 ประมาณการปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ที่แหล่ง Priobskoye อยู่ที่มากกว่า 820 ล้านตัน

ภายในปี 2548 การผลิตรายวันสูงถึง 60.2 พันตันต่อวัน ในปี 2550 มีการผลิตมากกว่า 40 ล้านตัน

จนถึงปัจจุบัน มีการขุดเจาะหลุมผลิตประมาณหนึ่งพันหลุมและหลุมฉีดเกือบ 400 หลุมที่สนาม แหล่งกักเก็บน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ที่ระดับความลึก 2,3,2,6 กิโลเมตร

ในปี 2550 การผลิตไฮโดรคาร์บอนเหลวต่อปีที่แหล่ง Priobskoye สูงถึง 33.6 ล้านตัน (หรือมากกว่า 7% ของการผลิตทั้งหมดในรัสเซีย)

แหล่งน้ำมัน Priobskoye: คุณลักษณะการพัฒนา

ลักษณะเฉพาะของการขุดเจาะคือพุ่มไม้ของทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ทั้งสองด้านของแม่น้ำออบและส่วนใหญ่ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำ บนพื้นฐานนี้เงินฝาก Priobskoye แบ่งออกเป็น Priobskoye ใต้และเหนือ ในฤดูใบไม้ผลิและฤดูใบไม้ร่วง พื้นที่ทุ่งนาจะถูกน้ำท่วมเป็นประจำ

การจัดเรียงนี้เป็นสาเหตุที่ทำให้ชิ้นส่วนมีเจ้าของต่างกัน

บนฝั่งทางตอนเหนือของแม่น้ำ การพัฒนาดำเนินการโดย Yuganskneftegaz (โครงสร้างที่ส่งต่อไปยัง Rosneft หลังจาก YUKOS) และบนฝั่งทางใต้มีพื้นที่ที่พัฒนาโดย บริษัท Khantos ซึ่งเป็นโครงสร้างของ Gazpromneft (นอกเหนือจาก Priobsky ยังมีส่วนร่วมในโครงการ Palyanovsky ด้วย) ทางตอนใต้ของเขต Priobskoye บริษัท Aki Otyr ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ Russneft ได้รับการจัดสรรพื้นที่ใบอนุญาตขนาดเล็กสำหรับพื้นที่ Verkhne- และ Sredne-Shapshinsky

ปัจจัยเหล่านี้ ประกอบกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน (หลายชั้นและผลผลิตต่ำ) ทำให้สามารถระบุลักษณะเขต Priobskoye ว่าเข้าถึงได้ยาก

แต่ เทคโนโลยีที่ทันสมัยการแตกหักแบบไฮดรอลิกโดยใช้การฉีดใต้ดิน ปริมาณมากผสมน้ำเอาชนะความยากลำบากนี้ ดังนั้นแผ่นเจาะใหม่ทั้งหมดของสนาม Priobskoye จึงเริ่มถูกนำมาใช้ประโยชน์เฉพาะกับการแตกหักแบบไฮดรอลิกเท่านั้น ซึ่งช่วยลดต้นทุนการดำเนินงานและการลงทุนได้อย่างมาก

ในกรณีนี้ ชั้นน้ำมันทั้งสามชั้นจะแตกหักพร้อมกัน นอกจากนี้ ส่วนหลักของหลุมยังถูกวางโดยใช้วิธีคลัสเตอร์แบบโปรเกรสซีฟ เมื่อหลุมด้านข้างถูกวางในมุมที่ต่างกัน ในภาพตัดขวางจะมีลักษณะคล้ายพุ่มไม้ที่มีกิ่งก้านชี้ลงมา วิธีนี้จะช่วยประหยัดในการจัดสถานที่เจาะพื้นผิว

เทคนิคการขุดเจาะแบบคลัสเตอร์เริ่มแพร่หลายเนื่องจากสามารถรักษาชั้นดินที่อุดมสมบูรณ์และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพียงเล็กน้อยเท่านั้น

สนาม Priobskoye บนแผนที่

ฟิลด์ Priobskoye บนแผนที่ของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug ถูกกำหนดโดยใช้พิกัดต่อไปนี้:

61°20′00″ ละติจูดเหนือ
70°18′50″ตะวันออก

ปริออบสโค แหล่งน้ำมันห่างจากเมืองหลวงเพียง 65 กม Okrug อัตโนมัติ- Khanty-Mansiysk และ 200 กิโลเมตรจากเมือง Nefteyugansk ในพื้นที่พัฒนาภาคสนามมีพื้นที่ที่มีการตั้งถิ่นฐานของประเทศเล็ก ๆ ที่เป็นชนพื้นเมือง:

Khanty (ประมาณครึ่งหนึ่งของประชากร)
เนเนตส์
มันซี,
เซลคัปส์

มีการจัดตั้งเขตอนุรักษ์ธรรมชาติหลายแห่งในพื้นที่ รวมถึง Elizarovsky (ความสำคัญของพรรครีพับลิกัน), Vaspukholsky และป่าซีดาร์ Shapshinsky ตั้งแต่ปี 2008 ใน Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra (ชื่อทางประวัติศาสตร์ของพื้นที่ซึ่งมีศูนย์กลางใน Samarovo) อนุสาวรีย์ธรรมชาติ "Lugovskie Mammoths" ก่อตั้งขึ้นโดยมีพื้นที่ 161.2 เฮกตาร์บนพื้นที่ที่มีฟอสซิล พบซากแมมมอธและเครื่องมือล่าสัตว์ที่มีอายุตั้งแต่ 10 ถึง 15,000 ปีซ้ำแล้วซ้ำเล่า

แหล่งน้ำมัน Priobskoye

§1 แหล่งน้ำมัน Priobskoye

ปริออบสโค- เงินฝากที่ใหญ่ที่สุด ไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ในระยะทาง 65 กม. จาก Khanty-Mansiysk และ 200 กม. จาก Nefteyugansk แบ่งตามแม่น้ำออบออกเป็นสองส่วนคือฝั่งซ้ายและขวา การพัฒนาฝั่งซ้ายเริ่มขึ้นในปี 2531 ฝั่งขวา - ในปี 2542 ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาประมาณ 5 พันล้านตัน ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและสามารถกู้คืนได้อยู่ที่ประมาณ 2.4 พันล้านตัน เปิดดำเนินการในปี พ.ศ. 2525 ฝากที่ระดับความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาแน่นของน้ำมัน 863-868 กก./ลบ.ม. (ประเภทน้ำมันปานกลาง เนื่องจากอยู่ในช่วง 851-885 กก./ลบ.ม.) ปริมาณพาราฟินปานกลาง (2.4-2.5%) และปริมาณกำมะถัน 1.2-1 .3% (เป็นของกำมะถัน) น้ำมันคลาส 2 ที่จ่ายให้กับโรงกลั่นตาม GOST 9965-76) ณ สิ้นปี 2548 มีการผลิต 954 รายการ และหลุมฉีด 376 หลุมในสนาม การผลิตน้ำมันที่แหล่ง Priobskoye ในปี 2550 มีจำนวน 40.2 ล้านตันโดย Rosneft - 32.77 และ Gazprom Neft - 7.43 ล้านตัน องค์ประกอบขององค์ประกอบระดับจุลภาคของน้ำมันเป็นคุณลักษณะที่สำคัญของวัตถุดิบประเภทนี้ และประกอบด้วยข้อมูลธรณีเคมีต่างๆ เกี่ยวกับอายุของน้ำมัน สภาพการก่อตัว ต้นกำเนิดและเส้นทางการอพยพ และค้นพบได้มากที่สุด ประยุกต์กว้างเพื่อระบุแหล่งน้ำมัน เพิ่มประสิทธิภาพกลยุทธ์การค้นหาภาคสนาม แยกผลิตภัณฑ์ของหลุมที่ดำเนินการร่วมกัน

ตารางที่ 1.ช่วงและปริมาณเฉลี่ยของธาตุขนาดเล็กในน้ำมัน Priobsk (มก./กก.)

อัตราการไหลเริ่มแรกของบ่อน้ำมันที่มีอยู่คือตั้งแต่ 35 ตัน/วัน มากถึง 180 ตัน/วัน ตำแหน่งของบ่อน้ำจะกระจุกตัวกัน ปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมัน 0.35

คลัสเตอร์ของหลุมคือตำแหน่งที่หัวหลุมตั้งอยู่ใกล้กันบนพื้นที่เทคโนโลยีเดียวกัน และด้านล่างของหลุมอยู่ที่โหนดของตารางการพัฒนาอ่างเก็บน้ำ

ปัจจุบันหลุมผลิตส่วนใหญ่มีการเจาะโดยใช้วิธีคลัสเตอร์ สิ่งนี้อธิบายได้จากข้อเท็จจริงที่ว่าการขุดเจาะกลุ่มทุ่งสามารถลดขนาดของพื้นที่ที่ถูกครอบครองโดยการขุดเจาะและหลุมผลิต ถนน สายไฟ และท่อส่งลงได้อย่างมาก

ข้อได้เปรียบนี้มีความสำคัญเป็นพิเศษในระหว่างการก่อสร้างและการดำเนินงานบ่อน้ำบนพื้นที่อุดมสมบูรณ์ ในเขตอนุรักษ์ธรรมชาติ ในทุ่งทุนดรา ซึ่งชั้นผิวโลกที่ถูกรบกวนได้รับการฟื้นฟูหลังจากผ่านไปหลายทศวรรษ ในพื้นที่แอ่งน้ำ ซึ่งทำให้ต้นทุนซับซ้อนและเพิ่มอย่างมาก ของงานก่อสร้างและติดตั้งสถานที่ขุดเจาะและปฏิบัติการ การขุดเจาะกลุ่มยังจำเป็นเมื่อจำเป็นต้องค้นหาแหล่งสะสมน้ำมันภายใต้โครงสร้างอุตสาหกรรมและโยธา ใต้ก้นแม่น้ำและทะเลสาบ ใต้เขตชั้นวางจากชายฝั่งและสะพานลอย สถานที่พิเศษถูกครอบครองโดยการก่อสร้างบ่อน้ำแบบคลัสเตอร์ใน Tyumen, Tomsk และภูมิภาคอื่น ๆ ของไซบีเรียตะวันตก ซึ่งทำให้การก่อสร้างแหล่งน้ำมันและก๊าซบนเกาะทดแทนในพื้นที่ห่างไกลที่มีหนองน้ำและมีประชากรหนาแน่นสามารถดำเนินการก่อสร้างแหล่งน้ำมันและก๊าซได้สำเร็จ บ่อน้ำก๊าซ.

ตำแหน่งของหลุมในคลัสเตอร์ขึ้นอยู่กับสภาพภูมิประเทศและวิธีการเชื่อมต่อคลัสเตอร์เข้ากับฐาน พุ่มไม้ที่ไม่ได้เชื่อมต่อด้วยถนนถาวรถึงฐานถือเป็นของท้องถิ่น ในบางกรณี พุ่มไม้อาจเป็นสิ่งพื้นฐานเมื่อตั้งอยู่บนเส้นทางคมนาคม บนแผ่นอิเล็กโทรดในท้องถิ่น หลุมมักจะวางเป็นรูปพัดลมในทุกทิศทาง ซึ่งทำให้คุณมีหลุมบนแผ่นอิเล็กโทรดได้สูงสุด

การเจาะและ อุปกรณ์เสริมได้รับการติดตั้งในลักษณะที่เมื่อแท่นขุดเจาะเคลื่อนจากหลุมหนึ่งไปยังอีกหลุมหนึ่ง ปั๊มเจาะ หลุมรับ และส่วนหนึ่งของอุปกรณ์สำหรับทำความสะอาด การบำบัดทางเคมี และการเตรียมของเหลวชะล้างจะยังคงอยู่กับที่จนกว่าการก่อสร้างทั้งหมดจะแล้วเสร็จ ( หรือบางส่วน) ของบ่อน้ำบนแผ่นนี้

จำนวนหลุมในคลัสเตอร์อาจแตกต่างกันตั้งแต่ 2 ถึง 20-30 หลุมขึ้นไป ยิ่งไปกว่านั้น ยิ่งมีหลุมในกระจุกมากเท่าใด ความเบี่ยงเบนของพื้นผิวจากหัวหลุมก็จะมากขึ้นเท่านั้น ความยาวของลำต้นก็เพิ่มขึ้น ความยาวของลำต้นก็เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนในการขุดเจาะบ่อเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ยังมีอันตรายจากการที่ลำต้นมาบรรจบกัน ดังนั้นจึงจำเป็นต้องคำนวณจำนวนหลุมที่ต้องการในคลัสเตอร์

วิธีการสูบลึกในการผลิตน้ำมันเป็นวิธีการยกของเหลวจากบ่อขึ้นสู่ผิวน้ำโดยใช้หน่วยสูบน้ำแบบก้านและไม่มีก้าน ประเภทต่างๆ.
ที่สนาม Priobskoye มีการใช้ปั๊มแรงเหวี่ยงไฟฟ้า - ปั๊มบ่อลึกแบบไม่มีก้านซึ่งประกอบด้วยปั๊มแรงเหวี่ยงหลายขั้นตอน (50-600 ขั้น) ซึ่งตั้งอยู่แนวตั้งบนเพลาทั่วไปมอเตอร์ไฟฟ้า (มอเตอร์ไฟฟ้าแบบอะซิงโครนัสที่เต็มไปด้วยอิเล็กทริก น้ำมัน) และตัวป้องกันที่ทำหน้าที่ปกป้องมอเตอร์ไฟฟ้าไม่ให้ของเหลวเข้าไป มอเตอร์ขับเคลื่อนด้วยสายเคเบิลหุ้มเกราะซึ่งลดระดับลงพร้อมกับท่อสูบน้ำ ความเร็วในการหมุนของเพลามอเตอร์ไฟฟ้าอยู่ที่ประมาณ 3,000 รอบต่อนาที ปั๊มถูกควบคุมบนพื้นผิวโดยสถานีควบคุม ผลผลิตของปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแตกต่างกันไปตั้งแต่ 10 ถึง 1,000 ลบ.ม. ของของเหลวต่อวันโดยมีประสิทธิภาพ 30-50%

การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้ารวมถึงอุปกรณ์ใต้ดินและพื้นผิว
การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแบบ downhole (ESP) มีเพียงสถานีควบคุมที่มีหม้อแปลงไฟฟ้าอยู่บนพื้นผิวบ่อ และมีลักษณะเฉพาะคือการมีไฟฟ้าแรงสูงในสายไฟ ซึ่งหย่อนลงในบ่อพร้อมกับท่อท่อ การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าใช้งานในบ่อที่มีประสิทธิผลสูงและมีแรงดันกักเก็บสูง

เงินฝากนั้นอยู่ห่างไกลไม่สามารถเข้าถึงได้ 80% ของพื้นที่ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมของแม่น้ำออบและมีน้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม เงินฝากมีความโดดเด่นด้วยโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน - โครงสร้างที่ซับซ้อนของตัวทรายในพื้นที่และส่วนต่างๆ ชั้นต่างๆ มีการเชื่อมต่อแบบอุทกพลศาสตร์อย่างอ่อน อ่างเก็บน้ำของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลมีลักษณะดังนี้:

การซึมผ่านต่ำ

ปริมาณทรายต่ำ

เพิ่มปริมาณดินเหนียว

การผ่าสูง

สนาม Priobskoye มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผลทั้งในพื้นที่และในส่วนต่างๆ แหล่งกักเก็บแห่งขอบฟ้า AC10 และ AC11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AC12 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นผลผลิตของพื้นที่นั้น บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ที่จะพัฒนาพื้นที่นั้นโดยไม่มีอิทธิพลเชิงรุกต่อชั้นการผลิตของพื้นที่นั้น และไม่มีการใช้วิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต สิ่งนี้ได้รับการยืนยันจากประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย

ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพหลักของเขต Priobskoye เพื่อประเมินการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่:

1) ความลึกของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล - 2,400-2,600 ม.

2) เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน ระบอบการปกครองตามธรรมชาติมีความยืดหยุ่น ปิด

3) ความหนาของชั้น AS 10, AS 11 และ AS 12 ตามลำดับสูงถึง 20.6, 42.6 และ 40.6 ม.

4) แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa

5) อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90°C

6) การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำ ค่าเฉลี่ยตามผลลัพธ์

7) ความหลากหลายด้านข้างและแนวตั้งของชั้นสูง

8) ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 1.4-1.6 mPa*s

9) แรงดันอิ่มตัวของน้ำมัน 9-11 MPa

10) น้ำมันแนฟเทนิก พาราฟินิก และเรซินต่ำ

เมื่อเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นการก่อตัวอย่างมีประสิทธิผล สังเกตได้ว่าแม้จะไม่มี การวิเคราะห์โดยละเอียดจากวิธีการที่ระบุไว้ข้างต้นสำหรับสนาม Priobskoye สิ่งต่อไปนี้สามารถยกเว้นได้: วิธีการทางความร้อนและการท่วมโพลีเมอร์ (เป็นวิธีการแทนที่น้ำมันจากการก่อตัว) วิธีการใช้ความร้อนใช้สำหรับการสะสมด้วยน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ระดับความลึกสูงสุด 1,500-1,700 ม. ควรใช้โพลีเมอร์ฟลัดติ้งในรูปแบบที่มีการซึมผ่านมากกว่า 0.1 ไมครอน เพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 ° C (สำหรับที่อุณหภูมิสูงกว่าจะใช้โพลีเมอร์ราคาแพงที่มีองค์ประกอบพิเศษ)

เป็นที่นิยมในหมวดหมู่: