Câmpul petrolier Priobskoye pe hartă. Câmpul petrolier Priobskoye - iv_g

Acum RN-Yuganskneftegaz LLC lucrează în mod constant la dezvoltarea părții de nord a câmpului petrolier Priobskoye, în timp ce dezvoltarea segmentului sudic al câmpului este realizată de Gazpromneft-Khantos LLC, care aparține companiei Gazpromneft. Segmentul sudic al câmpului petrolier Priobskoye are zone de licență nesemnificative. Din 2008, dezvoltarea segmentelor Sredne-Shapshinsky și Verkhne-Shapshinsky a fost realizată de NJSC AKI OTYR, care aparține OJSC Russneft.

Perspective pentru Priobskoye NM

În urmă cu un an, Gazpromneft-Khantos a obținut o licență pentru a efectua studii geologice ale parametrilor legați de orizonturile adânci saturate cu petrol. Studiul se concentrează pe partea de sud a NM Priobskoye, inclusiv formațiunile Bazhenov și Achimov.

Anul trecut a fost marcat de analiza datelor geografice de pe teritoriul complexului Bazheno-Abalak din South Priobsky NM. Combinarea analizei de miez de specialitate cu evaluarea acestei clase de rezerve presupune procedura de forare a patru sonde de prospectare si evaluare cu directie inclinata.

Sondele orizontale vor fi forate în 2016. Pentru estimarea volumului rezervelor recuperabile se are în vedere efectuarea fracturării hidraulice în mai multe etape.

Impactul zăcământului asupra ecologiei zonei

Principalii factori care afectează situația mediului în zona câmpului sunt prezența emisiilor în atmosferă. straturi. Aceste emisii sunt gaze petroliere, produse de ardere a petrolului, componente de vapori din fracțiunile de hidrocarburi ușoare. În plus, există scurgeri pe sol de produse petroliere și componente.

Caracteristica teritorială unică a zăcământului se datorează amplasării acestuia pe peisajele fluviale de luncă inundabilă și în zona de protecție a apei. Cerințele specifice de proiectare se bazează pe valoare ridicata... În această situație sunt luate în considerare zonele inundabile cu un dinamism ridicat caracteristic și un regim hidrologic complex. Acest teritoriu a fost ales pentru cuibărit de către păsările migratoare ale speciilor din apropierea apei, multe fiind incluse în Cartea Roșie. Zăcământul este situat pe teritoriul rutelor de migrație și al zonelor de iernare pentru mulți reprezentanți rari ai ihtiofaunei.

În urmă cu 20 de ani, Comisia Centrală pentru dezvoltarea NM și NGM din subordinea Ministerului Combustibilului și Energiei al Rusiei, precum și Ministerul Protecției Mediului și Resurselor Naturale din Rusia au aprobat schema exactă pentru dezvoltarea NM Priobskoye și a mediului. o parte de protecție a întregului preliminar documentatia proiectului.

Câmpul Priobskoye este tăiat în două părți de râul Ob. Este mlastina si in timpul unei inundatii, cea mai mare parte este inundata. Aceste condiții au facilitat formarea zonelor de reproducere a peștilor pe teritoriul NM. Ministerul Combustibilului și Energiei din Rusia a prezentat în Duma de Stat materialele pe baza cărora s-a făcut concluzia cu privire la complicarea dezvoltării câmpului petrolier Priobskoye în legătură cu factorii naturali existenți. Astfel de documente confirmă necesitatea unor resurse financiare suplimentare pentru a utiliza doar tehnologiile de ultimă oră și ecologice pe teritoriul domeniului, ceea ce va permite implementarea foarte eficientă a măsurilor de protecție a mediului.

Sunt situate în Arabia Saudită, știe chiar și un elev de liceu. Precum și faptul că Rusia este chiar în spatele ei în lista țărilor cu rezerve semnificative de petrol. Cu toate acestea, în ceea ce privește producția, suntem inferiori mai multor țări deodată.

Cele mai mari din Rusia se găsesc în aproape toate regiunile: în Caucaz, în districtele Ural și Siberia de Vest, în nord, în Tatarstan. Cu toate acestea, nu toate au fost dezvoltate, iar unele, cum ar fi Tekhneftinvest, ale căror locații sunt situate în Yamalo-Nenets și în vecinătatea Khanty-Mansiysk okrug, sunt neprofitabile.

De aceea, pe 4 aprilie 2013 a fost deschisă o afacere cu Rockefeller Oil Company, care a început deja în zonă.

Cu toate acestea, nu toate câmpurile de petrol și gaze din Rusia sunt neprofitabile. Dovadă în acest sens este producția de succes pe care mai multe companii o desfășoară simultan în Yamalo-Nenets Okrug, pe ambele maluri ale Ob.

Câmpul Priobskoye este considerat unul dintre cele mai mari nu numai din Rusia, ci și din întreaga lume. A fost deschis în 1982. S-a dovedit că rezervele de petrol din Siberia de Vest sunt situate atât pe malul stâng, cât și pe malul drept.Dezvoltarea pe malul stâng a început șase ani mai târziu, în 1988, iar pe malul drept, unsprezece ani mai târziu.

Astăzi se știe că câmpul Priobskoye conține peste 5 miliarde de tone de petrol de înaltă calitate, care este situat la o adâncime care nu depășește 2,5 kilometri.

Rezervele uriașe de petrol au făcut posibilă construirea centralei electrice cu turbine cu gaz Priobskaya în apropierea câmpului, funcționând exclusiv cu combustibilul asociat. Această stație nu numai că îndeplinește pe deplin cerințele domeniului. Este capabil să furnizeze energie electrică produsă districtului Khanty-Mansiysk pentru nevoile rezidenților.

Mai multe companii dezvoltă în prezent câmpul Priobskoye.

Unii sunt convinși că în timpul extragerii din pământ vine uleiul finit, rafinat. Aceasta este o concepție greșită profundă. Lichidul din rezervor care iese

suprafata (titul) intra in ateliere, unde se curata de impuritati si apa, se normalizeaza cantitatea de ioni de magneziu, iar gazele asociate sunt separate. Aceasta este o lucrare mare și foarte precisă. Pentru implementarea sa, câmpul Priobskoye a fost dotat cu un întreg complex de laboratoare, ateliere și rețele de transport.

Produsele finite (petrol și gaze) sunt transportate și utilizate în scopul pentru care sunt destinate, rămânând doar deșeuri. Ei sunt cei care creează cea mai mare problemă în domeniu astăzi: sunt atât de mulți încât nu este încă posibil să le lichidăm.

Compania, creată special pentru reciclare, reciclează astăzi doar cele mai proaspete deșeuri. Din nămol (așa se numește întreprinderea argilă expandată, care este la mare căutare în construcții. Cu toate acestea, până acum se construiesc doar drumuri de acces pentru zăcământ din argila expandată obținută.

Domeniul are o altă semnificație: oferă locuri de muncă stabile, bine plătite pentru câteva mii de muncitori, printre care se numără specialiști de înaltă calificare și muncitori fără calificare.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

Postat pe http://www.allbest.ru/

Introducere

1 Caracteristicile geologice ale câmpului Priobskoye

1.1 Informații generale despre depozit

1.2 Secţiune litostratigrafică

1.3 Structura tectonica

1.4 Conținutul de ulei

1.5 Caracteristicile formațiunilor productive

1.6 Caracteristicile acviferelor

1.7 Proprietățile fizico-chimice ale fluidelor de formare

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

1.8.1 Rezerve de petrol

2. Principalii indicatori tehnici și economici ai dezvoltării câmpului Priobskoye

2.1 Dinamica principalilor indicatori de dezvoltare ai câmpului Priobskoye

2.2 Analiza principalilor indicatori tehnico-economici ai dezvoltării

2.3 Caracteristici de dezvoltare care afectează funcționarea puțului

3. Metode aplicate de recuperare îmbunătățită a uleiului

3.1 Alegerea metodei de impact asupra rezervorului de ulei

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de stimulare la câmpul Priobskoye

3.2.1 Inundarea cu apă

3.3 Metode de impact asupra zonei de fund a sondei pentru stimularea producției de petrol

3.3.1 Tratamente cu acizi

3.3.2 Fracturarea hidraulică

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Concluzie

Introducere

Industria petrolieră este una dintre cele mai importante componente ale economiei ruse, afectând direct formarea bugetului țării și exportul acesteia.

Starea bazei de resurse a complexului de petrol și gaze este cea mai acută problemă în prezent. Resursele de petrol se epuizează treptat, un număr mare de câmpuri sunt în stadiul final de dezvoltare și au un procent mare de apă tăiată, prin urmare, sarcina cea mai urgentă și primară este căutarea și punerea în funcțiune a câmpurilor tinere și promițătoare, dintre care unul. este zăcământul Priobskoye (din punct de vedere al rezervelor, este unul dintre cele mai mari zăcăminte din Rusia).

Rezervele de rezerve de petrol, aprobate de Comitetul Rezervelor de Stat, la categoria С 1 sunt de 1827,8 milioane tone, recuperabile 565,0 milioane tone. cu un factor de recuperare a petrolului de 0,309, ținând cont de rezervele din zona tampon de sub câmpiile inundabile ale râurilor Ob și Bolșoi Salym.

Rezervele de sold de petrol din categoria C 2 sunt de 524073 mii tone, recuperabile - 48970 mii tone cu un factor de recuperare a petrolului de 0,093.

Câmpul Priobskoye are o serie de trăsături caracteristice:

mare, multistrat, unic din punct de vedere al rezervelor de petrol;

dificil de accesat, caracterizată prin mlaștinătate semnificativă, în perioada primavara-vara cea mai mare parte a teritoriului este inundată cu ape de inundații;

râul Ob curge prin zăcământ, împărțindu-l în părți pe malul drept și pe malul stâng.

Domeniul se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive. Formațiunile AC10, AC11, AC12 sunt de interes industrial. Colectorii orizonturilor АС10 și АС11 sunt clasificați ca productivi medii și scăzuti, iar АС12 sunt anormal de slab productivi. Funcționarea formațiunii AS12 ar trebui evidențiată ca o problemă de dezvoltare separată, deoarece , rezervorul AC12 este, de asemenea, cel mai semnificativ din punct de vedere al rezervelor dintre toate rezervoarele. Această caracteristică indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a afecta activ straturile sale productive.

Una dintre modalitățile de rezolvare a acestei probleme este implementarea măsurilor de intensificare a producției de petrol.

1 . Caracteristica geologicăPriobskyLocul nașterii

1.1 Informații generale despre depozit

Câmpul petrolier Priobskoye este situat administrativ în districtul Khanty-Mansiysk din districtul autonom Khanty-Mansiysk din regiunea Tyumen.

Zona de lucru este situată la 65 km est de orașul Khanty-Mansiysk, la 100 km vest de orașul Nefteyugansk.În prezent, zona este una dintre cele cu cea mai rapidă creștere economică din regiunea autonomă, ceea ce a devenit posibil datorită creșterii volumul de explorare geologică și producție de petrol...

Cele mai mari câmpuri dezvoltate din apropiere: Salymskoye, situat la 20 km spre est, Prirazlomnoye, situat în imediata apropiere, Pravdinskoye - 57 km spre sud-est.

Gazoductul Urengoy-Celiabinsk-Novopolotsk și gazoductul Ust-Balyk-Omsk se desfășoară în sud-estul zăcământului.

Zona Priobskaya din partea sa de nord este situată în câmpia inundabilă Ob - o câmpie aluvionară tânără cu acumulare de depozite cuaternare de o grosime relativ mare. Marcajele absolute ale reliefului sunt de 30-55 m. Partea de sud a zonei tinde spre o câmpie aluvionară plată la nivelul celei de-a doua terase deasupra lumpii inundabile cu forme slab exprimate de eroziune și acumulare fluvială. Marcajele absolute aici sunt 46-60 m.

Rețeaua hidrografică este reprezentată de canalul Maliy Salym, care curge în direcție sublatitudinală în partea de nord a zonei și în această zonă este conectat prin mici canale Malaya Berezovskaya și Polaya cu marele și adânc canalul Ob Bolshoy Salym. Râul Ob este principala cale navigabilă a regiunii Tyumen. Districtul are un număr mare de lacuri, dintre care cele mai mari sunt Lacul Olevashkina, Lacul Karasye, Lacul Okunevoe. Mlaștinile sunt impracticabile, îngheață până la sfârșitul lunii ianuarie și reprezintă principalul obstacol în calea circulației vehiculelor.

Clima regiunii este puternic continentală, cu ierni lungi și veri scurte și calde. Iarna este geroasă și înzăpezită. Cea mai rece lună a anului este ianuarie (temperatura medie lunară -19,5 grade C). Minima absolută este de -52 grade C. Cea mai caldă este iulie (temperatura medie lunară este de +17 grade C), maxima absolută este de +33 grade C. Precipitația medie anuală este de 500-550 mm pe an, cu 75% în scădere. pe sezonul cald. Stratul de zapada se infiinteaza in a doua jumatate a lunii octombrie si dureaza pana la inceputul lunii iunie Grosimea stratului de zapada este de la 0,7 m la 1,5-2 m. Adâncimea de inghet al solului este de 1-1,5 m.

Zona luată în considerare este caracterizată prin soluri argiloase podzolice în zone relativ înalte și soluri turboase-podzolice-silt și turboase în zonele mlăștinoase ale zonei. În limitele câmpiilor, solurile aluvionare ale teraselor fluviale sunt preponderent nisipoase, pe alocuri argiloase. Lumea vegetală variat. Pădurea de conifere și mixtă predomină.

Zona este situată într-o zonă de așternut izolat de roci de permafrost aproape de suprafață și relicte. Solurile înghețate de aproape de suprafață se află pe bazine de apă sub turbărele. Grosimea lor este controlată de nivelul apei subterane și atinge 10-15 m, temperatura este constantă și aproape de 0 grade C.

În teritoriile adiacente (la câmpul Priobskoye, rocile înghețate nu au fost studiate), permafrostul are loc la adâncimi de 140-180 m (câmpul Lyantorskoye). Grosimea permafrostului este de 15-40 m, rareori mai mult. Înghețate sunt mai des cele mai joase, mai argiloase, parte din Novyikhailovskaya și o parte nesemnificativă a formațiunilor Atlym.

Cele mai mari așezări cele mai apropiate de zona de lucru sunt orașele Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut și din așezări mai mici - satele Seliyarovo, Sytomino, Lempino și altele.

1.2 Litostratigraficincizie

Secțiunea geologică a câmpului Priobskoye este compusă dintr-un strat gros (mai mult de 3000 m) de sedimente terigene ale învelișului sedimentar al epocii mezo-cenozoice, apărute pe rocile complexului prejurasic, reprezentat de crusta de intemperii.

Pre-Jurasic educatie (Pz)

În secțiunea straturilor pre-jurasice se disting două niveluri structurale. Cea inferioară, limitată la crusta consolidată, este reprezentată de grafit-porfirite foarte dislocate, pietrișuri și calcare metamorfozate. Etajul superior, identificat ca un complex intermediar, este compus din depozite efuziv-sedimentare mai puțin dislocate de epocă permian-triasic de până la 650 m grosime.

Sistemul jurasic (J)

Sistemul Jurasic este reprezentat de toate cele trei diviziuni: inferior, mijlociu și superior.

Include formațiunile Tyumen (J1 + 2), Abalak și Bazhenov (J3).

Depozite Tyumen Formațiunile se află la baza învelișului sedimentar pe rocile scoarței meteorologice cu neconformități unghiulare și stratigrafice și sunt reprezentate de un complex de roci terigene de compoziție argilo-nisipoasă-siltioasă.

Grosimea depozitelor din Formația Tyumen variază de la 40 la 450 m. În limitele zăcământului au fost deschise la adâncimi de 2806-2973m. Depozitele formațiunii Tyumen sunt în mod constant suprapuse de depozitele din Jurasicul superior ale formațiunilor Abalak și Bazhenov. Abalakskaya Formațiunea este compusă din noroi glauconit ramificat, de culoare gri închis până la negru, cu straturi intermediare de siltstone în partea superioară a secțiunii. Grosimea apartamentului variază de la 17 la 32 m.

Depozite Bazhenov Formațiunile sunt reprezentate de noroiuri bituminoase de culoare gri închis, aproape negre, cu straturi intermediare de noroiuri ușor mâloase și roci organic-argilo-carbonatice. Formatiunea are o grosime de 26-38 m.

Sistemul cretacic (K)

Depozitele sistemului Cretacic sunt dezvoltate peste tot reprezentate de secțiunile superioare și inferioare.

Formațiunile Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya și Khanty-Mansiysk se disting în secțiunea inferioară de jos în sus, iar în secțiunea superioară, formațiunile Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya și Gankinskaya.

Partea de jos ahskoy Formația (K1g) este reprezentată în principal de noroi cu straturi subțiri subordonate de silstone și gresii, combinate în secvența Achimov.

În partea superioară a Formației Akh, există un membru matur din argile Pimsk de culoare gri închis, fin elutriate.

Grosimea totală a suitei variază de la vest la est de la 35 la 415 m. În secțiunile situate la est, un grup de straturi BS1-BS12 sunt limitate la acest strat.

Incizie Cherkashin Formarea (K1g-br) este reprezentată de alternarea ritmică a argilelor cenușii, siltstones și gresiilor mâloase. Acestea din urmă, în limitele câmpului, precum și gresiile, sunt petroliere industrial și sunt alocate în formațiunile АС7, АС9, АС10, АС11, АС12.

Grosimea formațiunii variază de la 290 la 600 m.

Deasupra sunt argile de la gri închis până la negru alym Formațiuni (K1a), în partea superioară cu straturi intermediare de noroiuri bituminoase, în partea inferioară - siltstones și gresii. Grosimea apartamentului variază de la 190 la 240 m. Argilele sunt un sigiliu regional pentru zăcămintele de hidrocarburi din întreaga regiune de petrol și gaze Sredneobskaya.

Vikulovskaya suita (K1a-al) este formată din două sub-formații.

Cel de jos este predominant argilos, cel de sus este nisipos-argilos cu predominanță de gresii și siltstones. Formarea se caracterizează prin prezența detritusului vegetal. Grosimea formațiunii variază de la 264 m în vest până la 296 m în nord-est.

Khanty-Mansiysk Formația (K1a-2s) este reprezentată de intercalarea neuniformă a rocilor nisipo-argilacee cu predominanța primelor în partea superioară a secțiunii. Rocile formațiunii se caracterizează printr-o abundență de detritus carbonice. Grosimea formațiunii variază de la 292 la 306 m.

Uvat Formarea (K2s) este reprezentată de retopirea neuniformă a nisipurilor, siltstones, gresiilor. Formațiunea se caracterizează prin prezența resturilor vegetale carbonizate și feruginoase, detritus carbonice și chihlimbar. Grosimea apartamentului este de 283-301 m.

Versovskaia Suita (K2k-st-km) este subdivizată în două subformații. Cea inferioară, formată din argile montmorellonite de culoare cenușie, cu straturi intermediare de tip opoka cu grosimea de 45 până la 94 m, iar cea superioară, reprezentată de argile gri, gri închis, silicioase, nisipoase, de 87-133 m grosime.

Gankinskaya Formația (K2mP1d) constă din argile gri, cenușii verzui, care trec în marne cu boabe de glauconit și noduli de siderit. Grosimea sa este de 55-82m.

Sistem paleogen (P2)

Sistemul paleogen include roci din formațiunile Talitskaya, Lyulinvorskaya, Atlymskaya, Novyikhaylovskaya și Turtasskaya. Primele trei sunt reprezentate de sedimente marine, restul sunt continentale.

Talitskaia formațiunea este compusă dintr-un strat de argile cenușii închise, în zone de mâl. Există resturi de plante peritizate și solzi de pește. Grosimea apartamentului este de 125-146 m.

Lyulinvorskaya formațiunea este reprezentată de argile verzi-gălbui, în partea inferioară a secțiunii sunt adesea opocoide cu straturi intermediare de opokas. Grosimea apartamentului este de 200-363 m.

Tavdinskaya formațiunea care completează secțiunea Paleogenului Marin este alcătuită din argile cenușii, cenușii-albăstrui, cu straturi intermediare de siltstone. Grosimea apartamentului este de 160-180 m.

Atlymskaya Formațiunea este compusă din sedimente aluvio-marine continentale, formate din nisipuri cenușii până la albe, predominant cuarț cu straturi intermediare de cărbune brun, argile și silstone. Grosimea apartamentului este de 50-60 m.

Novomikhailovskaya Formație - reprezentată de nisipuri intercalate neuniforme, gri, cu granulație fină, cuarțo-feldspată cu argile cenușii și cenușii-maronii și siltstones cu straturi intermediare de nisip și cărbune brun. Grosimea apartamentului nu depășește 80 m.

Turtasskaya Formația este formată din argilă și silstone de culoare gri-verzuie, cu strat subțire de diatomite și nisipuri cuarț-glauconite. Grosimea apartamentului este de 40-70 m.

Sistem cuaternar (Q)

Este prezent pretutindeni si este reprezentat in partea inferioara prin alternarea nisipurilor, argilelor, luturilor si luturilor nisipoase, in partea superioara - prin facies de mlastina si lacustre - limoluri, lutoase si lutoase nisipoase. Grosimea totală este de 70-100 m.

1.3 Tectonicstructura

Structura Priobskaya este situată în zona de joncțiune a depresiunii Khanty-Mansiysk, a megafoldului Lyaminskiy, a grupurilor de ridicări Salym și West Lempinskaya. Structurile de ordinul întâi sunt complicate de ridicări sub formă de umflături și în formă de cupolă de ordinul doi și structuri anticlinale locale separate, care sunt obiectele de prospectare și explorare pentru petrol și gaze.

Planul structural modern al fundației pre-Jurasice a fost studiat de-a lungul orizontului reflectorizant „A”. Toate elementele structurale sunt afișate pe harta structurală de-a lungul orizontului reflectorizant „A”. În partea de sud-vest a regiunii - ridicări Seliyarovskoe, Zapadno-Sakhalinskoe, Svetloye. În partea de nord-vest - Est-Seliyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, complicând versantul estic al zonei de ridicare a Lempinskoe de Vest. În partea centrală se află jgheabul Sakhalin de Vest, la est de ridicările sale Gorshkovskoe și Sahalin, complicând umflarea Sredne-Lyaminsky și, respectiv, arcul structural Sahalin.

Ridicarea în formă de dom Priobskoye, ridicarea de amplitudine mică a Priobskoye de Vest, structurile Sakhalin de Vest, Novoobskaya pot fi urmărite de-a lungul orizontului reflectorizant „DB”, limitat la vârful membrului Bystrinskaya. Ridicarea Khanty-Maniysk este conturată în vestul pieței. La nord de ridicarea Priobskoe iese în evidență ridicarea locală Svetloye. În partea de sud a câmpului în zona fântânii. 291, ridicarea fără nume se distinge condiționat. Zona ridicată de Est Seliyarovskaya din zona de studiu este conturată de un izo-gips seismic deschis - 2280 m. O structură izometrică de amplitudine mică poate fi urmărită lângă puțul 606. Zona Seliyarovskaya este acoperită cu o rețea rară de linii seismice, pe baza căreia se poate prezice o structură pozitivă. Ridicarea Seliyarovskoe este confirmată de planul structural pentru orizontul reflectorizant „B”. Datorită cunoașterii slabe a părții de vest a zonei, explorare seismică, la nord de structura Seliyarovskaya, se distinge în mod condiționat o ridicare fără nume în formă de cupolă.

1.4 Conținutul de ulei

În câmpul Priobskoye, podeaua purtătoare de petrol acoperă depozite groase semnificative de acoperire sedimentară din jurasicul mijlociu până în epoca apțiană și are mai mult de 2,5 km.

Din zăcămintele din formațiunile Tyumen (Yu 1 și Yu 2) și Bazhenov (Yu 0) au fost obținute afluxuri necomerciale de petrol și miezuri cu semne de hidrocarburi. Din cauza numărului limitat de materiale geologice și geofizice disponibile, structura zăcămintelor nu a fost suficient de fundamentată până în prezent.

Capacitatea petrolieră comercială este stabilită în formațiunile neocomiene ale grupului AS, unde sunt concentrate 90% din rezervele dovedite. Principalele straturi productive sunt închise între unitățile de argilă Pimskaya și Bystrinskaya. Depozitele se limitează la corpuri lenticulare de nisip formate în depozitele de raft și clinoforme ale Neocomianului, a căror productivitate nu este controlată de planul structural modern și este determinată practic doar de prezența rezervoarelor productive în secțiune. Absența apei de formare în timpul numeroaselor încercări în partea productivă a secțiunii demonstrează că depozitele de ulei asociate straturilor acestor pachete sunt corpuri lenticulare închise complet umplute cu ulei, iar contururile depozitelor pentru fiecare strat nisipos sunt determinate de limitele distribuției sale. O excepție este formațiunea AC 7, unde afluxurile de apă din formațiune au fost obținute din lentile de nisip umplute cu apă.

În cadrul sedimentelor productive neocomiene au fost identificate 9 obiecte de calcul: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. Depozitele formațiunilor АС 7, АС 9 nu prezintă interes industrial.

Profilul geologic este prezentat în Figura 1.1.

1.5 Caracteristicăproductivstraturi

Principalele rezerve de petrol de pe câmpul Priobskoye sunt concentrate în sedimente din epoca neocomiană. O caracteristică a structurii geologice a zăcămintelor asociate cu rocile neocomiene este aceea că au o structură megastratificată datorită formării lor în condiții de umplere laterală a unui bazin maritim suficient de adânc (300-400 m) datorită înlăturării terigenului clastic. material din est și sud-est. Formarea megacomplexului neocomian de roci sedimentare s-a petrecut într-o serie întreagă de condiții paleogeografice: sedimentare continentală, litoral-marină, de platformă și sedimentare foarte lentă în mare adâncime deschisă.

Pe măsură ce ne deplasăm de la est la vest, există o înclinare (față de Formația Bazhenov, care este un reper regional) atât a membrilor argiloși îmbătrâniți (referent zonal) cât și a rocilor nisipoase-siltstone conținute între ele.

Conform determinărilor făcute de specialiștii ZapSibNIGNI asupra faunei și polenului de spori prelevați din argile în intervalul de apariție a membrului Pimskaya, vârsta acestor depozite s-a dovedit a fi hauteriviană. Toate straturile care sunt situate deasupra membrului Pimskaya. Au fost indexați ca grup AS, prin urmare, la câmpul Priobskoye, straturile BS 1-5 au fost reindexate la AS 7-12.

La calcularea rezervelor au fost identificate 11 formațiuni productive ca parte a megacomplexului de zăcăminte productive neocomiene: AS12 / 3, AS12 / 1-2, AS12 / 0, AS11 / 2-4, AS11 / 1, AS11 / 0, AS10 / 2. -3, AS10 / 1, AC10 / 0, AC9, AC7.

Unitatea de rezervor AS 12 se află la baza megacomplexului și este cea mai adâncă parte din punct de vedere al formării. Compoziția include trei straturi AC 12/3, AC 12 / 1-2, AC 12/0, care sunt separate prin argile relativ mature pe cea mai mare parte a zonei, a căror grosime variază de la 4 la 10 m.

Depozitele stratului AS 12/3 se limitează la elementul monoclinal (nasul structural), în cadrul căruia există ridicări de amplitudine redusă și depresiuni cu zone de tranziție între ele.

Zăcământul principal AS12/3 a fost recuperat la adâncimi de 2620-2755 m și este cernat litologic din toate părțile. Din punct de vedere al suprafeței, ocupă partea centrală asemănătoare unei terase, cea mai înălțată a nasului structural și este orientată de la sud-vest la nord-est. Grosimile saturate cu ulei variază de la 12,8 m până la 1,4 m. Debitele de ulei variază de la 1,02 m 3 / zi, Нд = 1239 m până la 7,5 m3 / zi cu Нд = 1327 m. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 25,5 km pe 7,5 km, iar înălțimea este de 126 m.

Depozitul AS 12/3 a fost deschis la o adâncime de 2640-2707 m și se limitează la ridicarea locală Khanty-Mansiysk și zona de adâncime a acesteia. Rezervorul este controlat din toate părțile de zonele de înlocuire a rezervorului. Debitele de ulei sunt mici și se ridică la 0,4-8,5 m 3 / zi la diferite niveluri dinamice. Cea mai mare cotă din partea boltită este fixată la -2640 m, iar cea mai joasă (-2716 m). Dimensiunile depozitului sunt de 18 pe 8,5 km, înălțimea este de 76 m. Tipul este testat litologic.

Rezervorul principal AC12 / 1-2 este cel mai mare din domeniu. A fost recuperat la adâncimi de 2536-2728 m. Se limitează la un monoclin complicat de ridicări locale de mică amplitudine cu zone de tranziție între ele.Pe trei laturi, structura este limitată de ecrane litologice, iar numai în sud (până la zona Vostochno-Frolovskaya) lacurile de acumulare tind să se dezvolte. Grosimile saturate cu ulei variază într-un interval larg de la 0,8 la 40,6 m, în timp ce zona de grosimi maxime (mai mult de 12 m) acoperă partea centrală a zăcământului, precum și cea estică. Dimensiunile zăcământului ecranat litologic sunt de 45 km pe 25 km, înălțimea este de 176 m.

În rezervorul AS 12 / 1-2 au fost descoperite depozite de 7,5 pe 7 km, o înălțime de 7 m și 11 pe 4,5 km și o înălțime de 9 m. Ambele zăcăminte sunt de tip cernut litologic.

Rezervorul AS 12/0 are o zonă de dezvoltare mai mică. Depozitul principal AC 12/0 este un corp lenticular orientat de la sud-vest la nord-est. Dimensiunile sale sunt de 41 pe 14 km, înălțimea este de 187 m. Debitele de ulei variază de la primele unități de m3/zi la niveluri dinamice până la 48 m3/zi.

Acoperirea orizontului AS 12 este formată dintr-un strat gros (până la 60 m) de roci argiloase.

Deasupra secțiunii, există un strat de salariu AS 11, care include AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Ultimele trei sunt conectate într-un singur obiect de numărare, care are o structură foarte complexă atât în ​​secțiune, cât și în zonă. În zonele de dezvoltare a rezervorului, gravitând spre secțiunile laterale apropiate, se observă cea mai semnificativă grosime a orizontului cu tendință de creștere spre nord-est (până la 78,6 m). În sud-est, acest orizont este reprezentat doar de stratul AS 11/2, în partea centrală - de stratul AS 11/3, la nord - de stratul AS 11 / 2-4.

Depozitul principal AC11 / 1 este al doilea ca mărime din câmpul Priobskoye. Stratul АС11 / 1 este dezvoltat în partea principală a ridicării submeridionale, care complică monoclinul. Pe trei laturi, depozitul este limitat de zone de argilă, iar în sud, granița este trasată condiționat. Dimensiunea rezervorului principal este de 48 pe 15 km, înălțimea este de 112 m. Ratele de producție de petrol variază de la 2,46 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1195 m până la 11,8 m 3 / zi.

Stratul AC 11/0 a fost identificat ca corpuri lenticulare izolate în nord-est și în sud. Grosimea sa este de la 8,6 m la 22,8 m. Primul depozit are dimensiuni de 10,8 pe 5,5 km, al doilea 4,7 pe 4,1 km. Ambele depozite sunt de tip siglat litologic. Se caracterizează prin intrări de petrol de la 4 la 14 m 3 / zi la nivel dinamic. Orizontul AC 10 este pătruns de aproape toate puțurile și este format din trei straturi AC 10 / 2-3, AC 10/1, AC 10/0.

Zăcământul principal AS 10/2-3 a fost deschis la adâncimi de 2427-2721 m și este situat în partea de sud a câmpului. Tipul de rezervor este cernat litologic, dimensiuni 31 pe 11 km, înălțime până la 292 m. Grosimile saturate cu ulei variază de la 15,6 m la 0,8 m.

Zăcământul principal AC10/1 a fost recuperat la adâncimi de 2374-2492 m. Dimensiunea zăcământului este de 38 pe 13 km, înălțimea este de până la 120 m. Limita de sud este trasată condiționat. Grosimile saturate de ulei variază de la 0,4 la 11,8 m. Afluxurile de petrol anhidru au variat de la 2,9 m 3 / zi la un nivel dinamic de 1064 m până la 6,4 m 3 / zi.

Secțiunea unității AS 10 este completată de stratul productiv AS 10/0, în cadrul căruia au fost identificate trei depozite, situate sub forma unui lanț de lovire submeridiană.

Horizon AC 9 are o distribuție limitată și se prezintă sub formă de zone fasciale separate situate în părțile de nord-est și est ale structurii, precum și în regiunea plonjei de sud-vest.

Sedimentele productive neocomiene sunt completate de stratul AS 7, care are un model mozaic în locația câmpurilor petroliere și apoase.

Cel mai mare zăcământ Vostochnaya din zonă a fost deschis la adâncimi de 2291-2382 m. Este orientat de la sud-vest la nord-est. Intrări de petrol 4,9-6,7 m

Un total de 42 de zăcăminte au fost descoperite în câmp. Zona maximă are rezervorul principal în rezervorul AS 12 / 1-2 (1018 km 2), minim (10 km 2) - rezervorul în rezervorul AS 10/1.

Tabel rezumativ al parametrilor rezervorului din zona de producție

Tabelul 1.1

câmp de producție geologică formare petrolieră

1.6 Caracteristicăacviferecomplexe

Câmpul Priobskoye face parte din sistemul hidrodinamic al bazinului artezian siberian de vest. Caracteristica sa este prezența depozitelor argiloase rezistente la apă din Oligocen-Turonian, a căror grosime ajunge la 750 m, împărțind secțiunea mezo-cenozoică în niveluri hidrogeologice superioare și inferioare.

Etajul superior reunește sedimentele epocii turoniano-cuaternare și se caracterizează prin schimb liber de apă. În termeni hidrodinamici, podeaua este un acvifer, ale cărui ape subterane și interstratale sunt interconectate.

Nivelul hidrogeologic superior include trei acvifere:

1- acvifer al depozitelor cuaternare;

2- acviferul noilor zăcăminte Mikhaylovsky;

3- acviferul zăcămintelor Atlym.

O analiză comparativă a acviferelor a arătat că acviferul Atlym poate fi considerat principala sursă de alimentare centralizată cu apă potabilă. Cu toate acestea, datorită unei reduceri semnificative a costurilor de exploatare, noul orizont Mihailovski poate fi recomandat.

Nivelul hidrogeologic inferior este reprezentat de sedimente de epocă cenomano-jurasică și roci udate din partea superioară a subsolului prejurasic. Pe adâncimi mariîntr-un mediu de regim dificil, iar pe alocuri aproape stagnant, se formează ape termale foarte mineralizate, având o saturație mare în gaze și o concentrație crescută de microelemente. Etajul inferior se distinge prin izolarea fiabilă a acviferelor de factorii naturali și climatici de suprafață. În secțiunea sa se disting patru acvifere. Toate complexele și acvicludele pot fi urmărite la o distanță considerabilă, dar, în același timp, se observă formarea de argilă a celui de-al doilea complex în câmpul Priobskoye.

Pentru inundarea rezervoarelor de petrol din regiunea Ob Mijlociu, apele subterane ale complexului Aptian-Cenomanian sunt utilizate pe scară largă, compuse dintr-un strat de nisipuri slab cimentate, afanate, gresii, siltstone și argile din formațiunile Uvatskaya, Khanty-Mansiysk și Vikulovskaya, bine susținută în zonă, destul de omogenă în cadrul sitului. Apele se caracterizează printr-o corozivitate scăzută datorită absenței hidrogenului sulfurat și a oxigenului din ele.

1.7 Fizico-chimicproprietățirezervorfluide

Uleiurile de rezervor pentru formațiunile productive AC10, AC11 și AC12 nu prezintă diferențe semnificative în proprietățile lor. Natura modificării proprietăților fizice ale uleiurilor este tipică pentru depozitele care nu au o ieșire la suprafață și sunt înconjurate de apă de margine. În condiții de rezervor de petrol cu ​​saturație medie în gaz, presiunea de saturație este de 1,5-2 ori mai mică decât presiunea din rezervor (grad ridicat de compresie).

Datele experimentale privind variabilitatea uleiurilor de-a lungul secțiunii instalațiilor de producție a câmpului indică o eterogenitate nesemnificativă a petrolului în cadrul zăcămintelor.

Uleiurile formațiunilor АС10, АС11 și АС12 sunt apropiate unele de altele, uleiul mai ușor din formațiunea АС11, fracția molară de metan din el este de 24,56%, conținutul total de hidrocarburi С2Н6-С5Н12 este de 24,56%. Pentru uleiurile din toate rezervoarele, prevalența butanului și pentanului normal asupra izomerilor este caracteristică.

Cantitatea de hidrocarburi ușoare CH4 - C5H12 dizolvate în uleiuri degazate este de 8,2-9,2%.

Gazul petrolier de separare standard este bogat în grăsimi (raportul de grăsimi mai mult de 50), fracția molară a metanului din el este 56,19 (formația AC10) - 64,29 (formația AC12). Cantitatea de etan este mult mai mică decât cea de propan, raportul C2H6 / C3H8 este de 0,6, ceea ce este tipic pentru gazele din zăcămintele de petrol. Conținutul total de butani 8,1-9,6%, pentani 2,7-3,2%, hidrocarburi grele С6Н14 + mai mare 0,95-1,28%. Cantitatea de dioxid de carbon și azot este mică, aproximativ 1%.

Uleiurile degazate din toate straturile sunt sulfuroase, parafinice, usor rasinoase, de densitate medie.

Ulei din rezervorul AS10 de vâscozitate medie, cu conținut de fracții până la 350_C mai mult de 55%, uleiurile rezervoarelor AS11 și AS12 sunt vâscoase, cu conținut de fracții până la 350_C de la 45% la 54,9%.

Cod tehnologic al uleiurilor din rezervorul AS10-II T1P2, rezervoarele AS11 și AS12-II T2P2.

Evaluarea parametrilor datorati caracteristicilor individuale ale uleiurilor si gazelor sa realizat in conformitate cu conditiile cele mai probabile pentru colectarea, tratarea si transportul petrolului in teren.

Condițiile de separare sunt următoarele:

Etapa 1 - presiune 0,785 MPa, temperatura 10_C;

Etapa 2 - presiune 0,687 MPa, temperatura 30_C;

Etapa 3 - presiune 0,491 MPa, temperatura 40_C;

Etapa 4 - presiune 0,103 MPa, temperatura 40_C.

Comparația valorilor medii ale porozității și permeabilității rezervoarelorstraturi АС10-АС12 prin miez și logare

Tabelul 1.2

1.8 Estimarea rezervelor de petrol

Rezervele de petrol ale zăcământului Priobskoye au fost estimate în general pentru formațiunile fără diferențiere pe zăcăminte. Datorită absenței apelor de formare în depozitele limitate litologic, s-au calculat rezerve pentru zonele pur petroliere.

Bilanțul rezervelor de petrol ale zăcământului Priobskoye au fost estimate prin metoda volumetrică.

Baza pentru calcularea modelelor de rezervor au fost rezultatele interpretării exploatării forestiere. În acest caz, au fost luate următoarele estimări ale parametrilor rezervorului ca valori limită ale rezervorului-non-rezervor: K op 0,145, permeabilitate 0,4 mD. Din rezervoare și, în consecință, din calculul rezervelor, au fost excluse zone de straturi în care valorile acestor parametri au fost mai mici decât cele standard.

La calcularea rezervelor a fost utilizată metoda înmulțirii hărților a trei parametri principali de calcul: grosimea efectivă saturată de ulei, porozitatea deschisă și coeficienții de saturație în ulei. Plata netă a petrolului a fost calculată separat pe categorii de rezerve.

Alocarea categoriilor de rezerve se realizează în conformitate cu „Clasificarea rezervelor de depozite...” (1983). În funcție de nivelul de explorare a zăcămintelor din câmpul Priobskoye, rezervele de petrol și gaze dizolvate din acestea sunt calculate în categoriile B, C 1, C 2. Rezervele de categoria B au fost identificate în cadrul ultimelor sonde ale liniilor de producție din zona forată din stânga câmpului. Rezervele de categoria C 1 au fost alocate în zonele studiate de sonde de explorare, în care s-au obținut debite comerciale de petrol sau au existat informații pozitive privind exploatarea puțurilor. Rezervele din zonele neexplorate de zăcăminte au fost clasificate în categoria C 2. Limita dintre categoriile C1 și C2 a fost trasată la o distanță de o treaptă dublă a rețelei operaționale (500x500 m), conform prevederilor „Clasificarea...”.

Evaluarea rezervelor a fost finalizată prin înmulțirea volumelor obținute de rezervoare saturate cu petrol pentru fiecare rezervor și în cadrul categoriilor identificate cu densitatea petrolului degazat în timpul separării treptate și factorul de conversie. Trebuie remarcat faptul că acestea sunt oarecum diferite de cele adoptate anterior. Acest lucru se datorează, în primul rând, excluderii din calcule a sondelor situate cu mult dincolo de zona licenței și, în al doilea rând, modificărilor în indexarea straturilor în sondele individuale de explorare ca urmare a unei noi corelații a zăcămintelor productive.

Parametrii de calcul acceptați și rezultatele obținute la calculul rezervelor de petrol sunt redate mai jos.

1.8.1 Stocuriulei

La data de 01.01.98, în bilanțul rezervelor de petrol VGF sunt trecute în valoare de:

Recuperabil 613 380 mii tone

Recuperabil 63.718 mii tone

Recuperabil 677098 mii tone

Rezerve de petrol pe strat

Tabelul 1.3

Pe secțiunea forată a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye a fost efectuată estimarea rezervelor de către Partidul Yuganskneftegaz.

Piesa forată conține 109.438 mii tone. bilant si 31.131 mii tone. rezerve recuperabile de petrol la factorul de recuperare a petrolului 0,284.

Pentru partea forată, rezervele sunt distribuite în cusături după cum urmează:

Echilibrul stratului AC10 50%

Recuperabil 46%

Soldul rezervorului AS11 15%

Recuperabil 21%

Soldul rezervorului AS12 35%

Recuperabil 33%

În zona luată în considerare, cea mai mare parte a rezervelor este concentrată în formațiunile AC10 și AC12. Această zonă conține 5,5% din rezerve m/r. 19,5% din rezervele formațiunii AS10; 2,4% - AC11; 3,9% - AC12.

Priobskoem / r (malul stângparte)

Stocuriuleipezonaexploatare

Tabelul 1.4

*) Pentru partea din teritoriul de categoria C1, din care se desfășoară producția de petrol

2 . Metode de extracție, echipamente utilizate

Dezvoltarea fiecărei unități de producție АС 10, АС 11, АС 12 a fost realizată cu amplasarea puțurilor conform unei scheme triunghiulare liniare cu trei rânduri cu o densitate a rețelei de 25 hectare/puț, cu forarea tuturor puțurilor până la formare. АС 12.

În 2007, SibNIINP a pregătit un addendum la Schema de proces pentru dezvoltarea-pilot a părții de pe malul stâng al câmpului Priobskoye, inclusiv zona inundabilă N4, în care s-au făcut ajustări pentru dezvoltarea părții de pe malul stâng a câmpului cu conectarea noilor tampoane N140 și 141 în zona inundabilă a câmpului ... În conformitate cu acest document, se are în vedere implementarea unui sistem de blocuri cu trei rânduri (densitatea rețelei - 25 hectare/puț) cu o tranziție ulterioară într-o etapă ulterioară de dezvoltare la un sistem bloc închis.

Dinamica principalilor indicatori tehnico-economici ai dezvoltării este prezentată în tabelul 2.1

2. 1 DinamicamajorindicatoridezvoltarePriobskyLocul nașterii

tabelul 2.1

2. 2 Analizămajortehnice si economiceindicatoridezvoltare

Dinamica indicatorilor de dezvoltare pe baza tabelului 2.1 este prezentată în Fig. 2.1.

Câmpul Priobskoye a fost dezvoltat din 1988. De 12 ani de dezvoltare, după cum se poate observa din Tabelul 3, producția de petrol este în continuă creștere.

Dacă în 1988 era de 2300 de tone de petrol, atunci până în 2010 a ajuns la 1485000 de tone, producția de lichid a crescut de la 2300 la 1608000 de tone.

Astfel, până în anul 2010, producția cumulată de petrol se ridica la 8583,3 mii tone. (tabelul 3.1).

Din 1991, pentru a menține presiunea din rezervor, au fost puse în funcțiune puțuri de injecție și începe injectarea apei. La sfârșitul anului 2010, erau 132 puțuri de injecție, iar injecția de apă a crescut de la 100 la 2362 mii tone. până în 2010. Odată cu o creștere a injecției, rata medie de producție de petrol a puțurilor în exploatare crește. Până în 2010, debitul crește, ceea ce se explică prin alegerea corectă a cantității de apă injectată.

De asemenea, de la punerea în funcțiune a fondului de injecție, tăierea de apă din producție începe să crească și până în 2010 ajunge la nivelul de 9,8%, în primii 5 ani tăierea de apă este de 0%.

Stocul de sonde producătoare până în anul 2010 a constituit 414 sonde, dintre care 373 sonde producătoare de produse prin metoda mecanizată, iar până în 2010, producția cumulată de petrol a fost de 8583,3 mii tone. (tabelul 2.1).

Câmpul Priobskoye este unul dintre cele mai tinere și promițătoare din Siberia de Vest.

2.3 Particularitățidezvoltare,influenţândpeexploatarefântâni

Câmpul este caracterizat de rate scăzute de producție de puțuri. Principalele probleme ale dezvoltării câmpului au fost productivitatea scăzută a puțurilor de producție, injectivitate naturală scăzută (fără fracturarea straturilor prin apa injectată) a puțurilor de injecție, precum și redistribuirea slabă a presiunii între rezervoare în timpul menținerii presiunii din rezervor (datorită conexiunii hidrodinamice slabe). a secţiunilor individuale ale rezervoarelor). Funcționarea formațiunii AS 12 ar trebui menționată ca o problemă separată de dezvoltare a câmpului. Din cauza ratelor scăzute de producție, multe sonde din această formațiune trebuie să fie închise, ceea ce poate duce la suspendarea unor rezerve semnificative de petrol pentru o perioadă nedeterminată. Una dintre modalitățile de a rezolva această problemă pentru rezervorul AS 12 este implementarea măsurilor de stimulare a producției de petrol.

Câmpul Priobskoye se caracterizează printr-o structură complexă de orizonturi productive atât în ​​zonă, cât și în secțiune. Colectorii orizonturilor AS 10 și AS 11 sunt clasificați ca productivi medii și scăzuti, iar AS 12 sunt productivi anormal de scăzut.

Caracteristicile geologice și fizice ale formațiunilor productive ale câmpului indică imposibilitatea dezvoltării câmpului fără a influența activ formațiunile productive ale acestuia și fără a utiliza metode de intensificare a producției.

Acest lucru este confirmat de experiența dezvoltării secțiunii operaționale a părții din malul stâng.

3 . Metode de recuperare îmbunătățită a uleiului aplicate

3.1 Alegeremetodăimpactpeuleidepozit

Alegerea unei metode de influențare a zăcămintelor de petrol este determinată de o serie de factori, dintre care cei mai semnificativi sunt caracteristicile geologice și fizice ale zăcămintelor, posibilitățile tehnologice de implementare a metodei într-un domeniu dat și criteriile economice. Metodele de stimulare a rezervorului enumerate mai sus au numeroase modificări și, în esență, se bazează pe un set imens de compoziții de agenți de lucru utilizați. Prin urmare, atunci când se analizează metodele de stimulare existente, este logic, în primul rând, să se folosească experiența de dezvoltare a câmpurilor din Siberia de Vest, precum și a câmpurilor din alte regiuni cu proprietăți de rezervor similare câmpului Priobskoye (în primul rând permeabilitate scăzută a rezervorului) și rezervor. fluide.

Dintre metodele de stimulare a producției de petrol prin influențarea zonei de fund a puțului, cele mai răspândite sunt:

fracturare hidraulică;

tratamente cu acid;

tratamente fizice și chimice cu diverși reactivi;

tratamente termofizice și termochimice;

efecte de impuls-șoc, vibroacustice și acustice.

3.2 Criterii geologice și fizice pentru aplicabilitatea diferitelor metode de stimulare la câmpul Priobskoye

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

adâncimea straturilor productive - 2400-2600 m,

depozitele sunt cernute litologic, regim natural - elastic închis,

grosimea cusăturilor AC 10, AC 11 și, respectiv, AC 12, până la 20,6, 42,6 și 40,6 m.

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

temperatura rezervorului - 88-90 0 С,

permeabilitate scăzută a rezervoarelor, valori medii conform rezultatelor studiilor de bază - pentru formațiunile АС 10, АС 11 și АС 12, respectiv 15,4, 25,8, 2,4 mD,

eterogenitate mare laterală și verticală a straturilor,

densitatea uleiului de formare - 780-800 kg / m 3,

vâscozitatea uleiului de formare - 1,4-1,6 mPa * s,

presiunea de saturație a uleiului 9-11 MPa,

ulei naftenic, parafinic și ușor rășinos.

Comparând datele prezentate cu criteriile cunoscute pentru aplicarea eficientă a metodelor de stimulare a rezervorului, se poate observa că, chiar și fără o analiză detaliată, următoarele metode pentru câmpul Priobskoye pot fi excluse din metodele de mai sus: metodele termice și inundarea polimerilor ( ca metodă de deplasare a petrolului din formaţiuni). Metodele termice sunt utilizate pentru rezervoare cu uleiuri cu vâscozitate mare și la adâncimi de până la 1500-1700 m. Inundarea polimerului este de preferință utilizată în rezervoare cu o permeabilitate mai mare de 0,1 μm 2 pentru a înlocui uleiul cu o vâscozitate de 10 până la 100 mPa * s și la temperaturi de până la 90 0 С ( pentru temperaturi mai ridicate se folosesc polimeri speciali, scumpi).

3.2.1 Inundarea cu apă

Experiența dezvoltării câmpurilor interne și externe arată că inundarea cu apă se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de influențare a rezervoarelor cu permeabilitate scăzută, cu respectarea strictă a cerințelor necesare pentru tehnologia implementării acesteia.

Printre principalele motive care determină o scădere a eficienței inundării cu apă a formațiunilor cu permeabilitate scăzută se numără:

deteriorarea proprietăților de filtrare a rocii din cauza:

umflarea componentelor argiloase ale rocii la contactul cu apa injectată,

înfundarea rezervorului cu impurități mecanice fine în apa injectată,

precipitarea sedimentelor de sare în mediul poros al rezervorului în timpul interacțiunii chimice a apei injectate și produse,

reducerea acoperirii rezervorului prin inundarea cu apă din cauza formării de fracturi-fracturi în jurul puțurilor de injecție și a propagării lor adânc în rezervor (pentru rezervoare discontinue, este, de asemenea, posibilă o ușoară creștere a măturarii rezervorului de-a lungul secțiunii),

sensibilitate semnificativă la caracterul umectabilității rocii de către agentul injectat; scăderea semnificativă a permeabilității rezervorului datorită depunerii de parafină.

Manifestarea tuturor acestor fenomene în rezervoare cu permeabilitate scăzută provoacă consecințe mai semnificative decât în ​​rocile cu permeabilitate ridicată.

Pentru a elimina influența acestor factori asupra procesului de inundare a apei, adecvat solutii tehnologice: modele optime de sondă și moduri tehnologice de funcționare a sondei, injectarea apei de tipul și compoziția necesară în rezervoare, tratarea mecanică, chimică și biologică corespunzătoare a acesteia, precum și adăugarea de componente speciale în apă.

Pentru câmpul Priobskoye, inundarea cu apă ar trebui să fie considerată principala metodă de stimulare.

Aplicarea soluțiilor de surfactantîn teren a fost respinsă, în primul rând din cauza eficienței scăzute a acestor reactivi în rezervoare cu permeabilitate scăzută.

Pentru câmpul Priobskoye și inundatii alcaline nu poate fi recomandată din următoarele motive:

Principalul este conținutul predominant de argilă structurală și stratificată din rezervoare. Agregatele de argilă sunt reprezentate de caolinit, clorit și hidromica. Interacțiunea alcaline cu materialul argilos poate duce nu numai la umflarea argilelor, ci și la distrugerea rocii. O soluție alcalină de concentrație scăzută crește coeficientul de umflare al argilelor de 1,1-1,3 ori și reduce permeabilitatea rocii de 1,5-2 ori în comparație cu apa dulce, ceea ce este critic pentru rezervoarele cu permeabilitate scăzută ale câmpului Priobskoye. Utilizarea solutiilor de concentratie mare (reducerea umflarii argilelor) activeaza procesul de distrugere a rocii. În plus, argilele foarte schimbătoare de ioni pot afecta negativ marginea soluției alcaline prin înlocuirea sodiului cu hidrogen.

Eterogenitate foarte dezvoltată a formațiunii și un număr mare de straturi intermediare, ceea ce duce la o acoperire scăzută a formațiunii cu soluție alcalină.

Principalul obstacol în calea aplicării sisteme de emulsie pentru a influența depozitele câmpului Priobskoye, există caracteristici scăzute de filtrare ale rezervoarelor câmpului. Rezistența la filtrare creată de emulsii în rezervoare cu permeabilitate scăzută va duce la o scădere bruscă a injectivității puțurilor de injecție și la o scădere a ratei producției de petrol.

3.3 Metode de impact asupra zonei de formare a găurii pentru stimularea producției

3.3.1 Tratamente cu acizi

Tratamentul cu acid al rezervoarelor se efectuează atât pentru a crește, cât și pentru a restabili permeabilitatea rezervorului din zona de fund a puțului. Majoritatea acestor lucrări au fost efectuate în timpul transferului puțurilor la injecție și a creșterii ulterioare a injectivității acestora.

Acidizarea standard la câmpul Priobskoye constă în prepararea unei soluții care conține 14% HCl și 5% HF, cu un volum de 1,2-1,7 m 3 pe 1 metru de grosime a formațiunii perforate și pomparea acesteia în intervalul perforat. Timpul de răspuns este de aproximativ 8 ore.

Atunci când se ia în considerare eficacitatea acțiunii acizilor anorganici, au fost luate în considerare puțurile de injecție cu injecție prelungită (mai mult de un an) de apă înainte de tratare.Tratamentul cu acid al structurilor din apropierea puțurilor din puțurile de injecție se dovedește a fi o metodă destul de eficientă de restaurare. injectivitatea lor. Ca exemplu, Tabelul 3.1 prezintă rezultatele tratamentelor pentru un număr de godeuri de injectare.

Rezultatele tratamentelor în puțuri de injectare

Tabelul 3.1

Analiza tratamentelor efectuate arată că compoziția acidului clorhidric și fluorhidric îmbunătățește permeabilitatea zonei din apropierea sondei, injectivitatea puțurilor a crescut de la 1,5 la 10 ori, efectul putând fi urmărit de la 3 luni la 1 an.

Astfel, pe baza analizei tratamentelor acide efectuate pe teren, se poate concluziona că este indicat să se efectueze tratamente acide ale zonelor de fund ale puțurilor de injecție pentru a le restabili injectivitatea.

3.3.2 Fracturarea hidraulica

Fracturarea hidraulică (fracturarea hidraulică) este una dintre cele mai eficiente metode de stimulare a producției de petrol din rezervoare cu permeabilitate scăzută și de creștere a producției de rezerve de petrol. Fracturarea hidraulică este utilizată pe scară largă atât în ​​practica de producție de petrol autohtonă, cât și străină.

O experiență semnificativă în fracturare hidraulică a fost deja acumulată la câmpul Priobskoye. Analiza efectuată la câmpul de fracturare hidraulică indică eficiența ridicată a acestui tip de stimulare a producției pentru câmp, în ciuda ratei semnificative de scădere a producției după fracturarea hidraulică. Fracturarea hidraulică în cazul zăcământului Priobskoye nu este doar o metodă de stimulare a producției, ci și de creștere a recuperării petrolului. În primul rând, fracturarea hidraulică face posibilă conectarea rezervelor de petrol nedrenate în rezervoarele discontinue ale câmpului. În al doilea rând, acest tip de impact face posibilă retragerea unui volum suplimentar de ulei din formațiunea AS 12 cu permeabilitate scăzută într-un timp acceptabil de funcționare pe teren.

NotaadiţionalmineritdindeținereFracturarea hidraulicapePriobskomcamp.

Introducerea metodei de fracturare hidraulică la câmpul Priobskoye a început în 2006 ca una dintre cele mai recomandate metode de stimulare în condițiile de dezvoltare date.

În perioada 2006 – ianuarie 2011, pe teren au fost efectuate 263 de operațiuni de fracturare hidraulică (61% din fond). Principalul număr de lucrări de fracturare hidraulică a fost efectuat în 2008 - 126.

La sfârşitul anului 2008, producţia suplimentară de petrol din cauza fracturării hidraulice se ridica deja la aproximativ 48% din totalul petrolului produs în cursul anului. Mai mult, cea mai mare parte a producției suplimentare a fost petrol din rezervorul AS-12 - 78,8% din producția totală din rezervor și 32,4% din producția totală. Pentru rezervorul AS11 - 30,8% din producția totală pentru rezervor și 4,6% din producție în general. Pentru rezervorul AS10 - 40,5% din producția totală pentru rezervor și 11,3% din producție în general.

După cum puteți vedea, principala țintă pentru fracturarea hidraulică a fost formațiunea AS-12 ca fiind cea mai puțin productivă și care conținea majoritatea rezervelor de petrol din zona malului stâng al câmpului.

La sfârșitul anului 2010, producția suplimentară de petrol din cauza fracturării hidraulice a reprezentat mai mult de 44% din producția de petrol din totalul petrolului produs în cursul anului.

Dinamica producției de petrol pe câmp în ansamblu, precum și producția suplimentară de petrol datorată fracturării hidraulice, este prezentată în Tabelul 3.2.

Tabelul 3.2

Este evidentă o creștere semnificativă a producției de ulei din cauza fracturării hidraulice. Începând cu anul 2006, producția suplimentară din fracturarea hidraulică a fost de 4.900 de tone.În fiecare an creșterea producției din fracturarea hidraulică este în creștere. Valoarea maximă a creșterii este 2009 (701.000 tone), până în 2010 valoarea producției suplimentare scade la 606.000 tone, ceea ce este cu 5.000 tone mai mică decât în ​​2008.

Astfel, fracturarea hidraulică ar trebui considerată principala metodă de creștere a recuperării petrolului în câmpul Priobskoye.

3.3.3 Îmbunătățirea eficienței perforației

Un mijloc suplimentar de creștere a productivității puțurilor este îmbunătățirea operațiunilor de perforare, precum și formarea unor canale suplimentare de filtrare în timpul perforației.

Îmbunătățirea perforației CCD poate fi realizată prin utilizarea unor încărcături de perforare mai puternice pentru a crește adâncimea canalelor de perforare, a crește densitatea perforației și a utiliza fazarea.

Metodele de creare a canalelor de filtrare suplimentare pot include, de exemplu, tehnologia creării unui sistem de fisuri în timpul deschiderii secundare a formațiunii cu perforatoare pe țevi - un sistem de perforare fracturată a formațiunii (FFC).

Această tehnologie a fost aplicată pentru prima dată de Marathon (Texas, SUA) în 2006. Esența sa constă în perforarea formațiunii productive cu perforatoare puternice de 85,7 mm cu o densitate de aproximativ 20 de găuri pe metru în timpul represiunii pe formațiune, urmată de fixarea perforațiilor și fisurilor cu un agent de sprijinire - bauxită de fracțiune de la 0,42 la 1,19. mm.

Documente similare

Descrierea stării actuale de dezvoltare a câmpului Yuzhno-Priobskoye. Structura organizationala UBR. Tehnica de foraj petrolier. Design bine, carcasa care rulează și carcasa bine. Taxa de pescuitși prepararea petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat la 06.07.2013


Istoria dezvoltării și dezvoltării câmpului Priobskoye. Caracteristicile geologice ale rezervoarelor saturate cu petrol. Analiza performanței bine. Impactul asupra rezervoarelor de ulei de fracturare hidraulică - principala metodă de stimulare.

lucrare de termen, adăugată 18.05.2012


Caracteristicile geologice și fizice ale obiectului AS10 din partea de sud a câmpului Priobskoye. Caracteristicile stocului de sondă și indicatorii funcționării acestora. Dezvoltarea tehnologiei de cercetare pentru zăcămintele petroliere multistrat. Analiza sensibilității proiectului la risc.

teză, adăugată 25.05.2014


Informații generale despre câmpul Priobskoye, caracteristicile sale geologice. Formațiuni productive în mega-complexul zăcămintelor neocomiene. Proprietățile fluidelor și gazelor din rezervor. Motive pentru contaminarea zonei de formare a găurii. Tipuri de tratamente cu acid.

lucrare de termen, adăugată 10.06.2014


o scurtă descriere a Câmpul petrolier Priobskoye, structura geologică a zonei și descrierea straturilor productive, evaluarea rezervelor de petrol și gaze. Cercetare geofizică integrată: selectarea și fundamentarea metodelor de desfășurare a lucrărilor de teren.

teză, adăugată 17.12.2012


Construcția unei sonde direcționale pentru condițiile geologice ale câmpului Priobskoye. Ratele de consum ale fluidelor de foraj pe intervale de foraj. Formule de fluid de foraj. Echipamente în sistemul de circulație. Colectarea și curățarea deșeurilor de foraj.

lucrare de termen adăugată 13.01.2011


Caracteristicile geologice şi fizice ale formaţiunilor productive şi Informații generale despre stocuri. Istoria dezvoltării zăcământului. Analiza indicatorilor de performanță a stocurilor de puțuri. Principalele metode de îmbunătățire a recuperării petrolului și de implicare a rezervelor reziduale de petrol în dezvoltare.

lucrare de termen adăugată 22.01.2015


Caracteristicile geologice ale câmpului Khokhryakovskoye. Fundamentarea unei metode raționale de ridicare a fluidului în puțuri, cap de sondă, echipamente de fund. Starea dezvoltării câmpului și a stocului de puțuri. Controlul asupra dezvoltării domeniului.

teză, adăugată 09.03.2010


Dezvoltarea zăcămintelor de gaze. Caracteristicile geologice și tehnice ale domeniului. Straturi și obiecte productive. Compoziția gazului din zăcământul Orenburg. Justificarea construcției lifturilor cu fântână. Selectarea diametrului și adâncimii conductelor de curgere.

lucrare de termen adăugată la 14.08.2012


Informații despre zăcământul Amangeldy: structură și secțiune geologică, conținut de gaz. Sistem de dezvoltare a câmpului. Calculul rezervelor de gaz și condensat. Evaluarea și funcționarea puțului. Indicatori tehnico-economici ai dezvoltării zăcământului de gaze.