Naftno polje Priobskoye na karti. Naftno polje Priobskoye - iv_g

Sada RN-Yuganskneftegaz LLC stalno radi na razvoju sjevernog dijela naftnog polja Priobskoye, dok razvoj južnog segmenta polja provodi Gazpromneft-Khantos LLC, koji pripada tvrtki Gazpromneft. Južni segment naftnog polja Priobskoye ima beznačajna licencna područja. Od 2008. godine razvoj segmenta Sredne-Shapshinsky i Verkhne-Shapshinsky provodi NJSC AKI OTYR, koji pripada OJSC Russneft.

Izgledi za Priobskoye NM

Prije godinu dana Gazpromneft-Khantos je stekao dozvolu za provođenje geoloških studija parametara koji se odnose na duboke horizonte zasićene naftom. Studija je usmjerena na južni dio NM Priobskoye, uključujući formacije Bazhenov i Achimov.

Prošle godine obilježila je analiza zemljopisnih podataka o teritoriju kompleksa Bazheno-Abalak južnog Priobskog NM. Kombinacija specijalizirane analize jezgre i procjene ove klase rezervi pretpostavlja postupak bušenja četiri istražne i procjenske bušotine s kosim smjerom.

Horizontalne bušotine će se bušiti 2016. godine. Za procjenu obujma nadoknadivih rezervi predviđeno je provođenje višestupanjskog hidrauličkog frakturiranja.

Utjecaj ležišta na ekologiju područja

Glavni čimbenici koji utječu na stanje okoliša na području polja su prisutnost emisija u atmosferu. slojeva. Te emisije su naftni plin, produkti izgaranja nafte, komponente pare iz frakcija lakih ugljikovodika. Osim toga, dolazi do izlijevanja naftnih derivata i komponenti na tlo.

Jedinstveno teritorijalno obilježje ležišta je zbog njegovog položaja na poplavnim riječnim krajolicima i unutar vodozaštitne zone. Specifični zahtjevi dizajna temelje se na visoka vrijednost... U ovoj situaciji razmatraju se poplavna područja s karakterističnim visokim dinamikom i složenim hidrološkim režimom. Ovaj teritorij je odabran za gniježđenje. ptice selice poluvodene vrste, mnoge su uključene u Crvenu knjigu. Nalazište se nalazi na području migracijskih ruta i zimovališta mnogih rijetkih predstavnika ihtiofaune.

Prije 20 godina, Središnja komisija za razvoj NM i NGM pri Ministarstvu goriva i energetike Rusije, kao i Ministarstvo zaštite okoliša i prirodnih resursa Rusije odobrila je točnu shemu za razvoj NM Priobskoye i okoliša zaštitni dio cjelokupne preliminarne projektna dokumentacija.

Polje Priobskoye je rijekom Ob presječeno na dva dijela. Močvarno je i za vrijeme poplave veći dio je poplavljen. Upravo su ti uvjeti omogućili formiranje ribljeg mrijesta na teritoriju NM. Ministarstvo goriva i energetike Rusije predstavilo je u Državna Duma materijali na temelju kojih je donesen zaključak o kompliciranju razvoja naftnog polja Priobskoye u vezi s postojećim prirodnim čimbenicima. Takvi dokumenti potvrđuju potrebu za dodatnim financijskim sredstvima za korištenje samo najnovijih i ekološki prihvatljivih tehnologija na području polja, što će omogućiti visoko učinkovitu provedbu mjera zaštite okoliša.

Nalaze se u Saudijskoj Arabiji, zna čak i srednjoškolac. Kao i to što je Rusija odmah iza nje na popisu zemalja sa značajnim rezervama nafte. Međutim, po proizvodnji smo inferiorni u odnosu na nekoliko zemalja odjednom.

Najveći u Rusiji nalaze se u gotovo svim regijama: na Kavkazu, u uralskim i zapadnosibirskim okruzima, na sjeveru, u Tatarstanu. Međutim, nisu svi razvijeni, a neki, kao što je Tekhneftinvest, čija se mjesta nalaze u Yamalo-Nenets i susjednom okrugu Khanty-Mansiysk, su neprofitabilni.

Zato je 4. travnja 2013. otvoren posao s tvrtkom Rockefeller Oil Company, koja je već započela na tom području.

Međutim, nisu sva naftna i plinska polja u Rusiji neisplativa. Dokaz za to je uspješna proizvodnja koju nekoliko tvrtki istovremeno izvodi u okrugu Jamalo-Nenets, na obje obale rijeke Ob.

Polje Priobskoye smatra se jednim od najvećih ne samo u Rusiji, već iu cijelom svijetu. Otvorena je 1982. godine. Ispostavilo se da se rezerve zapadnosibirske nafte nalaze i na lijevoj i na desnoj obali.Razvoj na lijevoj obali započeo je šest godina kasnije, 1988. godine, a na desnoj obali - jedanaest godina kasnije.

Danas je poznato da polje Priobskoye sadrži preko 5 milijardi tona visokokvalitetne nafte, koja se nalazi na dubini koja ne prelazi 2,5 kilometara.

Ogromne rezerve nafte omogućile su izgradnju plinske turbine Priobskaya u blizini polja, koja radi isključivo na povezanom gorivu. Ova stanica ne samo da u potpunosti zadovoljava zahtjeve polja. U mogućnosti je opskrbljivati ​​proizvedenom električnom energijom okrug Hanti-Mansijsk za potrebe stanovnika.

Nekoliko tvrtki trenutno razvija polje Priobskoye.

Neki su uvjereni da tijekom vađenja iz zemlje dolazi gotovo, rafinirano ulje. Ovo je duboka zabluda. Tekućina u rezervoaru koja izlazi

površina (sirova nafta) ulazi u radionice, gdje se čisti od nečistoća i vode, normalizira se količina magnezijevih iona, te se odvaja prateći plin. Ovo je velik i vrlo precizan posao. Za njegovu provedbu, polje Priobskoye dobilo je cijeli kompleks laboratorija, radionica i prometnih mreža.

Gotovi proizvodi (nafta i plin) se transportiraju i koriste za svoju namjenu, ostaje samo otpad. Upravo oni danas stvaraju najveći problem terenu: toliko ih je da ih još nije moguće likvidirati.

Tvrtka, stvorena posebno za recikliranje, danas reciklira samo najsvježiji otpad. Od mulja (tako se poduzeće naziva ekspandirana glina, koja je vrlo tražena u građevinarstvu. Međutim, za sada se od dobivene ekspandirane gline grade samo pristupne ceste za ležište.

Područje ima još jedan značaj: osigurava stabilne, dobro plaćene poslove za nekoliko tisuća radnika, među kojima ima visokokvalificiranih stručnjaka i radnika bez kvalifikacija.

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja je jednostavno. Upotrijebite obrazac u nastavku

Studenti, diplomski studenti, mladi znanstvenici koji koriste bazu znanja u svom studiju i radu bit će vam jako zahvalni.

Objavljeno na http://www.allbest.ru/

Uvod

1 Geološke karakteristike polja Priobskoye

1.1 Opći podaci o depozitu

1.2 Litostratigrafski presjek

1.3 Tektonska struktura

1.4 Sadržaj ulja

1.5 Obilježja proizvodnih formacija

1.6 Karakteristike vodonosnika

1.7 Fizikalno-kemijska svojstva formacijskih fluida

1.8 Procjena rezervi nafte

1.8.1 Rezerve nafte

2. Glavni tehnički i ekonomski pokazatelji razvoja polja Priobskoye

2.1 Dinamika glavnih pokazatelja razvoja polja Priobskoye

2.2. Analiza glavnih tehničko-ekonomskih pokazatelja razvoja

2.3 Značajke razvoja koje utječu na rad bušotine

3. Primijenjene metode pojačanog povrata nafte

3.1 Izbor metode utjecaja na naftno ležište

3.2 Geološki i fizički kriteriji za primjenu različitih metoda stimulacije na polju Priobskoye

3.2.1 Poplavljivanje

3.3 Metode utjecaja na zonu dna bušotine za poticanje proizvodnje nafte

3.3.1 Tretmani kiselinom

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Zaključak

Uvod

Naftna industrija jedna je od najvažnijih komponenti ruskog gospodarstva, koja izravno utječe na formiranje proračuna zemlje i njezin izvoz.

država resursna baza naftni i plinski kompleks danas je najakutniji problem. Naftni resursi se postupno iscrpljuju, veliki broj polja je u završnoj fazi razvoja i ima veliki postotak zatopljenosti, stoga je najhitniji i primarni zadatak traženje i puštanje u rad mladih i perspektivnih polja, od kojih je jedno je Priobskoe polje (u smislu rezervi jedno je od najvećih ležišta u Rusiji).

Bilansne rezerve nafte, odobrene od strane Odbora za državne rezerve, u kategoriji S 1 iznose 1827,8 milijuna tona, nadoknadive 565,0 milijuna tona. s faktorom povrata nafte od 0,309, uzimajući u obzir rezerve u tampon zoni ispod poplavnih ravnica rijeka Ob i Boljšoj Salym.

Bilansne rezerve nafte kategorije C 2 su 524073 tisuće tona, nadoknadive - 48970 tisuća tona s faktorom iskorištenja nafte od 0,093.

Polje Priobskoye ima niz karakterističnih značajki:

velika, višeslojna, jedinstvena po rezervama nafte;

teško pristupačna, karakterizirana značajnom močvarnošću, u proljetno-ljetno razdoblje većina teritorija je poplavljena poplavnim vodama;

rijeka Ob teče kroz ležište, dijeleći ga na desnoobalni i lijevoobalni dio.

Polje karakterizira složena struktura produktivnih horizonata. Formacije AC10, AC11, AC12 su od industrijskog interesa. Kolektori horizonta AS10 i AS11 klasificiraju se kao srednje i niskoproduktivni, a AS12 su abnormalno nisko produktivni. Rad formacije AS12 treba izdvojiti kao poseban razvojni problem, budući da , ležište AC12 je i po rezervama najznačajnije od svih ležišta. Ova karakteristika ukazuje na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne slojeve.

Jedan od načina rješavanja ovog problema je provođenje mjera za intenziviranje proizvodnje nafte.

1 . Geološka karakteristikaPriobskyMjesto rođenja

1.1 Opći podaci o depozitu

Naftno polje Priobskoye administrativno se nalazi u Hanti-Mansijskom okrugu Hanti-Mansijskog autonomnog okruga Tjumenske regije.

Radno područje se nalazi 65 km istočno od grada Khanty-Mansiysk, 100 km zapadno od grada Nefteyuganska. Trenutno je ovo područje jedno od najbrže rastućih gospodarskih područja u Autonomnom okrugu, što je postalo moguće zbog povećanja obujam geoloških istraživanja i proizvodnje nafte ...

Najveća razvijena obližnja polja: Salymskoye, koje se nalazi 20 km istočno, Prirazlomnoye, koje se nalazi u neposrednoj blizini, Pravdinskoye - 57 km na jugoistok.

Jugoistočno od polja vode plinovod Urengoj-Čeljabinsk-Novopolotsk i naftovod Ust-Balyk-Omsk.

Područje Priobskaya u svom sjevernom dijelu nalazi se unutar poplavne ravnice Ob - mlade aluvijalne ravnice s akumulacijom kvartarnih naslaga relativno velike debljine. Apsolutne oznake reljefa su 30-55 m. Južni dio područja teži ravnoj aluvijalnoj ravni u razini druge nadplavne terase sa slabo izraženim oblicima riječne erozije i akumulacije. Ovdje su apsolutne ocjene 46-60 m.

Hidrografsku mrežu predstavlja kanal Maliy Salym, koji teče u subtitudinalnom smjeru u sjevernom dijelu područja i na ovom području je povezan malim kanalima Malaya Berezovskaya i Polaya s velikim i dubokim Obskaya kanalom Bolshoy Salym. Rijeka Ob je glavni plovni put Tjumenske regije. Okrug ima veliki broj jezera, od kojih su najveća jezera Olevashkina, jezero Karasye, jezero Okunevoe. Močvare su neprohodne, smrzavaju se do kraja siječnja i glavna su prepreka kretanju vozila.

Klima regije je oštro kontinentalna s dugim zimama i kratkim toplim ljetima. Zima je mrazna i snježna. Najhladniji mjesec u godini je siječanj (prosječna mjesečna temperatura -19,5 stupnjeva C). Apsolutni minimum je -52 stupnja C. Najtopliji je srpanj (prosječna mjesečna temperatura je +17 stupnjeva C), apsolutni maksimum je +33 stupnja C. Prosječna godišnja količina padalina je 500-550 mm godišnje, sa 75% padavina. u toploj sezoni. Snježni pokrivač se uspostavlja u drugoj polovici listopada i traje do početka lipnja.Debljina snježnog pokrivača je od 0,7 m do 1,5-2 m. Dubina smrzavanja tla je 1-1,5 m.

Razmatrano područje karakteriziraju podzolasta glinena tla na relativno povišenim područjima te tresetno-podzolisto-muljna i tresetna tla u močvarnim područjima područja. U granicama ravnice aluvijalna tla riječnih terasa su uglavnom pjeskovita, mjestimično ilovasta. Svijet povrća raznolik. Prevladava crnogorična i mješovita šuma.

Područje se nalazi u zoni izolirane naslage prizemnih i reliktnih permafrostnih stijena. Smrznuta tla blizu površine leže na slivovima ispod tresetišta. Njihova debljina je kontrolirana razinom podzemne vode i doseže 10-15 m, temperatura je stalna i blizu 0 stupnjeva C.

Na susjednim područjima (na polju Priobskoye, smrznute stijene nisu proučavane), permafrost se javlja na dubinama od 140-180 m (Lyantorskoye polje). Debljina permafrosta je 15-40 m, rijetko više. Zaleđeni su češće niži, glinovitiji, dio Novyikhailovskaya i neznatan dio Atlymskih formacija.

Najveća naselja najbliža radnom području su gradovi Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut i od manjih naselja - sela Seliyarovo, Sytomino, Lempino i druga.

1.2 Litostratigrafskirez

Geološki dio polja Priobskoye sastoji se od debelog sloja (više od 3000 m) terigenskih sedimenata sedimentnog pokrivača mezo-kenozojske dobi, koji se javljaju na stijenama predjurskog kompleksa, predstavljenom korom za vremenske utjecaje.

Predjurski obrazovanje (Pz)

U presjeku predjurskih slojeva izdvajaju se dvije strukturne razine. Donju, ograničenu na konsolidiranu koru, predstavljaju visoko dislocirani grafit-porfiriti, šljunaci i metamorfizirani vapnenci. Gornji kat, identificiran kao međukompleks, sastavljen je od manje dislociranih efuzivno-sedimentnih naslaga permsko-trijaskog doba debljine do 650 m.

Jurski sustav (J)

Jurski sustav predstavljen je sa sve tri divizije: donji, srednji i gornji.

Uključuje formacije Tyumen (J1 + 2), Abalak i Bazhenov (J3).

Depoziti Tyumen Formacije leže u podnožju sedimentnog pokrova na stijenama kore trošenja s kutnim i stratigrafskim nesukladnostima i predstavljene su kompleksom terigenih stijena glinovito-pjeskovito-alevritnog sastava.

Debljina naslaga Tjumenske formacije varira od 40 do 450 m. U granicama ležišta otvoreni su na dubinama od 2806-2973m. Naslage Tjumenske formacije dosljedno se preklapaju s gornjojurskim naslagama formacija Abalak i Bazhenov. Abalakskaya Formacija je sastavljena od tamno sivih do crnih, razgranatih, glaukonitnih muljnjaka s međuslojevima aleveta u gornjem dijelu presjeka. Debljina svite kreće se od 17 do 32 m.

Depoziti Bazhenov Formacije su predstavljene tamnosivim, gotovo crnim, bitumenskim muljevitim kamenjem s međuslojevima blago muljevitih muljevina i organsko-glinasto-karbonatnih stijena. Formacija je debljine 26-38 m.

Sustav krede (K)

Naslage krednog sustava razvijene su posvuda predstavljene gornjim i donjim dijelovima.

Formacije Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya i Hanty-Mansiysk razlikuju se u donjem dijelu odozdo prema gore, au gornjem dijelu formacije Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya i Gankinskaya.

Donji dio ahskoy Formacija (K1g) je uglavnom predstavljena muljicima s podređenim tankim slojevima alevrita i pješčenjaka, spojenih u Achimovsku sekvencu.

U gornjem dijelu formacije Akh nalazi se zreli član fino elutriranih, tamnosive, približavajućih se sivim pimskim glinama.

Ukupna debljina svite varira od zapada prema istoku od 35 do 415 m. U dijelovima koji se nalaze na istoku, grupa slojeva BS1-BS12 ograničena je na ovaj sloj.

Rez Čerkašina Formacija (K1g-br) je predstavljena ritmičnom izmjenom sivih glina, alevkata i muljevitih pješčenjaka. Potonji, u granicama polja, kao i pješčenici, industrijski su naftonosni i raspoređeni su u formacije AS7, AS9, AS10, AS11, AS12.

Debljina formacije varira od 290 do 600 m.

Iznad su tamnosive do crne gline alym Formacije (K1a), u gornjem dijelu s međuslojevima bitumenskih muljnjaka, u donjem - alevritima i pješčenicima. Debljina svite varira od 190 do 240 m. Gline su regionalni pečat za ležišta ugljikovodika u cijeloj regiji Sredneobskaya nafte i plina.

Vikulovskaya svita (K1a-al) sastoji se od dvije podformacije.

Donja je pretežno glinovita, a gornja pjeskovito-ilovasta s prevlastom pješčenjaka i alevrita. Formaciju karakterizira prisutnost biljnog detritusa. Debljina formacije kreće se od 264 m na zapadu do 296 m na sjeveroistoku.

Hanti-Mansijsk Formacija (K1a-2s) je predstavljena neravnomjernim prožimanjem pjeskovito-glinovitih stijena s prevlašću prvih u gornjem dijelu presjeka. Stijene formacije karakteriziraju obilje karbonatnog detritusa. Debljina formacije varira od 292 do 306 m.

Uvat Formacija (K2s) je predstavljena neravnomjernim ponovnim otapanjem pijeska, aleveta, pješčenjaka. Formaciju karakterizira prisutnost ugljenisanih i željeznih biljnih ostataka, karbonatnog detritusa i jantara. Debljina svite je 283-301 m.

Bertsovskaya Svita (K2k-st-km) je podijeljena u dvije podformacije. Donji, koji se sastoji od sivih montmorelonitnih glina, s međuslojevima nalik opoki, debljine od 45 do 94 m, a gornji, predstavljen sivim, tamno sivim, silikatnim, pjeskovitim glinama, debljine 87-133 m.

Gankinskaya Formacija (K2mP1d) se sastoji od sivih, zelenkasto-sivih glina koje prelaze u lapor sa zrncima glaukonita i sideritnim nodulama. Debljina mu je 55-82m.

Paleogenski sustav (P2)

Paleogenski sustav uključuje stijene formacija Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya i Turtasskaya. Prva tri predstavljaju morski sedimenti, ostali su kontinentalni.

Talitskaya formacija je sastavljena od sloja tamnosive gline, u područjima muljevitih. Postoje peritizirani biljni ostaci i riblje ljuske. Debljina apartmana je 125-146 m.

Lyulinvorskaya formacija je predstavljena žućkastozelenim glinama, u donjem dijelu presjeka često su opokoidne s međuslojevima opoka. Debljina svite je 200-363 m.

Tavdinskaya formacija koja zaokružuje dio morskog paleogena izgrađena je od sivih, plavičasto-sivih glina s međuslojevima alevritom. Debljina apartmana je 160-180 m.

Atlymskaya Formacija je sastavljena od kontinentalnih aluvijalno-morskih sedimenata, koji se sastoje od sivog do bijelog pijeska, pretežno kvarca sa međuslojevima smeđeg ugljena, gline i aleveta. Debljina apartmana je 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formacija - predstavljena je neravnomjernim naslaganim pijescima, sivim, sitnozrnim, kvarc-feldspat sa sivim i smeđe-sivim glinama i alevritom s međuslojevima pijeska i mrkog ugljena. Debljina apartmana ne prelazi 80 m.

Turtasskaya Formacija se sastoji od zelenkastosive gline i alevrita, tankoslojnih s međuslojevima dijatomita i kvarc-glaukonitnih pijeska. Debljina apartmana je 40-70 m.

kvartarni sustav (Q)

Prisutan je posvuda i u donjem dijelu je zastupljen naizmjeničnim pijeskom, glinom, ilovačom i pješčanom ilovačom, u gornjem dijelu - barskim i jezerskim facijama - muljevima, ilovačama i pjeskovitima. Ukupna debljina je 70-100 m.

1.3 Tektonskistruktura

Struktura Priobskaya nalazi se u zoni spajanja Hanti-Mansijske depresije, megafolda Lyaminskiy, grupa izdizanja Salym i West Lempinskaya. Građevine prvog reda kompliciraju nabujala i kupolasta izdizanja drugog reda i zasebne lokalne antiklinalne strukture koje su objekti traženja i istraživanja nafte i plina.

Uz reflektivni horizont "A" proučavan je suvremeni strukturni plan temelja predjure. Svi strukturni elementi prikazani su na strukturnoj karti duž reflektirajućeg horizonta "A". U jugozapadnom dijelu regije - Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye uzvišenja. U sjeverozapadnom dijelu - East-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, komplicirajući istočnu padinu zone West Lempinskoe uzdizanja. U središnjem dijelu nalazi se Zapadno-Sahalinsko korito, istočno od njegovih Gorškovskog i Sahalinskog uzdizanja, komplicirajući Sredne-Lyaminsky otok i Sahalinski strukturni pramac, respektivno.

Izdizanje u obliku kupole Priobskoye, izdizanje niske amplitude West Priobskoye, strukture West Sahalin, Novoobskaya mogu se pratiti duž reflektirajućeg horizonta "DB", ograničenog na vrh člana Bystrinskaya. Na zapadu trga ocrtava se uzdizanje Hanty-Maniysk. Sjeverno od Priobskog uzvišenja ističe se lokalno uzdizanje Svetloje. U južnom dijelu polja u predjelu bunara. 291, uvjetno se izdvaja Bezimeno uzdizanje. Uzdignuta zona East Seliyarovskaya na području istraživanja ocrtana je otvorenim seizmičkim izogipsom - 2280 m. Izometrijska struktura niske amplitude može se pratiti u blizini bušotine 606. Područje Seliyarovskaya prekriveno je rijetkom mrežom seizmičkih linija, na temelju kojih se može predvidjeti pozitivna struktura. Selijarovsko izdizanje potvrđuje strukturni plan za reflektirajući horizont "B". Zbog slabog poznavanja zapadnog dijela područja, seizmičkih istraživanja, sjeverno od strukture Seliyarovskaya, uvjetno se izdvaja kupolasto neimenovano izdizanje.

1.4 Sadržaj ulja

U polju Priobskoye uljno podnožje pokriva značajne debele naslage sedimentnog pokrivača od srednje jure do aptanskog doba i iznosi više od 2,5 km.

Nekomercijalni dotoci nafte i jezgre sa znakovima ugljikovodika dobiveni su iz ležišta Tjumenske (Yu 1 i Yu 2) i Bazhenov (Yu 0) formacije. Zbog ograničenog broja raspoloživih geoloških i geofizičkih materijala, struktura ležišta do danas nije dovoljno potkrijepljena.

Komercijalni naftonosni kapacitet uspostavljen je u Neocomian formacijama AS grupe, gdje je koncentrirano 90% dokazanih rezervi. Glavni produktivni slojevi su zatvoreni između glinenih jedinica Pimskaya i Bystrinskaya. Naslage su ograničene na lećasta pješčana tijela nastala u šelfskim i klinoformnim naslagama neokoma, čija produktivnost nije kontrolirana suvremenim strukturnim planom i određena je praktički samo prisutnošću produktivnih ležišta u presjeku. Odsutnost formacijske vode tijekom brojnih ispitivanja u produktivnom dijelu presjeka dokazuje da su naslage nafte povezane sa slojevima ovih paketa zatvorena lećasta tijela potpuno ispunjena uljem, a konture naslaga za svaki pješčani sloj određene su granice njegove distribucije. Iznimka je formacija AC 7, gdje su dotoci formacijske vode dobiveni iz pješčanih leća napunjenih vodom.

U sklopu produktivnih neokomskih sedimenata identificirano je 9 proračunskih objekata: 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, KAO 7. Naslage formacija AS 7, AS 9 nisu od industrijskog interesa.

Geološki profil prikazan je na slici 1.1.

1.5 Značajkaproduktivanslojeva

Glavne rezerve nafte na polju Priobskoye koncentrirane su u sedimentima neokomskog doba. Značajka geološke strukture naslaga povezanih s neokomskim stijenama je da imaju megaslojnu strukturu, zbog nastajanja u uvjetima bočnog punjenja dovoljno dubokog morskog bazena (300-400 m) zbog uklanjanja klastičnih terigena materijal s istoka i jugoistoka. Formiranje neokomskog megakompleksa sedimentnih stijena odvijalo se u čitavom nizu paleogeografskih uvjeta: kontinentalna sedimentacija, obalno-morska, šelfska i vrlo spora sedimentacija na otvorenom dubokom moru.

Kako se krećemo od istoka prema zapadu, dolazi do nagiba (u odnosu na formaciju Bazhenov, koja je regionalna mjerilo) kako ostarjelih glinenih članova (zonski mjerilo) tako i pješčano-alevritnih stijena koje se nalaze između njih.

Prema određenjima stručnjaka ZapSibNIGNI o fauni i peludi spora uzorkovanoj iz gline u intervalu pojavljivanja člana Pimskaya, pokazalo se da je starost ovih naslaga hauterivijanska. Svi slojevi koji se nalaze iznad člana Pimskaya. Indeksirani su kao AS grupa, stoga su na polju Priobskoye slojevi BS 1-5 ponovno indeksirani na AS 7-12.

Prilikom izračuna rezervi identificirano je 11 produktivnih formacija kao dio megakompleksa produktivnih neokomskih naslaga: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2 -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Jedinica rezervoara AS 12 leži u podnožju megakompleksa i u smislu formacije je najdubokovodniji dio. Sastav obuhvaća tri sloja AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, koji su na većem dijelu površine odvojeni relativno zrelim glinama čija se debljina kreće od 4 do 10 m.

Naslage formacije AS 12/3 ograničene su na monoklinski element (konstruktivni nos), unutar kojeg se nalaze niskoamplituda uzdizanja i korita s prijelaznim zonama između njih.

Glavno ležište AS12 / 3 otkriveno je na dubinama od 2620-2755 m i litološki je prosijano sa svih strana. Po površini zauzima središnji terasasti, najizdignutiji dio strukturnog nosa i orijentiran je od jugozapada prema sjeveroistoku. Debljine zasićene uljem variraju od 12,8m do 1,4m. Protoci nafte kreću se od 1,02 m 3 / dan, Nd = 1239 m do 7,5 m 3 / dan s Nd = 1327 m. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 25,5 km x 7,5 km, a visina 126 m.

Nalazište AS 12/3 otvoreno je na dubini od 2640-2707 m i ograničeno je na lokalno uzdizanje Hanti-Mansijsk i zonu njegovog istočnog poniranja. Spremnik se kontrolira sa svih strana pomoću zona zamjene rezervoara. Protoci ulja su mali i iznose 0,4-8,5 m 3 / dan na različitim dinamičkim razinama. Najviša kota u nadsvođenom dijelu je fiksirana na -2640 m, a najniža na (-2716 m). Dimenzije ležišta su 18 puta 8,5 km, visina je 76 m. Tip je litološki prosijan.

Glavni rezervoar AC12 / 1-2 najveći je na terenu. Otkriven je na dubinama od 2536-2728 m. Ograničen je na monoklinalu kompliciranu lokalnim uzdizanjima male amplitude s prijelaznim zonama između njih. S tri strane struktura je ograničena litološkim zaslonima, a samo na jugu (do Vostochno-Frolovskaya oblast) imaju li rezervoari tendenciju razvoja. Debljine zasićene naftom variraju u širokom rasponu od 0,8 do 40,6 m, dok zona maksimalnih debljina (više od 12 m) pokriva središnji dio ležišta, kao i istočni. Dimenzije litološki prosijanog ležišta su 45 km x 25 km, visina je 176 m.

U ležištu AS 12 / 1-2 otkrivene su naslage dimenzija 7,5 x 7 km, visine 7 m i 11 x 4,5 km, te visine 9 m. Oba ležišta su litološki prosijanog tipa.

Akumulacija AS 12/0 ima manju razvojnu zonu. Glavno ležište AC 12/0 je lećasto tijelo orijentirano od jugozapada prema sjeveroistoku. Njegove dimenzije su 41 puta 14 km, visina je 187 m. Brzine protoka nafte variraju od prvih jedinica m3 / dan na dinamičkim razinama do 48 m3 / dan.

Pokrov horizonta AS 12 čini debeli (do 60 m) sloj glinovitih stijena.

Iznad sekcije nalazi se AS 11 platni sloj, koji uključuje AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Posljednja tri povezana su u jedan objekt za brojanje, koji ima vrlo složenu strukturu i po presjeku i po površini. U zonama razvoja akumulacije, koje gravitiraju prikrajnim dijelovima, uočava se najznačajnija debljina horizonta s tendencijom povećanja prema sjeveroistoku (do 78,6 m). Na jugoistoku je ovaj horizont predstavljen samo slojem AS 11/2, u središnjem dijelu - slojem AS 11/3, na sjeveru - slojem AS 11 / 2-4.

Glavno ležište AC11 / 1 drugo je po veličini unutar polja Priobskoye. Sloj AS11 / 1 razvijen je u vodećim dijelovima nabujalog izdizanja submeridionalnog poteza, što komplicira monoklinalu. S tri strane ležište je ograničeno glinovitim zonama, a na jugu granica je povučena uvjetno. Veličina glavnog rezervoara je 48 puta 15 km, visina je 112 m. Stope proizvodnje nafte variraju od 2,46 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1195 m do 11,8 m 3 / dan.

Sloj AC 11/0 identificiran je kao izolirana lećasta tijela na sjeveroistoku i jugu. Debljina mu je od 8,6 m do 22,8 m. Prvo ležište ima dimenzije 10,8 x 5,5 km, drugo 4,7 x 4,1 km. Oba ležišta su litološki prosijanog tipa. Karakteriziraju ih dotoci nafte od 4 do 14 m 3 / dan na dinamičkoj razini. Horizont AC 10 probijaju gotovo sve bušotine i sastoji se od tri sloja AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Glavno ležište AS 10/2-3 otvoreno je na dubinama od 2427-2721 m i nalazi se u južnom dijelu polja. Vrsta ležišta je litološki prosijana, dimenzija 31 x 11 km, visine do 292 m. Debljine zasićene naftom kreću se od 15,6 m do 0,8 m.

Glavno ležište AC10 / 1 otkriveno je na dubinama od 2374-2492 m. Veličina ležišta je 38 puta 13 km, visina do 120 m. Južna granica je povučena uvjetno. Debljine zasićene naftom variraju od 0,4 do 11,8 m. Dotoci bezvodne nafte kretali su se od 2,9 m 3 / dan na dinamičkoj razini od 1064 m do 6,4 m 3 / dan.

Presjek jedinice AS 10 upotpunjuje produktivni sloj AS 10/0, unutar kojeg su identificirane tri naslage, smještene u obliku lanca submeridijalnog prostiranja.

Horizont AC 9 ima ograničenu distribuciju i predstavljen je u obliku zasebnih fascijalnih zona smještenih u sjeveroistočnom i istočnom dijelu strukture, kao iu području jugozapadnog poniranja.

Neokomske produktivne sedimente upotpunjuje sloj AS 7 koji ima mozaični uzorak na mjestu naftonosnih i vodonosnih polja.

Najveće po površini ležište Vostochnaya otvoreno je na dubinama od 2291-2382 m. Orijentirano je od jugozapada prema sjeveroistoku. Dotoci nafte 4,9-6,7 m 3 / dan na dinamičkim razinama od 1359-875 m. Debljine zasićene naftom variraju od 0,8 do 67,8 m. Dimenzije ležišta su 46 puta 8,5 km, visina je 91 m.

Na terenu su otkrivena ukupno 42 ležišta. Maksimalno područje ima glavni rezervoar u akumulaciji AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minimalno (10 km 2) - rezervoar u rezervoaru AS 10/1.

Zbirna tablica parametara ležišta unutar proizvodnog područja

Tablica 1.1

geološko proizvodno polje oil-bearing formacija

1.6 Značajkavodonosnicikompleksi

Polje Priobskoye dio je hidrodinamičkog sustava zapadnosibirskog arteškog bazena. Njegova je značajka prisutnost vodootpornih glinenih naslaga oligocena-turona, čija debljina doseže 750 m, dijeleći mezokenozojski dio na gornju i donju hidrogeološku razinu.

Gornji kat objedinjuje sedimente turonsko-kvartarnog doba i karakterizira ga slobodna izmjena vode. U hidrodinamičkom smislu, pod je vodonosnik čije su podzemne i međustratalne vode međusobno povezane.

Gornja hidrogeološka razina uključuje tri vodonosnika:

1- vodonosnik kvartarnih naslaga;

2- vodonosnik novih Mikhaylovsky depozita;

3- vodonosnik naslaga Atlym.

Komparativna analiza vodonosnika pokazala je da se vodonosnik Atlym može uzeti kao glavni izvor velike centralizirane opskrbe pitkom vodom. Međutim, zbog značajnog smanjenja operativnih troškova, može se preporučiti novi horizont Mihajlovski.

Nižu hidrogeološku razinu predstavljaju sedimenti senomansko-jurskog doba i navodnjene stijene gornjeg dijela predjurskog podruma. Na velike dubine u okruženju otežanih, a mjestimice gotovo stajaćih, nastaju termalne visokomineralizirane vode koje imaju visoku zasićenost plinovima i povećanu koncentraciju mikroelemenata. Donji kat odlikuje se pouzdanom izolacijom vodonosnika od površinskih prirodnih i klimatskih čimbenika. U svom dijelu razlikuju se četiri vodonosnika. Svi kompleksi i akvikludi mogu se pratiti na znatnoj udaljenosti, ali istodobno se u Priobskom polju opaža stvaranje gline drugog kompleksa.

Za plavljenje naftnih ležišta u regiji Srednjeg Oba, naširoko se koriste podzemne vode aptisko-cenomanskog kompleksa, koje se sastoje od sloja slabo cementiranog, rastresitog pijeska, pješčenjaka, alevrita i gline formacija Uvatskaya, Khanty-Mansiysk i Vikulovskaya, dobro održavan u području, prilično homogen unutar mjesta. Vode karakterizira niska korozivnost zbog odsutnosti sumporovodika i kisika u njima.

1.7 Fizikalno-kemijskiSvojstvarezervoartekućine

Ležišna ulja za proizvodne formacije AC10, AC11 i AC12 nemaju značajne razlike u svojstvima. Priroda promjene fizikalnih svojstava ulja tipična je za naslage koje nemaju izlaz na površinu i okružene su rubnom vodom. U ležišnim uvjetima nafte srednje zasićenosti plinom tlak zasićenja je 1,5-2 puta niži od ležišnog tlaka (visok stupanj kompresije).

Eksperimentalni podaci o varijabilnosti ulja duž dijela proizvodnih pogona polja ukazuju na neznatnu heterogenost nafte unutar ležišta.

Ulja formacija AS10, AS11 i AS12 su blizu jedna drugoj, lakša nafta u formaciji AS11, molarni udio metana u njoj je 24,56%, ukupan sadržaj ugljikovodika S2N6-S5N12 je 19,85%. Za ulja svih ležišta karakteristična je prevalencija normalnog butana i pentana nad izomerima.

Količina lakih CH4 - C5H12 ugljikovodika otopljenih u otplinjenim uljima iznosi 8,2-9,2%.

Naftni plin standardne separacije je s visokim udjelom masti (omjer masti veći od 50), molarni udio metana u njemu je 56,19 (tvorba AC10) - 64,29 (tvorba AC12). Količina etana je mnogo manja od propana, omjer C2H6 / C3H8 je 0,6, što je tipično za plinove iz naftnih nalazišta. Ukupni sadržaj butana 8,1-9,6%, pentana 2,7-3,2%, teških ugljikovodika S6N14 + viši 0,95-1,28%. Količina ugljičnog dioksida i dušika je mala, oko 1%.

Otplinjena ulja svih slojeva su sumporna, parafinska, slabo smolasta, srednje gustoće.

Ulje iz ležišta AS10 srednje viskoznosti, sa sadržajem frakcija do 350_C više od 55%, ulja ležišta AS11 i AS12 su viskozna, sa sadržajem frakcija do 350_C od 45% do 54,9%.

Tehnološka šifra ulja iz ležišta AS10-II T1P2, AS11 i AS12-II T2P2.

Procjena parametara zbog individualnih karakteristika ulja i plinova provedena je u skladu s najvjerojatnijim uvjetima prikupljanja, obrade i transporta nafte u polju.

Uvjeti razdvajanja su sljedeći:

Stupanj 1 - tlak 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Stupanj 2 - tlak 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Stupanj 3 - tlak 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Stupanj 4 - tlak 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Usporedba prosječnih vrijednosti poroznosti i propusnosti ležištaslojevi AS10-AS12 jezgrom i karotažom

Tablica 1.2

1.8 Procjena rezervi nafte

Zalihe nafte Priobskog polja procijenjene su općenito za formacije bez diferencijacije po ležištima. Zbog nepostojanja formacijskih voda u litološki ograničenim naslagama, izračunate su rezerve za čisto naftne zone.

Bilančne rezerve nafte Priobskog polja procijenjene su volumetrijskom metodom.

Osnova za izračun modela ležišta bili su rezultati interpretacije karotaže. U ovom slučaju, sljedeće procjene parametara ležišta uzete su kao granične vrijednosti ležište-ne-ležište: K op 0,145, propusnost 0,4 mD. Iz ležišta, a time i izračuna rezervi, isključene su zone slojeva u kojima su vrijednosti ovih parametara bile manje od standardnih.

Pri proračunu rezervi korištena je metoda množenja karata tri glavna proračunska parametra: efektivne debljine zasićene uljem, otvorene poroznosti i koeficijenata zasićenosti uljem. Neto plaća za naftu obračunava se posebno prema kategoriji rezervi.

Raspodjela kategorija pričuva vrši se u skladu s "Klasifikacijom rezervi depozita..." (1983.). Ovisno o razini istraženosti ležišta Priobskog polja, rezerve nafte i otopljenog plina u njima izračunavaju se u kategorijama B, C 1, C 2. Rezerve B kategorije identificirane su unutar posljednjih bušotina proizvodnih linija na lijevoj obali izbušenog područja polja. Rezerve kategorije C 1 dodijeljene su u područja proučavana istražnim bušotinama, u kojima su dobiveni komercijalni tokovi nafte ili su postojale pozitivne informacije o karotaži bušotina. Zalihe u neistraženim područjima ležišta svrstane su u kategoriju C 2. Granica između kategorija C1 i C2 povučena je na udaljenosti dvostrukog koraka operativne mreže (500x500 m), kako je predviđeno "Klasifikacija...".

Procjena rezervi je završena množenjem dobivenih volumena naftom zasićenih ležišta za svako ležište i unutar identificiranih kategorija s gustoćom otplinjene nafte tijekom postupnog odvajanja i faktorom konverzije. Valja napomenuti da se oni donekle razlikuju od onih koji su ranije usvojeni. To je, prvo, zbog isključenja iz proračuna bušotina koje se nalaze daleko izvan područja dozvole, i, drugo, zbog promjena u indeksiranju slojeva u pojedinim istražnim bušotinama kao rezultat nove korelacije produktivnih ležišta.

U nastavku su navedeni prihvaćeni proračunski parametri i dobiveni rezultati proračuna rezervi nafte.

1.8.1 Zaliheulje

Na dan 01.01.98. u bilanci VGF rezerve nafte navedene su u iznosu od:

Nadoknadivo 613 380 tisuća tona

Nadoknadivo 63.718 tisuća tona

Nadoknadivo 677098 tisuća tona

Rezerve nafte po slojevima

Tablica 1.3

Na izbušenom dijelu lijevoobalnog dijela polja Priobskoye izvršena je procjena rezervi Stranke Jugansknjeftegaza.

Izbušeni dio sadrži 109.438 tisuća tona. bilance i 31.131 tisuću tona. povratne rezerve nafte uz faktor iskorištenja nafte 0,284.

Za izbušeni dio rezerve su raspoređene u šavovima na sljedeći način:

Stanje sloja AC10 50%

Nadoknadivo 46%

AS11 saldo ležišta 15%

Nadoknadivo 21%

AS12 saldo ležišta 35%

Nadoknadivo 33%

U području koje se razmatra, najveći dio rezervi koncentriran je u formacijama AC10 i AC12. Ovo područje sadrži 5,5% m / r rezervi. 19,5% pričuva formacije AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (lijeva obaladio)

Dioniceuljenazonaeksploatacije

Tablica 1.4

*) Za dio teritorija kategorije C1 s kojeg se vrši proizvodnja nafte

2 . Metode vađenja, korištena oprema

Razvoj svakog proizvodnog pogona AS 10, AS 11, AS 12 izveden je postavljanjem bušotina prema linearnoj trorednoj trokutastoj shemi s gustoćom mreže 25 ha/bušotinu, uz bušenje svih bušotina do formacije. AS 12.

U 2007. godini SibNIINP je pripremio Dodatak procesu šeme za pilot razvoj lijevoobalnog dijela polja Priobskoye, uključujući poplavno područje N4, u kojem su izvršene prilagodbe za razvoj lijevoobalnog dijela polja s priključak novih jastučića N140 i 141 u poplavnom dijelu terena ... Sukladno ovom dokumentu, predviđena je implementacija trorednog blok sustava (gustoća mreže - 25 ha/bušotina) s daljnjim prijelazom u kasnijoj fazi razvoja na blok-zatvoreni sustav.

Dinamika glavnih tehničko-ekonomskih pokazatelja razvoja prikazana je u tablici 2.1

2. 1 DinamikamajorpokazateljirazvojPriobskyMjesto rođenja

tablica 2.1

2. 2 Analizamajortehnički i ekonomskipokazateljirazvoj

Dinamika pokazatelja razvoja na temelju tablice 2.1 prikazana je na sl. 2.1.

Polje Priobskoye razvija se od 1988. godine. Tijekom 12 godina razvoja, kao što je vidljivo iz tablice 3., proizvodnja nafte konstantno raste.

Ako je 1988. bilo 2300 tona nafte, onda je do 2010. doseglo 1485000 tona, proizvodnja tekućine porasla je s 2300 na 1608000 tona.

Tako je do 2010. kumulativna proizvodnja nafte iznosila 8583,3 tisuće tona. (tablica 3.1).

Od 1991. godine, radi održavanja ležišnog tlaka, puštene su u rad injekcione bušotine i počinje injektiranje vode. Krajem 2010. godine imale su 132 injekcione bušotine, a utiskivanje vode povećano je sa 100 na 2362 tisuće tona. do 2010. godine. S povećanjem ubrizgavanja, povećava se prosječna stopa proizvodnje nafte u operativnim bušotinama. Do 2010. godine povećava se protok, što se objašnjava pravilnim odabirom količine ubrizgane vode.

Također, od puštanja u rad injekcionog fonda, vodnjak proizvodnje počinje rasti i do 2010. godine dostiže razinu od 9,8%, prvih 5 godina vodnjak je 0%.

Zaliha proizvodnih bušotina do 2010. godine iznosila je 414 bušotina, od čega 373 bušotine koje proizvode proizvode mehaniziranom metodom.Do 2010. godine kumulativna proizvodnja nafte iznosila je 8583,3 tisuće tona. (tablica 2.1).

Polje Priobskoye jedno je od najmlađih i najperspektivnijih u Zapadnom Sibiru.

2.3 Osobitostirazvoj,utječućinaeksploatacijebunari

Polje karakteriziraju niske stope proizvodnje bušotina. Glavni problemi razvoja polja bili su niska produktivnost proizvodnih bušotina, niska prirodna (bez lomljenja slojeva injektiranom vodom) injektivnost injektnih bušotina, kao i loša preraspodjela tlaka po ležištima tijekom održavanja ležišnog tlaka (zbog slabe hidrodinamičke povezanosti). pojedinih dijelova akumulacija). Rad formacije AS 12 treba izdvojiti kao zaseban problem razvoja polja. Zbog niskih stopa proizvodnje, mnoge bušotine u ovoj formaciji moraju biti zatvorene, što može dovesti do obustave značajnih rezervi nafte na neodređeno vrijeme. Jedan od načina rješavanja ovog problema za ležište AS 12 je provedba mjera za poticanje proizvodnje nafte.

Polje Priobskoye karakterizira složena struktura produktivnih horizonata i po površini i po presjeku. Kolektori horizonta AS 10 i AS 11 klasificiraju se kao srednje i niskoproduktivni, a AS 12 su abnormalno nisko produktivni.

Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih formacija polja ukazuju na nemogućnost razvoja polja bez aktivnog utjecaja na njegove proizvodne formacije i bez primjene metoda intenziviranja proizvodnje.

To potvrđuje i iskustvo razvoja operativnog dijela lijevoobalnog dijela.

3 . Primijenjene metode poboljšanog povrata ulja

3.1 Izbormetodaudaracnauljedepozit

Odabir metode utjecaja na naftna ležišta određen je nizom čimbenika od kojih su najznačajniji geološke i fizičke karakteristike ležišta, tehnološke mogućnosti primjene metode u određenom području i ekonomski kriteriji. Gore navedene metode stimulacije ležišta imaju brojne modifikacije i, u svojoj osnovi, temelje se na velikom skupu sastava korištenih radnih sredstava. Stoga, pri analizi postojećih metoda stimulacije, ima smisla, prije svega, koristiti iskustvo razvoja polja u Zapadnom Sibiru, kao i polja u drugim regijama sa svojstvima ležišta sličnim polju Priobskoye (prvenstveno niska propusnost ležišta) i ležišta tekućine.

Od metoda za poticanje proizvodnje nafte utjecajem na zonu dna bušotine, najraširenije su:

hidrauličko frakturiranje;

tretmani kiselinom;

fizikalne i kemijske obrade raznim reagensima;

termofizičke i termo-kemijske obrade;

impulsno-šok, vibroakustički i akustički učinci.

3.2 Geološki i fizički kriteriji za primjenu različitih metoda stimulacije na polju Priobskoye

Glavne geološke i fizičke karakteristike polja Priobskoye za procjenu primjenjivosti različitih metoda stimulacije su:

dubina produktivnih slojeva - 2400-2600 m,

ležišta su litološki prosijana, prirodni režim - elastično zatvoren,

debljina šavova AC 10, AC 11 i AC 12 do 20,6, 42,6 i 40,6 m.

početni tlak u rezervoaru - 23,5-25 MPa,

temperatura rezervoara - 88-90 0 C,

niska propusnost akumulacija, prosječne vrijednosti prema rezultatima temeljnih studija - za formacije AS 10, AS 11 i AS 12, odnosno 15,4, 25,8, 2,4 mD,

visoka lateralna i vertikalna heterogenost slojeva,

gustoća nafte u formaciji - 780-800 kg / m 3,

viskoznost ulja formacije - 1,4-1,6 mPa * s,

tlak zasićenja uljem 9-11 MPa,

naftensko ulje, parafinsko i blago smolasto.

Uspoređujući prikazane podatke s poznatim kriterijima za učinkovitu primjenu metoda stimulacije ležišta, može se primijetiti da se, čak i bez detaljne analize, sljedeće metode za polje Priobskoye mogu isključiti iz navedenih metoda: toplinske metode i polimerno plavljenje ( kao metoda istiskivanja nafte iz formacija). Toplinske metode se koriste za ležišta s visokoviskoznim uljima i na dubinama do 1500-1700 m. Polimerno plavljenje se poželjno koristi u ležištima s propusnošću većom od 0,1 μm 2 za istiskivanje nafte viskoznosti od 10 do 100 mPa * s i na temperaturama do 90 0 C (za više temperature koriste se skupi, posebni polimeri).

3.2.1 Poplavljivanje

Iskustvo razvoja domaćih i stranih polja pokazuje da se plavljenje pokazuje kao prilično učinkovita metoda utjecaja na niskopropusna ležišta uz strogo poštivanje potrebnih zahtjeva za tehnologiju njegove provedbe.

Među glavnim razlozima koji uzrokuju smanjenje učinkovitosti plavljenja niskopropusnih formacija su:

pogoršanje filtracijskih svojstava stijene zbog:

bubrenje glinenih komponenti stijene u kontaktu s ubrizganom vodom,

začepljenje rezervoara finim mehaničkim nečistoćama u ubrizganoj vodi,

taloženje sedimenata soli u poroznom mediju ležišta tijekom kemijske interakcije injektirane i proizvedene vode,

smanjenje pokrivenosti ležišta plavljenjem zbog stvaranja pukotina-pukotina oko injektnih bušotina i njihovog širenja duboko u ležište (za diskontinuirana ležišta moguć je i blagi porast zamaha ležišta duž dionice),

značajna osjetljivost na karakter močivosti stijene ubrizganim sredstvom, značajno smanjenje propusnosti ležišta zbog taloženja parafina.

Manifestacija svih ovih pojava u niskopropusnim ležištima uzrokuje značajnije posljedice nego u visokopropusnim stijenama.

Kako bi se uklonio utjecaj ovih čimbenika na proces plavljenja, prikladno tehnološka rješenja: optimalne sheme bušotina i tehnološki načini rada bušotine, utiskivanje vode traženog tipa i sastava u ležišta, njezina odgovarajuća mehanička, kemijska i biološka obrada, kao i dodavanje posebnih komponenti u vodu.

Za polje Priobskoye, plavljenje treba smatrati glavnom metodom stimulacije.

Primjena otopina tenzida na terenu je odbijen, prvenstveno zbog niske učinkovitosti ovih reagensa u niskopropusnim ležištima.

Za polje Priobskoye i alkalne poplave ne može se preporučiti iz sljedećih razloga:

Glavni je prevladavajući strukturni i slojeviti sadržaj gline u ležištima. Glinene agregate predstavljaju kaolinit, klorit i hidromica. Interakcija lužine s glinenim materijalom može dovesti ne samo do bubrenja gline, već i do uništenja stijena. Alkalna otopina niske koncentracije povećava koeficijent bubrenja glina za 1,1-1,3 puta i smanjuje propusnost stijene za 1,5-2 puta u usporedbi sa slatkom vodom, što je kritično za niskopropusna ležišta polja Priobskoye. Primjena otopina visoke koncentracije (smanjenje bubrenja glina) aktivira proces razaranja stijena. Osim toga, gline koje se mogu izmjenjivati ​​ioni mogu negativno utjecati na rub alkalne otopine zamjenom natrija vodikom.

Visoko razvijena heterogenost formacije i veliki broj međuslojeva, što dovodi do niske pokrivenosti formacije alkalnom otopinom.

Glavna prepreka za prijavu emulzijski sustavi za utjecaj na naslage polja Priobskoye, postoje niske filtracijske karakteristike ležišta polja. Otpor filtracije stvoren emulzijama u niskopropusnim ležištima dovest će do oštrog smanjenja injektivnosti injektnih bušotina i smanjenja stope proizvodnje nafte.

3.3 Metode utjecaja na zonu formiranja dna za poticanje proizvodnje

3.3.1 Tretmani kiselinom

Kiselinska obrada ležišta provodi se i kako bi se povećala i obnovila propusnost ležišta u zoni dna bušotine. Većina ovih radova izvedena je tijekom prijenosa bušotina na injektiranje i naknadnog povećanja njihove injektivnosti.

Standardno zakiseljavanje na polju Priobskoye sastoji se od pripreme otopine koja sadrži 14% HCl i 5% HF, s volumenom od 1,2-1,7 m 3 po 1 metar debljine perforirane formacije i upumpavanja u perforirani interval. Vrijeme odgovora je oko 8 sati.

Prilikom razmatranja učinkovitosti djelovanja anorganskih kiselina uzete su u obzir injekcione bušotine s produljenim (više od jedne godine) utiskivanjem vode prije tretmana. Kiselinska obrada struktura u blizini bušotine u injektnim bušotinama pokazuje se prilično učinkovitom metodom obnove. njihova injektivnost. Kao primjer, u tablici 3.1 prikazani su rezultati tretmana za određeni broj injekcijskih bušotina.

Rezultati tretmana u injekcijskim bušotinama

Tablica 3.1

Analiza provedenih tretmana pokazuje da sastav klorovodične i fluorovodične kiseline poboljšava propusnost zone u blizini bušotine, injektivnost bušotine povećana je od 1,5 do 10 puta, a učinak se može pratiti od 3 mjeseca do 1 godine.

Dakle, na temelju provedene analize kiselinskih tretmana na terenu, može se zaključiti da je preporučljivo provoditi kiselinske obrade donjih zona injektnih bušotina kako bi se povratila njihova injektivnost.

3.3.2 Hidrauličko frakturiranje

Hidrauličko frakturiranje (hidrauličko frakturiranje) je jedno od najčešćih učinkovite metode intenziviranje proizvodnje nafte iz niskopropusnih ležišta i povećanje proizvodnje rezervi nafte. Hidrauličko frakturiranje ima široku primjenu u domaćoj i inozemnoj praksi proizvodnje nafte.

Na polju Priobskoye već je akumulirano značajno iskustvo hidrauličkog frakturiranja. Analiza provedena na polju hidrauličkog frakturiranja ukazuje na visoku učinkovitost ovog tipa stimulacije proizvodnje za polje, unatoč značajnoj stopi pada proizvodnje nakon hidrauličkog frakturiranja. Hidrauličko frakturiranje u slučaju polja Priobskoye nije samo metoda poticanja proizvodnje, već i povećanje iskorištenja nafte. Prvo, hidrauličko frakturiranje omogućuje spajanje nedreniranih rezervi nafte u diskontinuirane ležišta polja. Drugo, ova vrsta udara omogućuje povlačenje dodatne količine nafte iz niskopropusne formacije AS 12 unutar prihvatljivog vremena rada na terenu.

RazreddodatnirudarstvoizdržanjeHidrauličko frakturiranjenaPriobskompolje.

Uvođenje metode hidrauličkog frakturiranja na polju Priobskoye započelo je 2006. godine kao jedne od najpreporučljivijih metoda stimulacije u danim uvjetima razvoja.

U razdoblju od 2006. do siječnja 2011. na polju su izvedene 263 operacije hidrauličkog frakturiranja (61% fonda). Glavni broj radova hidrauličkog frakturiranja izveden je u 2008. godini - 126.

Na kraju 2008. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja već je iznosila oko 48% ukupne nafte proizvedene tijekom godine. Štoviše, najveći dio dodatne proizvodnje bila je nafta iz ležišta AS-12 - 78,8% ukupne proizvodnje u ležištu i 32,4% ukupne proizvodnje. Za ležište AS11 - 30,8% ukupne proizvodnje za ležište i 4,6% proizvodnje općenito. Za ležište AS10 - 40,5% ukupne proizvodnje za ležište i 11,3% proizvodnje općenito.

Kao što vidite, glavna meta za hidrauličko frakturiranje bila je formacija AS-12 kao najneproduktivnija i koja sadrži većinu rezervi nafte u zoni lijeve obale polja.

Na kraju 2010. dodatna proizvodnja nafte zbog hidrauličkog frakturiranja iznosila je više od 44% proizvodnje nafte od ukupne nafte proizvedene tijekom godine.

Dinamika proizvodnje nafte po polju u cjelini, kao i dodatna proizvodnja nafte uslijed hidrauličkog frakturiranja, prikazana je u tablici 3.2.

Tablica 3.2

Evidentan je značajan porast proizvodnje nafte zbog hidrauličkog frakturiranja. Počevši od 2006. dodatna proizvodnja iz hidrauličkog frakturiranja iznosila je 4900 tona, a svake godine raste povećanje proizvodnje iz hidrauličkog frakturiranja. Maksimalna vrijednost povećanja je 2009. (701.000 tona), a do 2010. vrijednost dodatne proizvodnje pada na 606.000 tona, što je 5.000 tona manje nego u 2008. godini.

Stoga se hidrauličko frakturiranje treba smatrati glavnom metodom povećanja iskorištenja nafte u polju Priobskoye.

3.3.3 Poboljšanje učinkovitosti perforacije

Dodatni način povećanja produktivnosti bušotina je poboljšanje operacija perforacije, kao i formiranje dodatnih filtracijskih kanala tijekom perforacije.

Poboljšanje perforacije CCD-a može se postići korištenjem snažnijih perforirajućih punjenja za povećanje dubine perforacijskih kanala, povećanje gustoće perforacije i korištenje faza.

Metode za stvaranje dodatnih filtracijskih kanala mogu uključivati ​​npr. tehnologiju stvaranja sustava prijeloma tijekom sekundarnog otvaranja formacije s perforatorima na cijevima – sustav frakturirane perforacije formacije (FFC).

Ovu tehnologiju prvi je primijenio Marathon (Texas, SAD) 2006. godine. Njegova je suština u perforaciji produktivne formacije snažnim perforatorima od 85,7 mm gustoće oko 20 rupa po metru tijekom potiskivanja na formaciju, nakon čega slijedi fiksiranje perforacija i pukotina sredstvom za probijanje - boksitom frakcije od 0,42 do 1,19 mm.

Slični dokumenti

Opis trenutnog stanja razvoja Južno-Priobskog polja. Organizacijska struktura UBR. Tehnika bušenja nafte. Dizajn bušotine, pogon i kućište bušotine. Naknada za ribolov te priprema nafte i plina.

izvješće o praksi, dodano 07.06.2013


Povijest razvoja i razvoja polja Priobskoye. Geološke karakteristike naftom zasićenih ležišta. Analiza učinka bušotine. Utjecaj na naftonosna ležišta hidrauličkog frakturiranja - glavna metoda stimulacije.

seminarski rad, dodan 18.05.2012


Geološke i fizičke karakteristike objekta AS10 u južnom dijelu polja Priobskoye. Karakteristike fonda bušotina i pokazatelji njihovog rada. Razvoj tehnologije istraživanja za višeslojna naftna polja. Analiza osjetljivosti projekta na rizik.

rad, dodan 25.05.2014


Opći podaci o polju Priobskoye, njegovim geološkim karakteristikama. Produktivne formacije u megakompleksu neokomskih naslaga. Svojstva ležišnih tekućina i plinova. Razlozi kontaminacije zone formiranja dna. Vrste tretmana kiselinom.

seminarski rad, dodan 06.10.2014


kratak opis Naftno polje Priobskoye, geološka struktura područja i opis proizvodnih slojeva, procjena rezervi nafte i plina. Integrirana geofizička istraživanja: izbor i utemeljenje metoda za provođenje terenskog rada.

rad, dodan 17.12.2012


Izgradnja usmjerenog bunara za geološki uvjeti Priobskoye polje. Stope potrošnje tekućina za bušenje prema intervalima bušenja. Formulacije tekućine za bušenje. Oprema u cirkulacijskom sustavu. Prikupljanje i čišćenje otpada od bušenja.

seminarski rad dodan 13.01.2011


Geološke i fizičke karakteristike proizvodnih formacija i opće informacije o dionicama. Povijest razvoja ležišta. Analiza pokazatelja uspješnosti zaliha bušotina. Glavne metode za povećanje iskorištenja nafte i uključivanje zaostalih rezervi nafte u razvoj.

seminarski rad dodan 22.01.2015


Geološke karakteristike polja Khokhryakovskoye. Obrazloženje racionalne metode dizanja tekućine u bušotinama, ušću bušotine, bušotinskoj opremi. Stanje razvijenosti polja i bušotine. Kontrola razvoja polja.

rad, dodan 03.09.2010


Razvoj plinskih polja. Geološke i tehničke karakteristike polja. Produktivni slojevi i objekti. Sastav plina iz Orenburškog polja. Opravdanost izgradnje fontana liftova. Odabir promjera i dubine protočnih cijevi.

seminarski rad dodan 14.08.2012


Podaci o polju Amangeldy: struktura i geološki presjek, sadržaj plina. Sustav razvoja terena. Proračun rezervi plina i kondenzata. Procjena i rad bušotine. Tehničko-ekonomski pokazatelji razvoja plinskog polja.