Priobskoye ฝาก Khmao บนแผนที่ แหล่งน้ำมัน Priobskoye - iv_g

พวกเขาอยู่ในซาอุดิอาระเบีย แม้แต่นักเรียนมัธยมปลายก็รู้ เช่นเดียวกับข้อเท็จจริงที่ว่ารัสเซียอยู่เบื้องหลังในรายชื่อประเทศที่มีน้ำมันสำรองจำนวนมาก อย่างไรก็ตามในแง่ของการผลิต เราด้อยกว่าหลายประเทศในคราวเดียว

รัสเซียมีขนาดใหญ่ที่สุดในเกือบทุกภูมิภาค: ในคอเคซัสในเขตอูราลและไซบีเรียตะวันตกทางเหนือในตาตาร์สถาน อย่างไรก็ตาม ยังห่างไกลจากการพัฒนาทั้งหมด และบางแห่ง เช่น Tekhneftinvest ซึ่งตั้งอยู่ใน Yamalo-Nenets และเขต Khanty-Mansiysk ที่อยู่ใกล้เคียงก็ไม่มีประโยชน์

นั่นคือเหตุผลที่เมื่อวันที่ 4 เมษายน 2556 ได้มีการเปิดข้อตกลงกับ Rockefeller Oil Company ซึ่งได้เริ่มต้นขึ้นแล้วในพื้นที่

อย่างไรก็ตาม แหล่งน้ำมันและก๊าซบางแห่งในรัสเซียไม่ได้กำไร ข้อพิสูจน์นี้คือการขุดที่ประสบความสำเร็จซึ่งมีบริษัทหลายแห่งดำเนินการพร้อมกันในเขต Yamalo-Nenets บนฝั่ง Ob ทั้งสองฝั่ง

สนาม Priobskoye ถือเป็นหนึ่งในสนามที่ใหญ่ที่สุดไม่เพียง แต่ในรัสเซีย แต่ยังรวมถึงทั่วโลกด้วย เปิดทำการเมื่อ พ.ศ. 2525 ปรากฎว่าน้ำมันสำรองของไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ทั้งทางซ้ายและทางฝั่งขวา การพัฒนาบนฝั่งซ้ายเริ่มต้นขึ้นในอีก 6 ปีต่อมา ในปี 1988 และบนฝั่งขวา 11 ปีต่อมา

วันนี้เป็นที่ทราบกันว่าแหล่ง Priobskoye เป็นน้ำมันคุณภาพสูงมากกว่า 5 พันล้านตันซึ่งตั้งอยู่ที่ความลึกไม่เกิน 2.5 กิโลเมตร

ปริมาณน้ำมันสำรองจำนวนมากทำให้สามารถสร้างโรงไฟฟ้ากังหันก๊าซ Priobskaya ใกล้สนามได้ โดยทำงานเฉพาะกับเชื้อเพลิงที่เกี่ยวข้องเท่านั้น สถานีนี้ไม่เพียงแต่ตรงตามข้อกำหนดของสนามเท่านั้น สามารถจ่ายไฟฟ้าที่ผลิตได้ให้กับ Khanty-Mansiysk Okrug ตามความต้องการของผู้อยู่อาศัย

วันนี้ หลายบริษัทกำลังพัฒนาเขตข้อมูล Priobskoye ในคราวเดียว

บางคนมั่นใจว่าในระหว่างการสกัด น้ำมันที่กลั่นเสร็จแล้วจะออกมาจากพื้นดิน นี่คือความลวงลึก ของเหลวในอ่างเก็บน้ำที่ไหลออก

พื้นผิว (น้ำมันดิบ) ถูกส่งไปยังเวิร์กช็อป ซึ่งจะทำความสะอาดสิ่งสกปรกและน้ำ ปริมาณของแมกนีเซียมไอออนจะถูกทำให้เป็นมาตรฐาน และก๊าซที่เกี่ยวข้องจะถูกแยกออก นี่เป็นงานที่มีขนาดใหญ่และมีความแม่นยำสูง สำหรับการนำไปใช้งาน เขต Priobskoye ได้รับห้องปฏิบัติการห้องปฏิบัติการและเครือข่ายการขนส่งทั้งหมด

ผลิตภัณฑ์สำเร็จรูป (น้ำมันและก๊าซ) ถูกขนส่งและใช้งานตามวัตถุประสงค์ที่ต้องการ เหลือไว้แต่ของเสียเท่านั้น พวกเขาคือผู้ที่สร้างปัญหาที่ใหญ่ที่สุดให้กับภาคสนามในปัจจุบัน: มีหลายปัญหาที่ยังไม่สามารถกำจัดได้

องค์กรซึ่งสร้างขึ้นเพื่อการรีไซเคิลโดยเฉพาะ ปัจจุบันดำเนินการเฉพาะของเสียที่ "สดที่สุด" เท่านั้น ดินเหนียวทำมาจากกากตะกอน (ตามที่บริษัทเรียก) ซึ่งเป็นที่ต้องการอย่างมากในการก่อสร้าง อย่างไรก็ตาม จนถึงตอนนี้มีเพียงถนนทางเข้าสำหรับถมดินที่สร้างจากดินเหนียวขยายตัว

สาขานี้มีนัยสำคัญอีกประการหนึ่ง: ให้งานที่มั่นคงและได้เงินดีสำหรับคนงานหลายพันคน ในจำนวนนี้มีทั้งผู้เชี่ยวชาญที่มีคุณสมบัติสูงและแรงงานไร้ฝีมือ

แหล่งน้ำมันและก๊าซ Priobskoye ตั้งอยู่ในอาณาเขตของเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansiysk ของภูมิภาค Tyumen ของสหพันธรัฐรัสเซีย เมืองที่อยู่ใกล้กับทุ่ง Priobskoye ที่สุดคือ Nefteyugansk (อยู่ห่างจากสนามไปทางตะวันออก 200 กม.)

ทุ่ง Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 ฟิลด์นี้มีลักษณะเป็นแบบหลายชั้นและมีประสิทธิผลต่ำ พื้นที่ถูกตัดโดยแม่น้ำออบ เป็นแอ่งน้ำ และส่วนใหญ่น้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม ที่นี่เป็นแหล่งวางไข่ของปลา ตามที่ระบุไว้ในวัสดุของกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียที่ส่งไปยัง State Duma ปัจจัยเหล่านี้ทำให้การพัฒนาซับซ้อนและต้องมีนัยสำคัญ ทรัพยากรทางการเงินเพื่อใช้เทคโนโลยีล่าสุดที่มีประสิทธิภาพสูงและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อม

ใบอนุญาตสำหรับการพัฒนาเงินฝาก Priobskoye เป็นของ บริษัท ย่อย JSC "Rosneft" บริษัท "Rosneft-Yuganskneftegaz"

ตามการคำนวณของผู้เชี่ยวชาญ การพัฒนาเงินฝากภายใต้ระบบภาษีที่มีอยู่นั้นไม่มีประโยชน์และเป็นไปไม่ได้ ภายใต้เงื่อนไขของ PSA การผลิตน้ำมันในช่วง 20 ปีจะมีจำนวน 274.3 ล้านตัน รายได้ของรัฐ - 48.7 พันล้านดอลลาร์

ปริมาณสำรองที่กู้คืนได้ของแหล่ง Priobskoye คือน้ำมัน 578 ล้านตันก๊าซ - 37 พันล้านลูกบาศก์เมตร ระยะเวลาการพัฒนาภายใต้ PSA คือ 58 ปี ระดับการผลิตสูงสุด - 19.9 ล้านตัน ตันในปีที่ 16 ของการพัฒนา เงินทุนเริ่มต้นมีการวางแผนไว้ที่ 1.3 พันล้านดอลลาร์ ต้นทุนทุน - 28 พันล้านดอลลาร์ ต้นทุนการดำเนินงาน - 27.28 พันล้านดอลลาร์ ทิศทางที่เป็นไปได้ของการขนส่งน้ำมันจากภาคสนามคือ Ventspils, Novorossiysk, Odessa, Druzhba

ความเป็นไปได้ของการพัฒนาร่วมกันของภาคเหนือของเขต Priobskoye ถูกกล่าวถึงโดย Yugansneftegaz และ Amoso ในปี 1991 ในปี 1993 Amoso เข้าร่วมในการประกวดราคาระดับนานาชาติเพื่อสิทธิในการใช้ดินใต้ผิวดินในทุ่งของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug และได้รับการยอมรับว่าเป็นผู้ชนะการแข่งขันเพื่อรับสิทธิพิเศษในการเป็นหุ้นส่วนต่างชาติในการพัฒนา ของเขต Priobskoye ร่วมกับ Yuganskneftegaz

ในปี 1994 Yuganskneftegaz และ Amoso ได้เตรียมและส่งร่างข้อตกลงเกี่ยวกับการแบ่งปันการผลิตและการให้เหตุผลด้านเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมของ Tenico ต่อรัฐบาล

ในต้นปี 2538 รัฐบาลได้ส่งการศึกษาความเป็นไปได้เพิ่มเติมซึ่งได้รับการแก้ไขในปีเดียวกันโดยคำนึงถึงข้อมูลใหม่เกี่ยวกับการฝากเงิน
ในปี 2538 คณะกรรมาธิการกลางเพื่อการพัฒนาแหล่งน้ำมันและน้ำมันและก๊าซของกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียและกระทรวงคุ้มครอง สิ่งแวดล้อมและ ทรัพยากรธรรมชาติสหพันธรัฐรัสเซียอนุมัติโครงการปรับปรุงสำหรับการพัฒนาภาคสนามและส่วนสิ่งแวดล้อมของเอกสารก่อนโครงการ

เมื่อวันที่ 7 มีนาคม พ.ศ. 2538 นายกรัฐมนตรีวิกเตอร์ เชอร์โนไมร์ดินในขณะนั้นได้ออกคำสั่งให้จัดตั้งคณะผู้แทนรัฐบาลจากผู้แทนเขตปกครองตนเองคานตี-มันซี และกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ เพื่อเจรจาข้อตกลง PSA ในการพัฒนาภาคเหนือของ สนาม Priobskoye

ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2539 ในกรุงมอสโกคณะกรรมาธิการร่วมระหว่างรัสเซีย - อเมริกันด้านความร่วมมือทางเศรษฐกิจและทางเทคนิคได้ออกแถลงการณ์ร่วมเกี่ยวกับลำดับความสำคัญของโครงการในด้านพลังงานซึ่งมีการตั้งชื่อฟิลด์ Priobskoye โดยเฉพาะ แถลงการณ์ร่วมระบุว่ารัฐบาลทั้งสองยินดีต่อข้อผูกพันในการสรุปข้อตกลงการแบ่งปันผลผลิตสำหรับโครงการนี้ภายในการประชุมคณะกรรมาธิการครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ 2540

ณ สิ้นปี 2541 หุ้นส่วนของ Yuganskneftegaz ในโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye ซึ่งเป็นบริษัทอเมริกัน Amoso ถูกบริษัท British Petroleum เข้าซื้อกิจการ

ในต้นปี 2542 BP/Amoso ประกาศอย่างเป็นทางการในการถอนตัวจากการเข้าร่วมในโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye

ประวัติชาติพันธุ์ของเงินฝาก Priobskoye

ตั้งแต่สมัยโบราณพื้นที่ของฝากเป็นที่อยู่อาศัยของ Khanty Khanty พัฒนาคอมเพล็กซ์ ระบบสังคมเรียกว่าอาณาเขตและโดยศตวรรษที่ XI-XII พวกเขามีที่ตั้งถิ่นฐานของชนเผ่าขนาดใหญ่ที่มีเมืองหลวงที่มีป้อมปราการซึ่งปกครองโดยเจ้าชายและได้รับการปกป้องโดยกองกำลังมืออาชีพ

การติดต่อครั้งแรกของรัสเซียกับดินแดนนี้เกิดขึ้นในศตวรรษที่ 10 หรือ 11 ในเวลานี้ ความสัมพันธ์ทางการค้าระหว่างรัสเซียกับประชากรพื้นเมืองของไซบีเรียตะวันตกเริ่มพัฒนาขึ้น ซึ่งนำการเปลี่ยนแปลงทางวัฒนธรรมมาสู่ชีวิตของชาวพื้นเมือง เครื่องใช้ในครัวเรือนและผ้าที่ทำจากเหล็กและเซรามิกและกลายเป็นส่วนสำคัญของชีวิตของ Khanty การค้าขายขนสัตว์มีความสำคัญอย่างยิ่งในการได้มาซึ่งสินค้าเหล่านี้

ในปี ค.ศ. 1581 ไซบีเรียตะวันตกถูกผนวกเข้ากับรัสเซีย เจ้าชายถูกแทนที่โดยรัฐบาลซาร์และจ่ายภาษีเข้าคลังรัสเซีย ในศตวรรษที่ 17 เจ้าหน้าที่ซาร์และทหาร (คอสแซค) เริ่มตั้งรกรากในดินแดนนี้และมีการพัฒนาการติดต่อระหว่างชาวรัสเซียและคานตี อันเป็นผลมาจากการติดต่ออย่างใกล้ชิดรัสเซียและ Khanty เริ่มใช้คุณลักษณะของวิถีชีวิตของกันและกัน คันตี้เริ่มใช้ปืนและกับดัก บางคนตามแบบอย่างของรัสเซีย เลี้ยงวัวควายและม้า ชาวรัสเซียยืมเทคนิคการล่าสัตว์และตกปลาจาก Khanty รัสเซียได้ที่ดินและแหล่งจับปลาจากคานตีและ ศตวรรษที่สิบแปดที่ดิน Khanty ส่วนใหญ่ขายให้กับผู้ตั้งถิ่นฐานชาวรัสเซีย อิทธิพลทางวัฒนธรรมของรัสเซียขยายตัวขึ้นในช่วงต้นศตวรรษที่ 18 ด้วยการนำศาสนาคริสต์เข้ามา ในเวลาเดียวกัน จำนวนชาวรัสเซียยังคงเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และเมื่อถึงปลายศตวรรษที่ 18 ประชากรรัสเซียในพื้นที่นี้มีจำนวนมากกว่า Khanty ถึงห้าเท่า ครอบครัว Khanty ส่วนใหญ่ยืมความรู้จากรัสเซีย เกษตรกรรม, การเพาะพันธุ์โคและพืชสวน.

การดูดซึมของ Khanty เข้าสู่วัฒนธรรมรัสเซียเร่งขึ้นด้วยการก่อตั้งอำนาจของสหภาพโซเวียตในปี 1920 นโยบายการรวมกลุ่มทางสังคมของสหภาพโซเวียตนำมาสู่ภูมิภาค ระบบเดียวการศึกษา. เด็ก Khanty มักถูกส่งจากครอบครัวไปโรงเรียนประจำเป็นระยะเวลา 8 ถึง 10 ปี หลายคนหลังจากจบการศึกษาจากโรงเรียนแล้ว ไม่สามารถกลับไปใช้ชีวิตแบบเดิมๆ ได้อีกต่อไปหากไม่มีทักษะที่จำเป็นสำหรับสิ่งนี้

การรวมกลุ่มที่เริ่มขึ้นในปี ค.ศ. 1920 มีผลกระทบอย่างมากต่อลักษณะทางชาติพันธุ์วิทยาของดินแดน ในช่วงทศวรรษที่ 50-60 การก่อตัวของฟาร์มรวมขนาดใหญ่เริ่มต้นขึ้นและการตั้งถิ่นฐานขนาดเล็กหลายแห่งหายไปเมื่อประชากรรวมกันเป็นที่ตั้งถิ่นฐานที่ใหญ่ขึ้น ในช่วงทศวรรษ 1950 การแต่งงานแบบผสมระหว่างชาวรัสเซียและ Khanty เริ่มแพร่หลาย และ Khanty เกือบทั้งหมดที่เกิดหลังทศวรรษ 1950 ถือกำเนิดในการแต่งงานแบบผสมผสาน นับตั้งแต่ทศวรรษ 1960 ในขณะที่ชาวรัสเซีย ยูเครน เบลารุส มอลโดวา ชูวัช บัชคีร์ อาวาร์ และตัวแทนของชนชาติอื่นๆ อพยพไปยังภูมิภาคนี้ เปอร์เซ็นต์ของคันตีก็ลดลงมากยิ่งขึ้นไปอีก ปัจจุบัน Khanty คิดเป็นน้อยกว่า 1 เปอร์เซ็นต์ของประชากรของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug

นอกจาก Khanty แล้ว Mansi (33%), Nenets (6%) และ Selkups (น้อยกว่า 1%) อาศัยอยู่ในอาณาเขตของเงินฝาก Priobskoye

Priobskoe แหล่งน้ำมันถูกค้นพบในปี 1982 โดยหลุมที่ 151 แห่ง Glavtyumengeologia
หมายถึงกองทุนดินใต้ผิวดินแบบกระจาย ใบอนุญาตได้รับการจดทะเบียนโดย OOO Yuganskneftgegaz และ NK Sibneft-Yugra ในปี 2542 ตั้งอยู่ที่ชายแดนของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Salym และ Lyaminsky และถูกคุมขังอยู่ในโครงสร้างท้องถิ่นที่มีชื่อเดียวกันในภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Sredneobskaya ตามขอบฟ้าสะท้อนแสง "B" การเพิ่มขึ้นนั้นถูกล้อมรอบด้วยไอโซลีน - 2890 ม. และมีพื้นที่ 400 km2 รากฐานเปิดโดยหลุมเจาะหมายเลข 409 ในช่วงเวลาความลึก 3212 - 3340 ม. และแสดงด้วยการเปลี่ยนแปลง หินสีเขียว ซากดึกดำบรรพ์ของจูราสสิคตอนล่างอยู่บนนั้นด้วยความไม่เป็นไปตามข้อกำหนดและการกัดเซาะเชิงมุม ส่วนแพลตฟอร์มหลักประกอบด้วยเงินฝากจูราสสิคและครีเทเชียส Paleogene เป็นตัวแทนจากเวทีเดนมาร์ก, Paleocene, Eocene และ Oligocene ความหนาของตะกอนควอเทอร์นารีถึง 50 ม. ความลึกของชั้นดินเยือกแข็งอยู่ที่ความลึก 280 ม. หลังคา - ที่ความลึก 100 ม. ภายในทุ่งมีแหล่งน้ำมัน 13 แห่งของอ่างเก็บน้ำอ่างเก็บน้ำโค้งและประเภทคัดกรองทางหิน ซึ่งมีความเกี่ยวข้องกับทราย yuteriva และเลนส์ลำกล้อง อ่างเก็บน้ำเป็นหินทรายเม็ดเล็กที่มีดินเหนียวเป็นชั้นๆ อยู่ในคลาสที่ไม่ซ้ำใคร

ทุ่ง Priobskoye ปรากฏบนแผนที่ของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ในปี 1985 เมื่อส่วนที่อยู่ฝั่งซ้ายถูกค้นพบโดยหลุม 181 นักธรณีวิทยาได้รับน้ำพุน้ำมันที่มีปริมาตร 58 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน สี่ปีต่อมา การขุดเจาะเริ่มต้นที่ฝั่งซ้าย และการดำเนินการเชิงพาณิชย์ของบ่อน้ำแรกบนฝั่งขวาของแม่น้ำก็เริ่มขึ้น 10 ปีต่อมา

ลักษณะของสนาม Priobskoye

ทุ่ง Priobskoye อยู่ใกล้กับพรมแดนของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Salym และ Lyaminsky

ลักษณะของน้ำมันจากแหล่ง Priobskoye ทำให้สามารถจำแนกได้ว่าเป็นเรซินต่ำ (พาราฟินที่ระดับ 2.4-2.5 เปอร์เซ็นต์) แต่ในขณะเดียวกันก็มีปริมาณกำมะถันสูง (1.2-1.3 เปอร์เซ็นต์) ซึ่งต้องใช้เพิ่มเติม การทำให้บริสุทธิ์และลดผลกำไร ความหนืดของน้ำมันในอ่างเก็บน้ำอยู่ที่ระดับ 1.4-1.6 mPa*s และความหนาของอ่างเก็บน้ำอยู่ที่ 2 ถึง 40 เมตร

เขต Priobskoye ซึ่งมีลักษณะเฉพาะมีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาที่เหมาะสมถึงห้าพันล้านตัน ในจำนวนนี้ 2.4 พันล้านได้รับการพิสูจน์และสามารถกู้คืนได้ ณ ปี 2556 ประมาณการของสำรองที่สามารถกู้คืนได้ที่เขต Priobskoye มากกว่า 820 ล้านตัน

ภายในปี 2548 การผลิตรายวันสูงถึง 60.2,000 ตันต่อวัน ในปี 2550 มีการขุดมากกว่า 40 ล้านตัน

จนถึงปัจจุบัน มีการขุดเจาะหลุมผลิตประมาณ 1,000 แห่ง และหลุมฉีดเกือบ 400 หลุม อ่างเก็บน้ำของแหล่งน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ที่ความลึก 2.3.2.6 กิโลเมตร

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

แหล่งน้ำมัน Priobskoye: คุณสมบัติของการพัฒนา

ลักษณะเฉพาะของการขุดเจาะคือพุ่มไม้ของทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ทั้งสองด้านของแม่น้ำออบและส่วนใหญ่ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำ บนพื้นฐานนี้เขต Priobskoye แบ่งออกเป็น Priobskoye ใต้และเหนือ ในช่วงฤดูใบไม้ผลิ - ฤดูใบไม้ร่วงอาณาเขตของเงินฝากถูกน้ำท่วมเป็นประจำด้วยน้ำท่วม

การจัดเรียงนี้เป็นสาเหตุที่ทำให้ชิ้นส่วนต่างๆ มีเจ้าของต่างกัน

จากฝั่งเหนือของแม่น้ำ Yuganskneftegaz (โครงสร้างที่ผ่านไปยัง Rosneft หลังจาก Yukos) กำลังพัฒนาและจากทางใต้มีพื้นที่ที่พัฒนาโดย บริษัท Khantos โครงสร้างของ Gazpromneft (ยกเว้น Priobskoye ก็มีข้อตกลงเช่นกัน กับโครงการปาลยานอฟ) ทางตอนใต้ของเขต Priobskoye ซึ่งเป็น บริษัท ย่อยของ Russneft ซึ่งเป็น บริษัท Aki Otyr ได้รับการจัดสรรพื้นที่อนุญาตที่ไม่มีนัยสำคัญสำหรับบล็อก Verkhne- และ Sredne Shapshinskiy

ปัจจัยเหล่านี้พร้อมกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน (อ่างเก็บน้ำหลายแห่งและผลผลิตต่ำ) ทำให้สามารถระบุลักษณะของเขต Priobskoye ว่ายากต่อการเข้าถึง

แต่ เทคโนโลยีที่ทันสมัยการแตกร้าวด้วยไฮดรอลิกโดยการปั๊มส่วนผสมของน้ำใต้ดินจำนวนมากสามารถเอาชนะความยากลำบากนี้ได้ ดังนั้นแผ่นเจาะใหม่ทั้งหมดของสนาม Priobskoye จึงถูกใช้งานด้วยการแตกหักแบบไฮดรอลิกเท่านั้นซึ่งช่วยลดต้นทุนการดำเนินงานและการลงทุนได้อย่างมาก

ในเวลาเดียวกัน อ่างเก็บน้ำน้ำมันสามแห่งกำลังแตก นอกจากนี้ บ่อจำนวนมากยังถูกวางโดยใช้วิธีโปรเกรสซีฟคลัสเตอร์ เมื่อหลุมด้านข้างถูกชี้ไปที่มุมที่ต่างกัน ตามขวางจะมีลักษณะเป็นพุ่มมีกิ่งชี้ลง วิธีนี้ช่วยประหยัดการจัดพื้นที่สำหรับการขุดเจาะ

เทคนิคการเจาะแบบคลัสเตอร์เป็นที่แพร่หลายเนื่องจากช่วยให้คุณสามารถรักษาชั้นดินที่อุดมสมบูรณ์และส่งผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพียงเล็กน้อยเท่านั้น

สนาม Priobskoye บนแผนที่

ฟิลด์ Priobskoye บนแผนที่ของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ถูกกำหนดโดยใช้พิกัดต่อไปนี้:

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

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ห่างจากเมืองหลวงของเขตปกครองตนเอง Okrug - Khanty-Mansiysk เพียง 65 กม. และอยู่ห่างจากเมือง Nefteyugansk 200 กม. ในพื้นที่ของการพัฒนาเงินฝากมีพื้นที่ที่มีการตั้งถิ่นฐานของชนพื้นเมืองขนาดเล็ก:

Khanty (ประมาณครึ่งหนึ่งของประชากร)
เนเน็ตส์,
มานซี
เซลคุปส์.

เขตอนุรักษ์ธรรมชาติหลายแห่งได้ก่อตัวขึ้นในภูมิภาคนี้ รวมถึง Elizarovskiy (ที่มีนัยสำคัญของสาธารณรัฐ), Vaspuholskiy, ป่าซีดาร์ Shapshinskiy ตั้งแต่ปี 2008 ใน Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra (ชื่อทางประวัติศาสตร์ของพื้นที่ที่มีศูนย์กลางใน Samarovo) อนุสรณ์สถานทางธรรมชาติ "Lugovskie Mammoths" ที่มีพื้นที่ 161.2 เฮกตาร์ก่อตั้งขึ้นบนพื้นที่ที่มีฟอสซิล พบซากแมมมอธและเครื่องมือล่าสัตว์ที่มีอายุตั้งแต่ 10 ถึง 15,000 ปีซ้ำแล้วซ้ำอีก ย้อนกลับ

		©เว็บไซต์
ประเทศ	รัสเซีย
ภาค	Khanty-Mansi ปกครองตนเอง Okrug
ที่ตั้ง	65 กม. จากเมือง Khanty-Mansiysk และ 200 กม. จากเมือง Nefteyugansk ซึ่งเป็นที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำ Ob
จังหวัดน้ำมันและก๊าซ	จังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก
พิกัด	61°20′00″ วิ. ซ. 70°18′50″ อี ง.
ทรัพยากรแร่	น้ำมัน
ลักษณะของวัตถุดิบ	ความหนาแน่น 863 - 868 กก. / ลบ.ม. 3; ปริมาณกำมะถัน 1.2 - 1.3%; ความหนืด 1.4 - 1.6 mPa s; ปริมาณพาราฟิน 2.4 - 2.5%
อันดับ	มีเอกลักษณ์
สถานะ	การพัฒนา
เปิด	พ.ศ. 2525
การว่าจ้าง	พ.ศ. 2531
บริษัทผู้ใช้ดินผิวดิน	ภาคเหนือ - OOO RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); ภาคใต้- OOO Gazpromneft-Khantos (PJSC แก๊ซพรอมเนฟต์); พื้นที่อนุญาต Verkhne-Shapshinskiy และ Sredne-Shapshinskiy - OAO NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
ธรณีวิทยาสำรอง	น้ำมัน 5 พันล้านตัน

แหล่งน้ำมัน Priobskoye- แหล่งน้ำมันขนาดใหญ่ของรัสเซียที่ตั้งอยู่ในอาณาเขตของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ถือเป็นแหล่งที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซียในแง่ของปริมาณสำรองและการผลิตน้ำมันในปัจจุบัน

ข้อมูลทั่วไป

ทุ่ง Priobskoye เป็นของจังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก ตั้งอยู่บนพรมแดนของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Salym และ Lyaminsky ห่างจากเมือง Khanty-Mansiysk 65 กม. และห่างจากเมือง Nefteyugansk 200 กม. และถูกกักขังอยู่ในโครงสร้างท้องถิ่นที่มีชื่อเดียวกันในน้ำมัน Sredneobskaya และ ภูมิภาคก๊าซ

ประมาณ 80% ของพื้นที่นาตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำออบ ซึ่งเมื่อข้ามพื้นที่แล้ว แบ่งออกเป็น 2 ส่วน คือ ฝั่งซ้ายและฝั่งขวา อย่างเป็นทางการส่วนของฝั่งซ้ายและขวาของ Ob เรียกว่าเงินฝาก Priobskoye ทางใต้และทางเหนือตามลำดับ ในช่วงที่เกิดอุทกภัย ที่ราบน้ำท่วมเป็นประจำ ซึ่งประกอบกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน ทำให้สามารถระบุลักษณะของพื้นที่ว่ายากต่อการเข้าถึง

หุ้น

ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาของแหล่งน้ำมันอยู่ที่ประมาณ 5 พันล้านตัน พบการสะสมของไฮโดรคาร์บอนที่ความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาของชั้นถึง 2 ถึง 40 เมตร

น้ำมันของสนาม Priobskoye เป็นเรซินต่ำเนื้อหาของพาราฟินอยู่ที่ระดับ 2.4-2.5% มีความหนาแน่นปานกลาง (863-868 กก./ลบ.ม.) แต่มีกำมะถันสูง (1.2-1.3%) ซึ่งต้องการการทำให้บริสุทธิ์เพิ่มเติม ความหนืดของน้ำมันอยู่ที่ประมาณ 1.4-1.6 mPa*s

เปิด

ทุ่ง Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 โดยหลุมที่ 151 แห่ง Glavtyumengeologiya
การผลิตน้ำมันเพื่อการดำเนินงานเริ่มขึ้นในปี 2531 บนฝั่งซ้ายจากบ่อน้ำหมายเลข 181-R โดยวิธีการไหล การพัฒนาฝั่งขวาเริ่มขึ้นในภายหลังในปี 2542

การพัฒนา

ที่ ช่วงเวลานี้การพัฒนาทางตอนเหนือของแหล่งน้ำมัน Priobskoye (SLT) ดำเนินการโดย LLC RN-Yuganskneftegaz บริษัทเป็นเจ้าของ Rosneft และทางใต้ (YULT) - Gazpromneft-Khantos LLC (บริษัท ย่อยของ Gazprom Neft PJSC)

นอกจากนี้ยังมีการจัดสรรบล็อกใบอนุญาต Verkhne-Shapshinskiy และ Sredne-Shapshinskiy ที่ค่อนข้างเล็กในภาคใต้ของสนามซึ่งการพัฒนาตั้งแต่ปี 2008 ได้ดำเนินการโดย JSC NAK AKI OTYR ซึ่งเป็นเจ้าของโดย PJSC NK RussNeft

วิธีการพัฒนา

เนื่องจากเงื่อนไขเฉพาะของการเกิดไฮโดรคาร์บอนและตำแหน่งทางภูมิศาสตร์ของแหล่งสะสม การผลิตที่แหล่งน้ำมัน Priobskoye ดำเนินการโดยใช้การแตกหักแบบไฮดรอลิก ซึ่งช่วยลดต้นทุนการดำเนินงานและการลงทุนได้อย่างมาก

ในเดือนพฤศจิกายน 2559 การแตกหักของไฮดรอลิกที่ใหญ่ที่สุดของอ่างเก็บน้ำน้ำมันในรัสเซียได้ดำเนินการที่สนาม - สูบจ่ายสารเติมแต่ง 864 ตันลงในอ่างเก็บน้ำ ดำเนินการร่วมกับผู้เชี่ยวชาญจาก Newco Well Service

ระดับการผลิตปัจจุบัน

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ถือเป็นแหล่งน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซียในแง่ของปริมาณสำรองและปริมาณการผลิต จนถึงปัจจุบัน มีการขุดเจาะการผลิตประมาณ 1,000 รายการและเกือบ 400 หลุมฉีด

ในปี 2559 แหล่งผลิตน้ำมันได้ 5% ของการผลิตน้ำมันทั้งหมดในรัสเซีย และในช่วง 5 เดือนแรกของปี 2560 มีการผลิตน้ำมันมากกว่า 10 ล้านตัน

ส่งงานที่ดีของคุณในฐานความรู้เป็นเรื่องง่าย ใช้แบบฟอร์มด้านล่าง

นักศึกษา นักศึกษาระดับบัณฑิตศึกษา นักวิทยาศาสตร์รุ่นเยาว์ที่ใช้ฐานความรู้ในการศึกษาและการทำงานจะขอบคุณอย่างยิ่ง

โฮสต์ที่ http://www.allbest.ru/

บทนำ

1 ลักษณะทางธรณีวิทยาของทุ่ง Priobskoye

1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับสนาม

1.2 ส่วนการพิมพ์หิน

1.3 โครงสร้างเปลือกโลก

1.4 ปริมาณน้ำมัน

1.5 ลักษณะอ่างเก็บน้ำ

1.6 ลักษณะของชั้นหินอุ้มน้ำ

1.7 คุณสมบัติทางกายภาพและเคมีของของไหลในชั้นหิน

1.8 การประมาณการสำรองน้ำมัน

1.8.1 น้ำมันสำรอง

2. ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนาเขต Priobskoye

2.1 พลวัตของตัวชี้วัดหลักของการพัฒนาเขต Priobskoye

2.2 การวิเคราะห์ตัวบ่งชี้การพัฒนาทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลัก

2.3 คุณสมบัติการพัฒนาที่ส่งผลต่อการใช้งานที่ดี

3. วิธีการประยุกต์ในการฟื้นฟูน้ำมันที่เพิ่มขึ้น

3.1 การเลือกวิธีผลกระทบต่อแหล่งกักเก็บน้ำมัน

3.2 เกณฑ์การบังคับใช้ทางธรณีวิทยา - กายภาพ วิธีการต่างๆผลกระทบที่สนาม Priobskoye

3.2.1 น้ำท่วม

3.3 วิธีการมีอิทธิพลต่อบริเวณก้นหลุมของบ่อเพื่อกระตุ้นการผลิตน้ำมัน

3.3.1 การบำบัดด้วยกรด

3.3.2 การแตกหักด้วยไฮดรอลิก

3.3.3 การปรับปรุงประสิทธิภาพการเจาะ

บทสรุป

บทนำ

อุตสาหกรรมน้ำมันเป็นหนึ่งในองค์ประกอบที่สำคัญที่สุดของเศรษฐกิจรัสเซีย ซึ่งส่งผลกระทบโดยตรงต่อการสร้างงบประมาณของประเทศและการส่งออก

สถานะ ฐานทรัพยากรคอมเพล็กซ์น้ำมันและก๊าซเป็นปัญหาที่ร้ายแรงที่สุดในปัจจุบัน ทรัพยากรน้ำมันค่อยๆ หมดลง ทุ่งนาจำนวนมากอยู่ในขั้นตอนสุดท้ายของการพัฒนาและมีปริมาณน้ำลดลงเป็นจำนวนมาก ดังนั้น ภารกิจเร่งด่วนและสำคัญที่สุดคือการค้นหาและนำไปใช้ในทุ่งนาที่อายุน้อยและมีแนวโน้มดี หนึ่งในนั้น ซึ่งเป็นเขต Priobskoye (ในแง่ของเงินสำรองเป็นหนึ่งในเงินฝากที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซีย)

ปริมาณสำรองน้ำมันที่ได้รับอนุมัติจาก State Reserve Commission สำหรับหมวด C 1 จำนวน 1827.8 ล้านตัน กู้คืนได้ 565.0 ล้านตัน ด้วยปัจจัยการกู้คืนน้ำมันที่ 0.309 โดยคำนึงถึงปริมาณสำรองในเขตกันชนใต้ที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำ Ob และ Bolshoi Salym

ยอดคงเหลือของน้ำมันหมวด C 2 อยู่ที่ 524,073 พันตัน สามารถกู้คืนได้ - 48,970,000 ตัน โดยมีปัจจัยการกู้คืนน้ำมัน 0.093

ฟิลด์ Priobskoye มีลักษณะเฉพาะหลายประการ:

ขนาดใหญ่ หลายชั้น มีเอกลักษณ์เฉพาะในแง่ของปริมาณสำรองน้ำมัน

ไม่สามารถเข้าถึงได้โดยมีลักษณะเป็นแอ่งน้ำที่สำคัญในฤดูใบไม้ผลิและฤดูร้อนพื้นที่ส่วนใหญ่ถูกน้ำท่วมด้วยน้ำท่วม

แม่น้ำออบไหลผ่านทุ่งนา แบ่งเป็นฝั่งขวาและฝั่งซ้าย

ฟิลด์นี้มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันไกลโพ้นที่มีประสิทธิผล การก่อตัว AC10, AC11, AC12 เป็นที่สนใจของอุตสาหกรรม แหล่งสะสมของขอบฟ้า AC10 และ AC11 นั้นให้ผลผลิตปานกลางและต่ำ และ AC12 นั้นให้ผลผลิตต่ำอย่างผิดปกติ การหาประโยชน์จากรูปแบบ AC12 ควรแยกออกมาเป็นปัญหาการพัฒนาที่แยกจากกัน เนื่องจาก อ่างเก็บน้ำ AC12 ยังเป็นอ่างเก็บน้ำที่สำคัญที่สุดในแง่ของปริมาณสำรองอีกด้วย ลักษณะนี้บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ในการพัฒนาพื้นที่โดยไม่ส่งผลกระทบต่อชั้นการผลิตอย่างแข็งขัน

วิธีหนึ่งในการแก้ปัญหานี้คือการดำเนินการตามมาตรการเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมัน

1 . ลักษณะทางธรณีวิทยาPriobskyสถานที่เกิด

1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับสนาม

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ในเขต Khanty-Mansiysk ของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ของภูมิภาค Tyumen

พื้นที่ทำงานตั้งอยู่ 65 กม. ทางตะวันออกของเมือง Khanty-Mansiysk ห่างจากเมือง Nefteyugansk ไปทางทิศตะวันตก 100 กม. ปัจจุบันพื้นที่ดังกล่าวเป็นพื้นที่ที่มีการพัฒนาทางเศรษฐกิจมากที่สุดแห่งหนึ่งใน เขตปกครองตนเองซึ่งเป็นไปได้เนื่องจากการเติบโตของปริมาณการสำรวจและการผลิตน้ำมัน

พื้นที่ใกล้เคียงที่ใหญ่ที่สุดที่กำลังพัฒนาคือ: Salymskoye ซึ่งอยู่ห่างออกไป 20 กม. ทางทิศตะวันออก Prirazlomnoye ซึ่งตั้งอยู่ในบริเวณใกล้เคียง Pravdinskoye ซึ่งอยู่ห่างออกไป 57 กม. ทางตะวันออกเฉียงใต้

ท่อส่งก๊าซ Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk และท่อส่งน้ำมัน Ust-Balyk-Omsk ผ่านไปทางตะวันออกเฉียงใต้ของสนาม

ทางตอนเหนือของพื้นที่ Priobskaya ตั้งอยู่ภายในที่ราบน้ำท่วมถึง Ob ซึ่งเป็นที่ราบลุ่มน้ำขนาดเล็กที่มีการสะสมของเงินฝากควอเตอร์นารีที่ค่อนข้างใหญ่ เครื่องหมายนูนสัมบูรณ์อยู่ที่ 30-55 ม. ภาคใต้ของพื้นที่โน้มไปทางที่ราบลุ่มน้ำราบที่ระดับระเบียงที่สอง รูปแบบเด่นชัดการพังทลายของแม่น้ำและการสะสม เครื่องหมายสัมบูรณ์ที่นี่คือ 46-60 ม.

เครือข่ายอุทกศาสตร์แสดงโดยช่อง Maly Salym ซึ่งไหลไปในทิศทาง sublatitudinal ทางตอนเหนือของพื้นที่และในบริเวณนี้เชื่อมต่อกันด้วยช่องทางเล็ก ๆ ของ Malaya Berezovskaya และ Pola ที่มีช่อง Ob ขนาดใหญ่และไหลเต็ม Bolshoi Salym แม่น้ำออบเป็นแม่น้ำสายหลักของภูมิภาค Tyumen มีทะเลสาบจำนวนมากในภูมิภาคนี้ซึ่งใหญ่ที่สุดคือทะเลสาบ Olevashkina, ทะเลสาบ Karasye, ทะเลสาบ Okunevoe หนองน้ำไม่สามารถผ่านได้ กลายเป็นน้ำแข็งภายในสิ้นเดือนมกราคม และเป็นอุปสรรคสำคัญต่อการเคลื่อนตัวของยานพาหนะ

ภูมิอากาศของภูมิภาคนี้มีลักษณะแบบทวีปที่รุนแรงโดยมีฤดูหนาวที่ยาวนานและฤดูร้อนที่สั้น ฤดูหนาวอากาศหนาวจัดและมีหิมะตก เดือนที่หนาวที่สุดของปีคือมกราคม (อุณหภูมิเฉลี่ยรายเดือนอยู่ที่ -19.5 องศาเซลเซียส) อุณหภูมิต่ำสุดที่แน่นอนคือ -52 องศาเซลเซียส อุณหภูมิที่อบอุ่นที่สุดคือเดือนกรกฎาคม (อุณหภูมิเฉลี่ยรายเดือนคือ +17 องศาเซลเซียส) อุณหภูมิสูงสุดที่แน่นอนคือ +33 องศาเซลเซียส ปริมาณน้ำฝนรายปีเฉลี่ยอยู่ที่ 500-550 มม. ต่อปี โดยมีจำนวนลดลง 75% ในฤดูร้อน หิมะปกคลุมถูกสร้างขึ้นในช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคมและดำเนินต่อไปจนถึงต้นเดือนมิถุนายน ความหนาของหิมะปกคลุมอยู่ระหว่าง 0.7 ม. ถึง 1.5-2 ม. ความลึกของการแช่แข็งของดินคือ 1-1.5 ม.

พื้นที่ที่พิจารณามีลักษณะเป็นดินเหนียวพอซโซลิกในบริเวณที่ค่อนข้างสูง และดินร่วนปนทรายและดินพรุในพื้นที่ชุ่มน้ำ ภายในที่ราบลุ่มน้ำของระเบียงแม่น้ำส่วนใหญ่เป็นทราย บางครั้งก็เป็นดินเหนียว โลกของผักหลากหลาย ป่าสนและป่าเบญจพรรณมีชัย

พื้นที่ตั้งอยู่ในเขตที่เกิดการแยกตัวของพื้นผิวใกล้พื้นผิวและทิ้งหินเพอร์มาฟรอสต์ ดินแช่แข็งใกล้พื้นผิวอยู่บนแหล่งต้นน้ำใต้พรุพรุ ความหนาของมันถูกควบคุมโดยระดับน้ำใต้ดินและสูงถึง 10-15 ม. อุณหภูมิคงที่และใกล้เคียงกับ 0 องศาเซลเซียส

ในดินแดนที่อยู่ติดกัน (ยังไม่มีการศึกษาหินแช่แข็งที่สนาม Priobskoye) ดินเยือกแข็งเกิดขึ้นที่ระดับความลึก 140-180 ม. (สนาม Lyantorskoye) ความหนาของชั้นดินเยือกแข็งอยู่ที่ 15-40 ม. ไม่มากไปกว่านั้น แช่แข็งมักจะต่ำกว่าดินเหนียวมากขึ้นส่วนหนึ่งของ Novomikhailovskaya และส่วนที่ไม่มีนัยสำคัญของห้องชุด Atlymskaya

การตั้งถิ่นฐานที่ใหญ่ที่สุดใกล้กับพื้นที่ทำงานมากที่สุดคือเมือง Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut และจากการตั้งถิ่นฐานขนาดเล็ก - หมู่บ้าน Seliyarovo, Sytomino, Lempino และอื่น ๆ

1.2 Lithostratigraphicกรีด

ส่วนทางธรณีวิทยาของแหล่งสะสม Priobskoye ประกอบด้วยชั้นหนา (มากกว่า 3000 ม.) ของตะกอนดินที่ปกคลุมชั้นตะกอนของยุค Meso-Cenozoic ซึ่งอยู่เหนือหินของคอมเพล็กซ์ก่อนยุคจูราสสิกซึ่งแสดงโดยเปลือกโลกที่ผุกร่อน

พรีจูราสสิค การศึกษา (Pz)

ในส่วนของลำดับก่อนยุคจูราสสิก จะแยกขั้นตอนโครงสร้างสองขั้นตอน ส่วนล่างซึ่งถูกกักขังอยู่ในเปลือกโลกที่รวมเข้าด้วยกันนั้นมีกราไฟต์-พอร์ไฟไรต์ที่เคลื่อนตัวอย่างรุนแรง หินกรวด และหินปูนที่แปรสภาพ ชั้นบนซึ่งระบุว่าเป็นคอมเพล็กซ์ระดับกลางประกอบด้วยตะกอนตะกอนไหลออกที่เคลื่อนตัวน้อยกว่าอายุ Permian-Triassic ที่มีความหนาสูงสุด 650 ม.

ระบบจูราสสิค (J)

ระบบจูราสสิคแสดงโดยทั้งสามส่วน: ล่าง กลาง และบน

ประกอบด้วยรูปแบบ Tyumen (J1+2), Abalak และ Bazhenov (J3)

เงินฝาก Tyumenการก่อตัวเกิดขึ้นที่ฐานของตะกอนปกคลุมบนโขดหินของเปลือกโลกที่ผุกร่อนด้วยความไม่สอดคล้องเชิงมุมและการแบ่งชั้นชั้นหินและแสดงด้วยองค์ประกอบที่ซับซ้อนของหินดินเหนียวที่มีองค์ประกอบหินทรายและดินเหนียว

ความหนาของเงินฝากของชุด Tyumen แตกต่างกันไปตั้งแต่ 40 ถึง 450 ม. ภายในแหล่งกักเก็บพบที่ความลึก 2806-2973 เมตร ตะกอนของการก่อตัวของ Tyumen นั้นซ้อนทับกันอย่างสอดคล้องกันโดยการสะสมของ Upper Jurassic ของ Abalak และ Bazhenov Formations อบาลักสกายาชุดประกอบด้วยสีเทาเข้มถึงดำ หินโคลนกลาโคไนต์ที่เป็นปูนในท้องถิ่น มีหินตะกอนแทรกซ้อนที่ส่วนบนของส่วน ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 17 ถึง 32 ม.

เงินฝาก บาเชนอฟการก่อตัวจะแสดงโดยอาร์จิลไลต์สีเทาเข้มเกือบดำและบิทูมินัสที่มีการแทรกซึมของอาร์จิลไลต์ปนทรายเล็กน้อยและหินอินทรีย์ - อาร์จิลเลเซียส - คาร์บอเนต ความหนาของห้องชุด 26-38 ม.

ระบบชอล์ก (K)

เงินฝากของระบบครีเทเชียสได้รับการพัฒนาทุกที่และแสดงโดยส่วนบนและส่วนล่าง

ห้องชุด Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov และ Khanty-Mansi แตกต่างจากล่างขึ้นบน และห้องชุด Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov และ Gankin มีความโดดเด่นในส่วนบน

ส่วนล่าง อัคสกอยการก่อตัว (K1g) ส่วนใหญ่แสดงโดยหินโคลนที่มีชั้นหินตะกอนและหินทรายบาง ๆ รองลงมารวมกันในลำดับ Achimov

ในส่วนบนของ Akh Formation สมาชิกสูงอายุของดินเหนียวสีเทาเข้มที่เจือปนอย่างประณีตบรรจงเข้าหาดินเหนียวสีเทาของพิม

ความหนารวมของการก่อตัวแตกต่างกันไปจากตะวันตกไปตะวันออกจาก 35 ถึง 415 ม. ในส่วนที่อยู่ทางทิศตะวันออก กลุ่มของชั้น BS1-BS12 ถูกจำกัดอยู่ในชั้นนี้

กรีด Cherkashin suite (K1g-br) แสดงโดยการสลับจังหวะของดินเหนียวสีเทา หินตะกอน และหินทรายปนทราย ส่วนหลังในทุ่งนาและหินทรายมีน้ำมันในเชิงพาณิชย์และโดดเด่นในชั้น AC7, AC9, AC10, AC11, AC12

ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 290 ถึง 600 ม.

ด้านบนเป็นดินเหนียวสีเทาเข้มถึงดำ alymห้องสวีท (K1a) ในส่วนบนที่มีหินโคลนบิทูมินัส interlayers ในส่วนล่าง - หินตะกอนและหินทราย ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 190 ถึง 240 ม. ดินเหนียวเป็นดินปกคลุมระดับภูมิภาคสำหรับการสะสมของไฮโดรคาร์บอนทั่วทั้งภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Sredneobskaya

วิคูลอฟสกายา suite (K1a-al) ประกอบด้วยสองรูปแบบย่อย

ชั้นล่างเป็นดินเหนียวเป็นส่วนใหญ่ ชั้นบนเป็นดินเหนียวทรายที่มีหินทรายและหินตะกอนเด่นเป็นส่วนใหญ่ การก่อตัวมีลักษณะโดยการปรากฏตัวของเศษซากพืช ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 264 ม. ทางตะวันตกถึง 296 ม. ทางตะวันออกเฉียงเหนือ

คันตี-มันซีสค์ห้องชุด (K1a-2s) เป็นตัวแทนของหินทราย-argillaceous ที่ไม่สม่ำเสมอโดยมีความโดดเด่นของอดีตในส่วนบนของส่วน โขดหินของห้องชุดมีลักษณะเฉพาะด้วยเศษซากคาร์บอนจำนวนมาก ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 292 ถึง 306 ม.

Uvatskayaห้องชุด (K2s) จะแสดงด้วยทราย หินตะกอน และหินทรายที่มืดครึ้มไม่สม่ำเสมอ การก่อตัวมีลักษณะโดยการปรากฏตัวของซากพืชที่ไหม้เกรียมและเฟอร์รูจินัส เศษคาร์บอนและสีเหลืองอำพัน ความหนาของชั้นหินคือ 283-301 ม.

Bertsovskayaการก่อตัว (K2k-st-km) แบ่งออกเป็นสองรูปแบบย่อย ชั้นล่างประกอบด้วยดินเหนียว มอนต์มอเรลโลไนต์สีเทา มีชั้นคล้ายโอโปก้า มีความหนาตั้งแต่ 45 ถึง 94 ม. และส่วนบนแสดงด้วยสีเทา สีเทาเข้ม ดินเหนียว ดินทราย หนา 87-133 ม.

กันคินสกายาห้องชุด (K2mP1d) ประกอบด้วยดินเหนียวสีเทา สีเทาแกมเขียว กลายเป็นมาร์ลที่มีเมล็ดกลูโคไนต์และสารไซด์ไรต์ ความหนาของมันคือ 55-82m.

ระบบพาลีโอจีน (P2)

ระบบ Paleogene ประกอบด้วยหินของการก่อตัวของ Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky และ Turtas สามอันดับแรกเป็นเงินฝากทางทะเลส่วนที่เหลือเป็นทวีป

Talitskayaการก่อตัวประกอบด้วยชั้นของดินเหนียวสีเทาเข้ม ปนทรายในบางพื้นที่ มีซากพืชและเกล็ดปลา ความหนาของชั้นหินคือ 125-146 ม.

Lyulinvorskayaชุดนี้มีดินเหนียวสีเขียวอมเหลืองในส่วนล่างของส่วน opocoid กับ interlayers ของขวด ความหนาของการก่อตัวคือ 200-363 ม.

Tavdinskayaห้องชุดที่เติมเต็มส่วนของ Marine Paleogene นั้นประกอบด้วยดินเหนียวสีเทา สีเทาอมฟ้า และมีหินตะกอนแทรกอยู่ ความหนาของห้องชุด 160-180 ม.

Atlymskayaการก่อตัวประกอบด้วยตะกอนลุ่มน้ำ - น้ำทะเลจากทวีปยุโรป ซึ่งประกอบด้วยทราย สีเทาถึงขาว ควอตซ์ส่วนใหญ่มีชั้นของถ่านหินสีน้ำตาล ดินเหนียว และหินตะกอน ความหนาของห้องชุด 50-60 ม.

Novomikhaylovskayaสวีท - แสดงโดยการผสมผสานที่ไม่สม่ำเสมอของสีเทาเม็ดเล็กละเอียดเม็ดทรายควอตซ์เฟลด์สปาร์ด้วยดินเหนียวสีเทาและสีน้ำตาลอมเทาและหินตะกอนที่มีชั้นของทรายและถ่านหินสีน้ำตาล ความหนาของการก่อตัวไม่เกิน 80 ม.

Turtasskayaห้องสวีทประกอบด้วยดินเหนียวสีเทาอมเขียวและหินตะกอน ปูเตียงบางๆ ที่มีไดอะตอมไมต์และทรายควอทซ์-กลูโคไนต์ ความหนาของห้องชุด 40-70 ม.

ระบบควอเทอร์นารี (Q)

มันมีอยู่ทุกหนทุกแห่งและแสดงในส่วนล่างโดยการสลับของทราย, ดินเหนียว, ดินร่วนปนและดินร่วนปนทราย, ในส่วนบน - โดยบึงและทะเลสาบ - ตะกอน, ดินร่วนและดินร่วนปนทราย ความหนารวม 70-100 ม.

1.3 เปลือกโลกโครงสร้าง

โครงสร้าง Ob ตั้งอยู่ในเขตชุมทางของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, megatrough Lyaminsky และกลุ่มยกระดับ Salym และ West Lempa โครงสร้างของลำดับที่หนึ่งนั้นซับซ้อนโดยการยกตัวของลำดับที่สองที่มีรูปร่างเหมือนบวมและรูปโดมและแยกโครงสร้างแอนติคลินัลในท้องถิ่นซึ่งเป็นเป้าหมายของการสำรวจและสำรวจน้ำมันและก๊าซ

แผนผังโครงสร้างที่ทันสมัยของชั้นใต้ดินก่อนยุคจูราสสิกได้รับการศึกษาจากขอบฟ้าที่สะท้อน "A" บนแผนที่โครงสร้างตามขอบฟ้าสะท้อนแสง "A" องค์ประกอบโครงสร้างทั้งหมดจะแสดงขึ้น ทางตะวันตกเฉียงใต้ของภูมิภาค - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, Svetloye uplifts ในภาคตะวันตกเฉียงเหนือ - East Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye ทำให้ความลาดชันทางทิศตะวันออกของโซนยกระดับ West Lempinskaya ซับซ้อน ในภาคกลาง - ราง West Sakhalin ทางตะวันออกของ Gorshkov และ Sakhalin ยกระดับทำให้ Sredne-Lyamin บวมและจมูกโครงสร้าง Sakhalin ซับซ้อนตามลำดับ

บนขอบฟ้าสะท้อนแสง "Db" ซึ่งถูกกักขังไว้ที่ด้านบนสุดของสมาชิก Bystrinskaya การยกรูปโดม Priobskoe การยกคลื่นความถี่ต่ำ West Priobskoe โครงสร้าง West Sakhalinskaya โครงสร้าง Novoobskaya ทางทิศตะวันตกของพื้นที่ มีการยกน้ำหนักคันตี-มณี ทางเหนือของลิฟต์ Priobsky ลิฟต์ในพื้นที่ของ Light มีความโดดเด่น ทางตอนใต้ของทุ่งในบริเวณบ่อน้ำ 291 การยกที่ไม่ระบุชื่อมีความโดดเด่นตามเงื่อนไข โซนยกระดับตะวันออกของเซลิยารอฟสกายาในพื้นที่ศึกษาถูกระบุโดยไอโซไฮป์แผ่นดินไหวแบบเปิด - 2280 ม. ใกล้บ่อน้ำ 606 สามารถตรวจสอบโครงสร้างภาพสามมิติที่มีแอมพลิจูดต่ำได้ พื้นที่เซลิยารอฟสกายาถูกปกคลุมด้วยเครือข่ายโปรไฟล์คลื่นไหวสะเทือนเบาบาง บนพื้นฐานของโครงสร้างเชิงบวกที่สามารถคาดการณ์ได้ตามเงื่อนไข การยกของ Selyarovskoe ได้รับการยืนยันโดยแผนโครงสร้างตามแนวขอบฟ้าสะท้อน "B" เนื่องจากการสำรวจพื้นที่ทางตะวันตกของพื้นที่ไม่ดีนัก การสำรวจคลื่นไหวทางทิศเหนือของโครงสร้าง Seliyarovskaya จึงมีความแตกต่างกันตามอัตภาพการยกระดับแบบไม่มีชื่อรูปโดม

1.4 ปริมาณน้ำมัน

ที่ทุ่ง Priobskoye ระยะรับน้ำมันครอบคลุมตะกอนที่ปกคลุมตะกอนที่มีความหนามากตั้งแต่ยุคจูราสสิกตอนกลางถึงยุค Aptian และมากกว่า 2.5 กม.

การไหลเข้าของน้ำมันที่ไม่ใช่อุตสาหกรรมและแกนกลางที่มีสัญญาณของไฮโดรคาร์บอนได้มาจากการสะสมของ Tyumen (รูปแบบ Yu 1 และ Yu 2) และ Bazhenov (รูปแบบ Yu 0) เนื่องจากวัสดุทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ที่มีอยู่มีจำกัด โครงสร้างของแหล่งสะสมยังไม่ได้รับการพิสูจน์อย่างเพียงพอจนถึงปัจจุบัน

ความสามารถในการรองรับน้ำมันเชิงพาณิชย์ได้รับการจัดตั้งขึ้นในรูปแบบ Neocomian ของกลุ่ม AS โดยที่ 90% ของปริมาณสำรองที่สำรวจกระจุกตัวอยู่ ชั้นการผลิตหลักอยู่ระหว่างหน่วยดินเหนียว Pimskaya และ Bystrinskaya ตะกอนถูกกักขังอยู่ในเนื้อทรายแม่และเด็กที่เกิดขึ้นในชั้นและตะกอนคลีโนฟอร์มของ Neocomian ซึ่งไม่ได้ควบคุมโดยแผนโครงสร้างที่ทันสมัยและกำหนดโดยการปรากฏตัวของอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผลในส่วนเท่านั้น การไม่มีน้ำในชั้นหินในส่วนที่มีประสิทธิผลของส่วนนี้ในระหว่างการทดสอบหลายๆ ครั้งพิสูจน์ว่าการสะสมของน้ำมันที่เกี่ยวข้องกับชั้นของชุดเหล่านี้นั้นถูกปิดโดยตัวเลนส์แม่และเด็กซึ่งเต็มไปด้วยน้ำมัน และโครงร่างของตะกอนสำหรับชั้นทรายแต่ละชั้นจะถูกกำหนดโดย ขอบเขตของการกระจาย ข้อยกเว้นคืออ่างเก็บน้ำ AC 7 ซึ่งได้น้ำที่ก่อตัวขึ้นจากเลนส์ทรายที่เต็มไปด้วยน้ำ

ในส่วนของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล มีการระบุวัตถุโดยประมาณ 9 รายการ: 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. เงินฝากของชั้น AC 7, AC 9 ไม่ใช่ดอกเบี้ยอุตสาหกรรม

ลักษณะทางธรณีวิทยาแสดงในรูปที่1.1

1.5 ลักษณะเฉพาะมีประสิทธิผลชั้น

ปริมาณสำรองน้ำมันหลักที่แหล่ง Priobskoye นั้นกระจุกตัวอยู่ในแหล่งแร่นีโอโคเมียน ลักษณะเฉพาะของโครงสร้างทางธรณีวิทยาของตะกอนที่เกี่ยวข้องกับหินนีโอโคเมียนคือ พวกมันมีโครงสร้างแบบเมกะครอส (mega-cross-layered) เนื่องจากการก่อตัวภายใต้เงื่อนไขของการเติมด้านข้างของแอ่งน้ำลึกพอสมควร (300-400 เมตร) เนื่องจากการกำจัดสิ่งที่เป็นอันตราย วัสดุที่น่ากลัวจากตะวันออกและตะวันออกเฉียงใต้ การก่อตัวของหินตะกอน Neocomian mega-complex เกิดขึ้นในชุดของสภาพบรรพชีวินวิทยาทั้งหมด: การตกตะกอนของทวีป, ชายฝั่งทะเล, หิ้ง, และการตกตะกอนช้ามากในทะเลลึกเปิด

ขณะที่เราเคลื่อนตัวจากตะวันออกไปตะวันตก มีความลาดชัน (เทียบกับการก่อตัวของ Bazhenov ซึ่งเป็นเกณฑ์มาตรฐานระดับภูมิภาค) ของทั้งชุดดินเหนียวปรุงรส (เกณฑ์มาตรฐานเชิงเขต) และหินทรายตะกอนที่อยู่ระหว่างพวกเขา

ตามการกำหนดโดยผู้เชี่ยวชาญของ ZapSibNIGNI เกี่ยวกับสัตว์และละอองเกสรของสปอร์ซึ่งเลือกจากดินเหนียวในช่วงเวลาที่เกิดของสมาชิก Pimsk อายุของเงินฝากเหล่านี้กลายเป็น Hauterivian ทุกชั้นที่อยู่เหนือตัวพิมสค์ จัดทำดัชนีเป็นกลุ่มของ AS ดังนั้น ที่สนาม Priobskoye การก่อตัวของ BS 1-5 ได้รับการจัดทำดัชนีใหม่เป็น AS 7-12

เมื่อคำนวณปริมาณสำรองในกลุ่มเมกะคอมเพล็กซ์ของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล พบว่ามี 11 ชั้นที่มีประสิทธิผล: AC12/3, AC12/1-2, AC12/0, AC11/2-4, AC11/1, AC11/0, AC10/ 2-3, AC10/1, AC10/0, AC9, AC7.

อ่างเก็บน้ำ AS 12 ตั้งอยู่ที่ฐานของเมกะคอมเพล็กซ์และเป็นส่วนที่ลึกที่สุดในแง่ของการก่อตัว สามชั้น AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0 ถูกระบุในองค์ประกอบซึ่งแยกออกจากกันโดยดินเหนียวที่ค่อนข้างสม่ำเสมอทั่วพื้นที่ส่วนใหญ่ซึ่งมีความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 4 ถึง 10 ม. .

การสะสมของรูปแบบ AS 12/3 ถูกจำกัดไว้ที่องค์ประกอบ monoclinal (จมูกที่มีโครงสร้าง) ซึ่งจะมีการบันทึกการยกตัวของแอมพลิจูดต่ำและการกดอากาศที่มีโซนการเปลี่ยนแปลงระหว่างพวกมัน

แหล่งแร่หลัก AS12/3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2620-2755 เมตร และได้รับการปกป้องจากทุกด้านของหิน ในแง่ของพื้นที่ มันตรงบริเวณกลางคล้ายระเบียง ส่วนสูงที่สุดของโครงสร้างจมูก และจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันมีตั้งแต่ 12.8 ม. ถึง 1.4 ม. อัตราการไหลของน้ำมันอยู่ในช่วง 1.02 ม. 3 /วัน, Hd=1239m ถึง 7.5 m 3 /วันที่ Hd=1327m. ขนาดของตะกอนที่กรองด้วยหินคือ 25.5 กม. x 7.5 กม. ความสูง 126 ม.

แหล่งสะสม AS 12/3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2640-2707 ม. และจำกัดอยู่ที่การยกตัวของท้องถิ่น Khanty-Mansiysk และโซนของการทรุดตัวทางทิศตะวันออก อ่างเก็บน้ำถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนเปลี่ยนอ่างเก็บน้ำ อัตราการผลิตน้ำมันต่ำและปริมาณ 0.4-8.5 ม. 3 ต่อวัน ในระดับไดนามิกต่างๆ เครื่องหมายสูงสุดในซุ้มประตูถูกกำหนดไว้ที่ -2640 ม. และต่ำสุดที่ (-2716 ม.) ขนาดของเงินฝากคือ 18 คูณ 8.5 กม. สูง 76 ม. ประเภทนี้ได้รับการป้องกันทางหิน

เงินฝากหลัก AS12/1-2 เป็นเงินฝากที่ใหญ่ที่สุดในภาคสนาม เปิดเผยที่ระดับความลึก 2536-2728 ม. มันถูกกักขังอยู่ใน monocline ที่ซับซ้อนโดยการยกตัวในท้องถิ่นของแอมพลิจูดขนาดเล็กที่มีโซนการเปลี่ยนแปลงระหว่างพวกเขา สามด้าน โครงสร้างถูก จำกัด ด้วยหน้าจอ lithological และเฉพาะในภาคใต้ (ไปยัง Vostochno-Frolovskaya พื้นที่) อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา ความหนาที่อิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ถึง 40.6 ม. ในขณะที่โซนที่มีความหนาสูงสุด (มากกว่า 12 ม.) ครอบคลุมพื้นที่ส่วนกลางของแหล่งสะสมและทางทิศตะวันออก ขนาดของตะกอนที่กรองด้วยหินคือ 45 กม. คูณ 25 กม. ความสูง 176 ม.

ในรูปแบบ AS 12/1-2 พบตะกอน 7.5 คูณ 7 กม. สูง 7 ม. และ 11 คูณ 4.5 กม. สูง 9 ม. เงินฝากทั้งสองชนิดเป็นแบบคัดกรองทางหิน

รูปแบบ AC 12/0 มีเขตพัฒนาที่เล็กกว่า เงินฝากหลัก AS 12/0 เป็นรูปแม่และเด็กที่เน้นจากตะวันตกเฉียงใต้ไปทางตะวันออกเฉียงเหนือ ขนาดของมันคือ 41 x 14 กม. ความสูง 187 ม. อัตราน้ำมันแตกต่างกันไปจากสองสาม m 3 / วันที่ระดับไดนามิกสูงถึง 48 m 3 / วัน

ขอบฟ้า AS 12 เกิดจากชั้นหินดินเหนียวหนา (สูงถึง 60 ม.)

เหนือส่วนนี้มีหน่วยของชั้นที่มีประสิทธิผล AS 11 ซึ่งรวมถึง AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4 สามตัวสุดท้ายรวมกันเป็นวัตถุที่นับได้ชิ้นเดียวซึ่งมีโครงสร้างที่ซับซ้อนมากทั้งในแง่ของส่วนและพื้นที่ ในเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำซึ่งเคลื่อนเข้าหาพื้นที่ใกล้น้ำ ความหนาขอบฟ้าที่สำคัญที่สุดมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นไปทางตะวันออกเฉียงเหนือ (สูงสุด 78.6 ม.) ทางตะวันออกเฉียงใต้ ขอบฟ้านี้แสดงโดยรูปแบบ AS 11/2 เท่านั้น ในส่วนกลาง - โดยรูปแบบ AS 11/3 ทางทิศเหนือ - โดยรูปแบบ AS 11/2-4

เงินฝากหลัก AS11/1 เป็นเงินฝากที่ใหญ่เป็นอันดับสองในเขต Priobskoye เลเยอร์ AC11/1 ได้รับการพัฒนาในการยกตัวคล้ายคลื่นใกล้เส้นเมอริเดียน ซึ่งทำให้โมโนไคลน์มีความซับซ้อน เงินฝากทั้งสามด้านถูก จำกัด ด้วยเขตดินเหนียวและทางใต้จะมีการวาดขอบเขตตามเงื่อนไข ขนาดของเงินฝากหลักคือ 48 คูณ 15 กม. สูง 112 ม. อัตราน้ำมันแตกต่างกันไปจาก 2.46 ม. 3 / วันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. ถึง 11.8 ม. 3 / วัน

อ่างเก็บน้ำ AS 11/0 ถูกระบุว่าเป็นวัตถุแม่และเด็กที่แยกได้ทางตะวันออกเฉียงเหนือและใต้ ความหนาตั้งแต่ 8.6 ม. ถึง 22.8 ม. การฝากครั้งแรกมีขนาด 10.8 x 5.5 กม. ครั้งที่สอง 4.7 x 4.1 กม. เงินฝากทั้งสองชนิดมีการป้องกันทางหิน มีลักษณะการไหลของน้ำมันตั้งแต่ 4 ถึง 14 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก ขอบฟ้า AC 10 ถูกค้นพบโดยหลุมเกือบทั้งหมด และประกอบด้วยสามชั้น AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0

แหล่ง AS 10/2-3 หลักถูกค้นพบที่ความลึก 2427-2721 ม. และตั้งอยู่ทางตอนใต้ของฝาก ประเภทของเงินฝากได้รับการคัดกรองทาง lithologically ขนาด 31 x 11 กม. ความสูงสูงสุด 292 ม. ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันมีตั้งแต่ 15.6 ม. ถึง 0.8 ม.

พบเงินฝากหลัก AS10/1 ที่ความลึก 2374-2492 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 38 x 13 กม. ความสูงสูงสุด 120 ม. ขอบเขตด้านใต้วาดแบบมีเงื่อนไข ความหนาของน้ำมันอิ่มตัวแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 11.8 ม. การไหลของน้ำมันปราศจากน้ำอยู่ในช่วง 2.9 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1064 ม. ถึง 6.4 ม. 3 ต่อวัน

ส่วนของการก่อตัว AS 10 นั้นเสร็จสมบูรณ์โดยการสร้างที่มีประสิทธิผล AS 10/0 ซึ่งภายในซึ่งมีการระบุแหล่งสะสมสามแห่ง ซึ่งอยู่ในรูปของห่วงโซ่ของการปะทะใต้น้ำ

ขอบฟ้า AC 9 มีการกระจายอย่าง จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของโซน Fascial ที่แยกจากกันซึ่งตั้งอยู่ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือและตะวันออกของโครงสร้างตลอดจนในพื้นที่ของการทรุดตัวทางตะวันตกเฉียงใต้

การสะสมของผลผลิต Neocomian เสร็จสมบูรณ์โดยชั้น AC 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคในการกระจายของแหล่งน้ำมันและน้ำ

แหล่งฝากทางทิศตะวันออกที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่ถูกค้นพบที่ความลึก 2291-2382 ม. มันถูกวางจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนือ ปริมาณน้ำมันไหลเข้า 4.9-6.7 ม. 3 ต่อวัน ที่ระดับไดนามิก 1359-875 ม. ความหนาของน้ำมันอิ่มตัวแตกต่างกันไปจาก 0.8 ถึง 67.8 ม. ขนาดของตะกอนคือ 46 x 8.5 กม. ความสูง 91 ม.

มีการค้นพบเงินฝากทั้งหมด 42 แห่งภายในสนาม เงินฝากหลักในรูปแบบ AS 12/1-2 (1018 กม. 2) มีพื้นที่สูงสุด ขั้นต่ำ (10 กม. 2) คือเงินฝากในรูปแบบ AS 10/1

ตารางสรุปพารามิเตอร์อ่างเก็บน้ำภายใน สถานที่ปฏิบัติงาน

ตาราง 1.1

ความลึก m	ความหนาเฉลี่ย	เปิด ความพรุน %	ความอิ่มตัวของน้ำมัน..%	ค่าสัมประสิทธิ์ ความดื้อรั้น	สูญเสียอวัยวะ

แหล่งกักเก็บน้ำมันแหล่งผลิตทางธรณีวิทยา

1.6 ลักษณะเฉพาะชั้นหินอุ้มน้ำคอมเพล็กซ์

สนาม Priobskoye เป็นส่วนหนึ่งของระบบอุทกพลศาสตร์ของลุ่มน้ำบาดาลไซบีเรียตะวันตก ลักษณะเฉพาะของมันคือการปรากฏตัวของดินเหนียวที่ทนต่อน้ำของ Oligocene-Turon ซึ่งมีความหนาถึง 750 ม. แบ่งส่วน Meso-Cenozoic ออกเป็นพื้นอุทกธรณีวิทยาด้านบนและด้านล่าง

ชั้นบนเป็นการรวมตะกอน Turonian-Quaternary และมีลักษณะเป็นการแลกเปลี่ยนน้ำฟรี ในแง่อุทกพลศาสตร์ พื้นเป็นชั้นหินอุ้มน้ำ ซึ่งน้ำใต้ดินและน้ำในชั้นต่าง ๆ เชื่อมต่อกัน

องค์ประกอบของขั้นตอนอุทกธรณีวิทยาตอนบนประกอบด้วยชั้นหินอุ้มน้ำสามชั้น:

1- ชั้นหินอุ้มน้ำควอเทอร์นารี;

2 - ชั้นหินอุ้มน้ำของเงินฝาก Novomikhailovsky;

3 - ชั้นหินอุ้มน้ำของเงินฝาก Atlym

การวิเคราะห์เปรียบเทียบชั้นหินอุ้มน้ำแสดงให้เห็นว่าชั้นหินอุ้มน้ำ Atlym สามารถใช้เป็นแหล่งหลักของแหล่งน้ำภายในประเทศและแหล่งน้ำดื่มขนาดใหญ่จากส่วนกลาง อย่างไรก็ตาม เนื่องจากค่าใช้จ่ายในการดำเนินการลดลงอย่างมาก จึงสามารถแนะนำเส้นขอบฟ้าของ Novomikhailovsky ได้

ขั้นอุทกธรณีวิทยาตอนล่างแสดงโดยตะกอนซีโนมาเนียน-จูราสสิกและหินที่ถูกน้ำท่วมที่ส่วนบนของชั้นใต้ดินก่อนยุคจูราสสิก บน ลึกมากในสภาพแวดล้อมที่ยากลำบากและในบางสถานที่เกือบจะนิ่ง น้ำแร่ที่มีความร้อนสูงจะก่อตัวขึ้น ซึ่งมีความอิ่มตัวของก๊าซสูงและความเข้มข้นของธาตุที่เพิ่มขึ้น ชั้นล่างมีความโดดเด่นด้วยการแยกชั้นหินอุ้มน้ำจากปัจจัยทางธรรมชาติและภูมิอากาศของพื้นผิวที่เชื่อถือได้ คอมเพล็กซ์อุ้มน้ำสี่แห่งมีความโดดเด่นในส่วนนี้ คอมเพล็กซ์และ aquicludes ทั้งหมดสามารถตรวจสอบได้ในระยะทางที่พอสมควร แต่ในขณะเดียวกันก็สังเกตเห็นดินเหนียวของคอมเพล็กซ์ที่สองที่สนาม Priobskoye

น้ำบาดาลของคอมเพล็กซ์ Aptian-Cenomanian ใช้กันอย่างแพร่หลายสำหรับน้ำท่วมอ่างเก็บน้ำน้ำมันในภูมิภาค Middle Ob น้ำมีลักษณะการกัดกร่อนต่ำเนื่องจากไม่มีไฮโดรเจนซัลไฟด์และออกซิเจนอยู่ในน้ำ

1.7 ทางกายภาพและเคมีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำของเหลว

น้ำมันจากอ่างเก็บน้ำในรูปแบบการผลิต AC10, AC11 และ AC12 ไม่มีคุณสมบัติแตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญ ลักษณะของการเปลี่ยนแปลงคุณสมบัติทางกายภาพของน้ำมันเป็นเรื่องปกติสำหรับคราบสกปรกที่ไม่สามารถเข้าถึงพื้นผิวและล้อมรอบด้วยน้ำเล็กน้อย ในสภาวะกักเก็บน้ำมันที่มีความอิ่มตัวของก๊าซปานกลาง แรงดันอิ่มตัวจะต่ำกว่าแรงดันในถังเก็บ 1.5-2 เท่า (ระดับการหนีบแบบไขว้ในระดับสูง)

ข้อมูลการทดลองเกี่ยวกับความแปรปรวนของน้ำมันตามส่วนของโรงงานผลิตในพื้นที่บ่งชี้ถึงความแตกต่างเล็กน้อยของน้ำมันภายในแหล่งสะสม

น้ำมันของอ่างเก็บน้ำ AC10, AC11 และ AC12 อยู่ใกล้กัน น้ำมันที่เบากว่าในอ่างเก็บน้ำ AC11 ส่วนโมลาร์ของมีเทนในนั้นคือ 24.56% ปริมาณไฮโดรคาร์บอนทั้งหมด С2Н6 -С5Н12 คือ 19.85% น้ำมันจากการก่อตัวทั้งหมดมีลักษณะเด่นของบิวเทนปกติและเพนเทนเหนือไอโซเมอร์

ปริมาณไฮโดรคาร์บอนเบา CH4 - C5H12 ละลายในน้ำมัน degassed คือ 8.2-9.2%

ก๊าซปิโตรเลียมของการแยกมาตรฐานมีไขมันสูง (ปริมาณไขมันมากกว่า 50) ส่วนโมลของมีเทนในนั้นคือ 56.19 (ชั้น AS10) - 64.29 (ชั้น AS12) ปริมาณอีเทนน้อยกว่าโพรเพนมาก อัตราส่วน C2H6 / C3H8 คือ 0.6 ซึ่งเป็นเรื่องปกติสำหรับก๊าซที่สะสมอยู่ในน้ำมัน เนื้อหาทั้งหมดของบิวเทนคือ 8.1-9.6%, เพนเทน 2.7-3.2%, ไฮโดรคาร์บอนหนักС6Н14 + สูงกว่า 0.95-1.28% ปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์และไนโตรเจนมีน้อยประมาณ 1%

น้ำมันที่ขจัดแก๊สออกของรูปแบบทั้งหมดเป็นกำมะถัน พาราฟิน เรซินต่ำ มีความหนาแน่นปานกลาง

น้ำมันของอ่างเก็บน้ำ AC10 มีความหนืดปานกลางโดยมีเศษส่วนสูงถึง 350_C มากกว่า 55% น้ำมันของอ่างเก็บน้ำ AC11 และ AC12 มีความหนืดโดยมีเศษส่วนสูงถึง 350_C จาก 45% เป็น 54.9%

รหัสเทคโนโลยีสำหรับน้ำมันของรูปแบบ AS10-II T1P2, AS11 และ AS12-II T2P2

การประมาณค่าพารามิเตอร์ที่กำหนดโดยคุณลักษณะเฉพาะของน้ำมันและก๊าซได้ดำเนินการตามเงื่อนไขที่เป็นไปได้มากที่สุดสำหรับการรวบรวม การเตรียมและการขนส่งน้ำมันในภาคสนาม

เงื่อนไขการแยกมีดังนี้:

1 ขั้นตอน - แรงดัน 0.785 MPa อุณหภูมิ 10_C;

2 ขั้นตอน - แรงดัน 0.687 MPa อุณหภูมิ 30_C;

3 ขั้นตอน - แรงดัน 0.491 MPa อุณหภูมิ 40_C;

ด่าน 4 - แรงดัน 0.103 MPa อุณหภูมิ 40_C

การเปรียบเทียบค่าเฉลี่ยความพรุนและการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำชั้น AC10-AC12 ตามแกนและการบันทึก

ตาราง 1.2


					ตัวอย่าง

1.8 การประมาณการสำรองน้ำมัน

การประเมินปริมาณสำรองน้ำมันของแหล่ง Priobskoye ได้ดำเนินการโดยรวมสำหรับอ่างเก็บน้ำโดยไม่มีความแตกต่างจากเงินฝาก เนื่องจากไม่มีแหล่งน้ำในชั้นหินสะสมที่มีข้อจำกัดทางหิน จึงมีการคำนวณปริมาณสำรองสำหรับเขตน้ำมันล้วนๆ

ปริมาณสำรองน้ำมันคงเหลือของแหล่ง Priobskoye ถูกประเมินโดยวิธีปริมาตร

พื้นฐานสำหรับการคำนวณแบบจำลองอ่างเก็บน้ำเป็นผลจากการตีความการตัดไม้ ในเวลาเดียวกัน ค่าประมาณของพารามิเตอร์อ่างเก็บน้ำต่อไปนี้ถูกนำมาใช้เป็นค่าขอบเขตของอ่างเก็บน้ำที่ไม่ใช่อ่างเก็บน้ำ: K op 0.145 การซึมผ่าน 0.4 mD จากอ่างเก็บน้ำและจากการคำนวณปริมาณสำรองไม่รวมโซนของอ่างเก็บน้ำซึ่งค่าของพารามิเตอร์เหล่านี้น้อยกว่าค่ามาตรฐาน

ในการคำนวณปริมาณสำรอง จะใช้วิธีการคูณแผนที่ของพารามิเตอร์การคำนวณหลักสามตัว ได้แก่ ความหนาของการจ่ายน้ำมันที่มีประสิทธิภาพ ค่าสัมประสิทธิ์รูพรุนแบบเปิด และความอิ่มตัวของน้ำมัน ปริมาณอิ่มตัวของน้ำมันที่มีประสิทธิผลคำนวณแยกกันสำหรับประเภทสำรอง

การจัดสรรประเภทของเงินสำรองเป็นไปตาม "การจำแนกประเภทของเงินสำรอง ... " (1983) ขึ้นอยู่กับระดับความรู้ของแหล่งสะสมของเขต Priobskoye ปริมาณสำรองของน้ำมันและก๊าซที่ละลายในนั้นจะถูกคำนวณในหมวด B, C 1 , C 2 . มีการระบุปริมาณสำรองประเภท B ภายในหลุมสุดท้ายของแถวการผลิตในส่วนเจาะด้านซ้ายของสนาม ปริมาณสำรองของหมวดหมู่ C 1 ถูกระบุในพื้นที่ที่ศึกษาโดยหลุมสำรวจ ซึ่งได้รับน้ำมันไหลเข้าในเชิงพาณิชย์หรือมีข้อมูลการตัดไม้ที่เป็นบวก เงินสำรองในเขตที่ยังมิได้สำรวจของเงินฝากถูกจัดประเภทเป็นหมวดหมู่ C 2 ขอบเขตระหว่างหมวดหมู่ C 1 และ C 2 ถูกวาดขึ้นที่ระยะห่างสองขั้นของกริดปฏิบัติการ (500x500 ม.) ตามที่กำหนดโดย "การจำแนกประเภท ... "

การประมาณปริมาณสำรองเสร็จสมบูรณ์โดยการคูณปริมาตรของแหล่งกักเก็บที่อิ่มตัวด้วยน้ำมันสำหรับแต่ละชั้นและภายในหมวดหมู่ที่เลือกด้วยความหนาแน่นของน้ำมันที่ระบายออกระหว่างการแยกชั้นของน้ำมันและปัจจัยการแปลง ควรสังเกตว่าพวกเขาค่อนข้างแตกต่างจากที่ยอมรับก่อนหน้านี้ ประการแรก เนื่องจากการยกเว้นจากการคำนวณหลุมที่อยู่ห่างไกลจากพื้นที่ที่ได้รับอนุญาต และประการที่สอง การเปลี่ยนแปลงในการจัดทำดัชนีอ่างเก็บน้ำในแต่ละหลุมสำรวจอันเป็นผลมาจากความสัมพันธ์ใหม่ของแหล่งสะสมที่มีประสิทธิผล

พารามิเตอร์การคำนวณที่ยอมรับและผลลัพธ์ที่ได้จากการคำนวณน้ำมันสำรองและแสดงไว้ด้านล่าง

1.8.1 หุ้นน้ำมัน

ณ วันที่ 01.01.98 น้ำมันสำรอง VGF จะแสดงเป็นจำนวน:

กู้คืนได้ 613380 พันตัน

กู้คืนได้ 63718,000 ตัน

กู้คืนได้ 677098 พันตัน

น้ำมันสำรองตามอ่างเก็บน้ำ

ตาราง 1.3


งบดุล	งบดุล	สารสกัด.	งบดุล	สารสกัด.

ในส่วนที่เจาะของส่วนฝั่งซ้ายของสนาม Priobskoye ได้มีการจัดปาร์ตี้การคำนวณเงินสำรองของ Yuganskneftegaz JSC

109438,000 ตันกระจุกตัวอยู่ในส่วนที่เจาะ ยอดคงเหลือและ 31311,000 ตัน น้ำมันสำรองที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้ที่ปัจจัยการกู้คืนน้ำมันที่ 0.284

สำหรับส่วนที่เจาะ สำรองจะกระจายตามชั้นดังนี้:

เลเยอร์ AC10 สมดุล 50%

ดึงกลับได้ 46%

พลาส AS11 สมดุล 15%

เรียกค้นได้ 21%

เลเยอร์ AC12 สมดุล 35%

กู้คืนได้ 33%

ในอาณาเขตที่กำลังพิจารณา ปริมาณสำรองหลักจะกระจุกตัวอยู่ในชั้น AS10 และ AS12 พื้นที่นี้มีน้ำมันสำรอง 5.5% 19.5% ของเงินสำรองของรูปแบบ AC10; 2.4% - AC11; 3.9% - AC12.

Priobskoem / r (ฝั่งซ้ายส่วนหนึ่ง)

หุ้นน้ำมันบนโซนการเอารัดเอาเปรียบ

ตารางที่1.4

		น้ำมันสำรองพันตัน	CIN หุ้นหน่วย
		งบดุล	คืนได้

*) สำหรับส่วนหนึ่งของอาณาเขตของหมวด C1 ซึ่งผลิตน้ำมัน

2 . วิธีการขุดอุปกรณ์ที่ใช้

การพัฒนาโรงงานการผลิตแต่ละแห่ง AS 10 , AS 11 , AS 12 ดำเนินการด้วยการวางตำแหน่งหลุมตามรูปแบบสามเหลี่ยมแถวสามแถวที่มีความหนาแน่นของกริดที่ 25 เฮกตาร์/หลุม โดยมีการเจาะหลุมทั้งหมดจนถึง AS 12 การก่อตัว

ในปี 2550 SibNIINP ได้จัดทำ "ภาคผนวกของโครงการเทคโนโลยีสำหรับการพัฒนานำร่องของส่วนฝั่งซ้ายของเขต Priobskoye รวมถึงพื้นที่น้ำท่วมขัง N4" ซึ่งมีการปรับเปลี่ยนเพื่อพัฒนาส่วนฝั่งซ้ายของ ที่เชื่อมต่อกับการทำงานของคลัสเตอร์ใหม่ N140 และ 141 ในส่วนที่ราบน้ำท่วมถึงของทุ่ง ตามเอกสารนี้ มีการวางแผนที่จะใช้ระบบบล็อกแบบสามแถว (ความหนาแน่นของกริด - 25 เฮกตาร์ / หลุม) โดยเปลี่ยนไปใช้ระบบบล็อกแบบปิดในระยะหลังของการพัฒนา

พลวัตของตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนาแสดงไว้ในตาราง2.1

2. 1 พลวัตวิชาเอกตัวชี้วัดการพัฒนาPriobskyสถานที่เกิด

ตาราง 2.1

2. 2 การวิเคราะห์วิชาเอกทางเทคนิคและเศรษฐกิจตัวชี้วัดการพัฒนา

พลวัตของตัวบ่งชี้การพัฒนาตามตาราง 2.1 แสดงในรูปที่ 2.1.

แหล่ง Priobskoye ได้รับการพัฒนามาตั้งแต่ปี 1988 ตลอดระยะเวลา 12 ปีของการพัฒนา ดังที่เห็นได้จากตารางที่ 3 การผลิตน้ำมันมีการเติบโตอย่างต่อเนื่อง

หากในปี 1988 มีน้ำมัน 2300 ตันจากนั้นในปี 2010 ก็ถึง 1485,000 ตันการผลิตของเหลวเพิ่มขึ้นจาก 2300 เป็น 1608,000 ตัน

ดังนั้นในปี 2553 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตารางที่ 3.1) .

ตั้งแต่ปี 1991 เพื่อรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำ หลุมฉีดได้เริ่มดำเนินการและเริ่มฉีดน้ำแล้ว ณ สิ้นปี 2553 สต็อกหลุมฉีดอยู่ที่ 132 หลุม และการฉีดน้ำเพิ่มขึ้นจาก 100 เป็น 2362,000 ตัน ภายในปี 2553 ด้วยการฉีดที่เพิ่มขึ้นอัตราการไหลของบ่อน้ำมันโดยเฉลี่ยของบ่อน้ำมันจะเพิ่มขึ้น ภายในปี 2010 อัตราการไหลเพิ่มขึ้น ซึ่งอธิบายได้จากการเลือกปริมาณน้ำที่ฉีดให้ถูกต้อง

นอกจากนี้ จากช่วงเวลาของการว่าจ้างกองทุนฉีด การเติบโตของการตัดน้ำในการผลิตเริ่มต้นขึ้น และภายในปี 2010 จะถึงระดับ - 9.8% 5 ปีแรกการตัดน้ำจะเป็น 0%

ภายในปี 2010 กองทุนเพื่อการผลิตหลุมมีจำนวน 414 หลุม ซึ่ง 373 หลุมผลิตผลิตภัณฑ์โดยวิธียานยนต์ ภายในปี 2010 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตาราง 2.1) .

สนาม Priobskoye เป็นหนึ่งในสนามที่อายุน้อยที่สุดและมีแนวโน้มมากที่สุดในไซบีเรียตะวันตก

2.3 ลักษณะเฉพาะการพัฒนา,ที่มีอิทธิพลบนการเอารัดเอาเปรียบบ่อน้ำ

ฟิลด์นี้มีลักษณะเฉพาะด้วยอัตราการไหลของบ่อน้ำต่ำ ปัญหาหลักของการพัฒนาภาคสนามคือผลผลิตที่ต่ำของหลุมผลิต ค่าการฉีดตามธรรมชาติต่ำ (โดยไม่มีการแตกร้าวของชั้นหินด้วยน้ำที่ฉีด) ของหลุมฉีด เช่นเดียวกับการกระจายแรงดันที่ต่ำเหนือตะกอนระหว่างการบำรุงรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำ (เนื่องจาก การเชื่อมต่ออุทกพลศาสตร์ที่อ่อนแอของแต่ละส่วนของอ่างเก็บน้ำ) การหาประโยชน์จากรูปแบบ AS 12 ควรแยกออกเป็นปัญหาที่แยกจากกันของการพัฒนาภาคสนาม เนื่องจากอัตราการผลิตต่ำ บ่อน้ำจำนวนมากในรูปแบบนี้จึงต้องปิดตัวลง ซึ่งอาจนำไปสู่การอนุรักษ์น้ำมันสำรองจำนวนมากอย่างไม่มีกำหนด แนวทางหนึ่งในการแก้ปัญหานี้ในรูปแบบ AS 12 คือการดำเนินการตามมาตรการเพื่อเร่งการผลิตน้ำมัน

ฟิลด์ Priobskoye มีลักษณะโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันไกลโพ้นทั้งในแง่ของพื้นที่และส่วน อ่างเก็บน้ำของขอบฟ้า AS 10 และ AS 11 มีประสิทธิภาพปานกลางและต่ำ และ AS 12 มีประสิทธิผลต่ำอย่างผิดปกติ

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นผลผลิตของพื้นที่บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ในการพัฒนาพื้นที่โดยไม่ส่งอิทธิพลต่อชั้นการผลิตอย่างแข็งขันและไม่ใช้วิธีการกระตุ้นการผลิต

นี่เป็นการยืนยันประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย

3 . วิธีการประยุกต์ของการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่

3.1 ทางเลือกกระบวนการผลกระทบบนน้ำมันเงินฝาก

การเลือกวิธีการที่จะมีอิทธิพลต่อการสะสมของน้ำมันนั้นพิจารณาจากปัจจัยหลายประการ ปัจจัยที่สำคัญที่สุดคือลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของแหล่งสะสม ความเป็นไปได้ทางเทคโนโลยีของการนำวิธีการไปใช้ในสาขาที่กำหนด และเกณฑ์ทางเศรษฐกิจ วิธีการกระตุ้นการก่อตัวตามรายการข้างต้นมีการดัดแปลงหลายอย่างและที่แกนกลางของพวกมันนั้นขึ้นอยู่กับองค์ประกอบจำนวนมากของสารทำงานที่ใช้ ดังนั้น เมื่อวิเคราะห์ วิธีการที่มีอยู่ผลกระทบ ประการแรก เป็นเรื่องสมเหตุสมผลที่จะใช้ประสบการณ์ของพื้นที่ที่กำลังพัฒนาในไซบีเรียตะวันตก เช่นเดียวกับพื้นที่ในภูมิภาคอื่นๆ ที่มีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำคล้ายกับเขต Priobskoye (การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำในระดับต่ำเป็นหลัก) และของเหลวในชั้นหิน

วิธีเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมันโดยมีอิทธิพลต่อบริเวณก้นหลุมของบ่อน้ำนั้น วิธีที่นิยมใช้กันมากที่สุดคือ:

พร่าพรายไฮดรอลิก

การบำบัดด้วยกรด

การบำบัดทางกายภาพและเคมีด้วยรีเอเจนต์ต่างๆ

การบำบัดทางอุณหพลศาสตร์และเทอร์โมเคมี

แรงกระแทกแบบพัลส์ แบบสั่นสะเทือนและเสียง

3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการกระตุ้นต่างๆในเขต Priobskoye

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพที่สำคัญของสนาม Priobskoye สำหรับการประเมินการบังคับใช้ของวิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่ :

ความลึกของชั้นผลผลิต - 2400-2600 ม.

เงินฝากได้รับการคัดกรอง lithologically ระบอบธรรมชาติปิดแบบยืดหยุ่น

ความหนาของตะเข็บ AS 10, AS 11 และ AS 12 สูงถึง 20.6, 42.6 และ 40.6 ม. ตามลำดับ

แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa,

อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90 0 С,

การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำค่าเฉลี่ยตามผลการศึกษาหลัก - สำหรับชั้น AC 10, AC 11 และ AC 12 ตามลำดับ 15.4, 25.8, 2.4 mD,

ความแตกต่างของอ่างเก็บน้ำด้านข้างและแนวตั้งสูง

ความหนาแน่นของน้ำมันในอ่างเก็บน้ำ - 780-800 กก. / ม. 3

ความหนืดของน้ำมันจากชั้นหิน - 1.4-1.6 mPa*s,

แรงดันอิ่มตัวของน้ำมัน 9-11 MPa,

น้ำมันซีรีส์แนฟเทนิก พาราฟินและเรซินต่ำ

การเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบกันดีสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นแหล่งกักเก็บอย่างมีประสิทธิผล สามารถสังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียด วิธีทางความร้อนและการเกิดน้ำท่วมของพอลิเมอร์ (เป็นวิธีการกำจัดน้ำมันจากแหล่งกักเก็บ) ก็สามารถแยกออกจากข้างต้นได้ วิธีการสำหรับฟิลด์ Priobskoye วิธีระบายความร้อนใช้สำหรับคราบน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ความลึกสูงสุด 1500-1700 ม. ควรใช้โพลีเมอร์ท่วมท้นในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านมากกว่า 0.1 µm 2 เพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 0 С ( สำหรับอุณหภูมิที่สูงขึ้นจะใช้โพลีเมอร์พิเศษที่มีราคาแพง)

3.2.1 น้ำท่วม

ประสบการณ์ในการพัฒนาพื้นที่ในประเทศและต่างประเทศแสดงให้เห็นว่าน้ำท่วมเป็นวิธีที่มีประสิทธิภาพพอสมควรในการมีอิทธิพลต่ออ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำด้วยการปฏิบัติตามข้อกำหนดที่จำเป็นสำหรับเทคโนโลยีการใช้งานอย่างเคร่งครัด

สาเหตุหลักที่ทำให้ประสิทธิภาพของน้ำท่วมจากการซึมผ่านต่ำลดลง ได้แก่:

การเสื่อมสภาพของคุณสมบัติการกรองของหินเนื่องจาก:

การบวมของส่วนประกอบที่เป็นดินเหนียวของหินเมื่อสัมผัสกับน้ำที่ฉีดเข้าไป

การอุดตันของตัวสะสมที่มีสิ่งสกปรกเชิงกลที่ดีในน้ำที่ฉีด

การตกตะกอนของเกลือสะสมในตัวกลางที่มีรูพรุนของอ่างเก็บน้ำระหว่างปฏิกิริยาทางเคมีของน้ำที่ฉีดและก่อตัว

การลดความครอบคลุมอ่างเก็บน้ำโดยน้ำท่วมเนื่องจากการก่อตัวของรอยแตกรอบ ๆ หลุมฉีดและการขยายพันธุ์เข้าไปในความลึกของอ่างเก็บน้ำ (สำหรับอ่างเก็บน้ำที่ไม่ต่อเนื่องก็เป็นไปได้ที่จะเพิ่มความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำตามส่วนเล็กน้อย)

ความไวต่อธรรมชาติของหินเปียกโดยตัวแทนที่ฉีด ลดการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากการตกตะกอนพาราฟิน

การปรากฏตัวของปรากฏการณ์เหล่านี้ทั้งหมดในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำทำให้เกิดผลกระทบที่สำคัญมากกว่าในหินที่มีการซึมผ่านสูง

เพื่อขจัดอิทธิพลของปัจจัยเหล่านี้ที่มีต่อกระบวนการน้ำท่วมอย่างเหมาะสม โซลูชั่นเทคโนโลยี: กริดที่เหมาะสมของบ่อน้ำและโหมดเทคโนโลยีของการทำงานของบ่อน้ำ, การฉีดน้ำในประเภทและองค์ประกอบที่ต้องการลงในอ่างเก็บน้ำ, การบำบัดทางกล, เคมีและชีวภาพที่เหมาะสม, รวมถึงการเติมส่วนประกอบพิเศษลงในน้ำ

สำหรับเขต Priobskoye น้ำท่วมควรพิจารณาเป็นวิธีการรักษาหลัก

การใช้สารละลายลดแรงตึงผิวที่สนามถูกปฏิเสธ สาเหตุหลักมาจากประสิทธิภาพของรีเอเจนต์เหล่านี้ต่ำในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำ

สำหรับสนาม Priobskoye และ น้ำท่วมอัลคาไลน์ไม่สามารถแนะนำได้ด้วยเหตุผลดังต่อไปนี้:

เนื้อหาหลักคือเนื้อหาที่มีโครงสร้างและชั้นดินเหนียวที่โดดเด่นของอ่างเก็บน้ำ มวลรวมของดินเหนียวแสดงโดย kaolinite, chlorite และ hydromica ปฏิกิริยาของด่างกับวัสดุดินเหนียวไม่เพียงแต่ทำให้เกิดการบวมตัวของดินเหนียวเท่านั้น แต่ยังนำไปสู่การทำลายล้างของหินด้วย สารละลายอัลคาไลน์ที่มีความเข้มข้นต่ำจะเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การบวมตัวของดินเหนียว 1.1-1.3 เท่า และลดการซึมผ่านของหินได้ 1.5-2 เท่าเมื่อเทียบกับน้ำจืด การใช้สารละลายที่มีความเข้มข้นสูง (ลดการบวมของดินเหนียว) กระตุ้นกระบวนการทำลายหิน นอกจากนี้ ดินเหนียวแลกเปลี่ยนไอออนสูงอาจส่งผลเสียต่อทากสุราโดยการแลกเปลี่ยนโซเดียมเป็นไฮโดรเจน

ความต่างของชั้นหินที่พัฒนาอย่างมากและชั้นชั้นหินจำนวนมาก นำไปสู่การครอบคลุมการก่อตัวต่ำด้วยสารละลายอัลคาไล

อุปสรรคสำคัญต่อการใช้งาน ระบบอิมัลชันสำหรับผลกระทบต่อการสะสมของสนาม Priobskoye เป็นลักษณะการกรองต่ำของอ่างเก็บน้ำของสนาม ความต้านทานการกรองที่เกิดจากอิมัลชันในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำจะทำให้การฉีดของหลุมฉีดลดลงอย่างรวดเร็วและอัตราการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ลดลง

3.3 วิธีการมีอิทธิพลต่อโซนการก่อตัวของหลุมก้นหอยเพื่อกระตุ้นการผลิต

3.3.1 การบำบัดด้วยกรด

การบำบัดด้วยกรดของการก่อตัวจะดำเนินการทั้งเพื่อเพิ่มและฟื้นฟูการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำของโซนก้นหลุมของบ่อน้ำ งานเหล่านี้ส่วนใหญ่ดำเนินการระหว่างการถ่ายโอนหลุมไปยังการฉีดและการเพิ่มขึ้นของการฉีดในภายหลัง

การบำบัดกรดมาตรฐานที่สนาม Priobskoye ประกอบด้วยการเตรียมสารละลายที่ประกอบด้วย 14% HCl และ 5% HF โดยมีปริมาตร 1.2-1.7 ม. 3 ต่อ 1 เมตรของความหนาของชั้นหินที่มีรูพรุนและสูบเข้าไปในช่วงการเจาะ เวลาตอบสนองประมาณ 8 ชั่วโมง

เมื่อพิจารณาถึงประสิทธิผลของผลกระทบของกรดอนินทรีย์แล้ว ให้คำนึงถึงหลุมฉีดที่มีการฉีดน้ำระยะยาว (มากกว่า 1 ปี) ก่อนการบำบัดด้วย ตัวอย่างเช่น ตารางที่ 3.1 แสดงผลการรักษาหลุมฉีดจำนวนหนึ่ง

ผลการรักษาในบ่อฉีด

ตารางที่3.1

วันที่ดำเนินการ	การฉีดก่อนการประมวลผล (m 3 / วัน)	การฉีดหลังการรักษา (ม. 3 / วัน)	แรงดันฉีด (atm)	ประเภทกรด

การวิเคราะห์การรักษาที่ดำเนินการแสดงให้เห็นว่าองค์ประกอบของกรดไฮโดรคลอริกและกรดไฮโดรฟลูออริกช่วยเพิ่มการซึมผ่านของโซนใกล้หลุมเจาะ การฉีดของหลุมเพิ่มขึ้นจาก 1.5 เป็น 10 เท่า สามารถตรวจสอบผลได้ตั้งแต่ 3 เดือนถึง 1 ปี

ดังนั้น จากการวิเคราะห์ของการบำบัดกรดที่ดำเนินการในภาคสนาม จึงสรุปได้ว่าสมควรดำเนินการบำบัดกรดบริเวณก้นหลุมของหลุมฉีดเพื่อฟื้นฟูสภาพการฉีด

3.3.2 การแตกหักด้วยไฮดรอลิก

การแตกร้าวด้วยไฮดรอลิก (HF) เป็นหนึ่งในวิธีการที่มีประสิทธิภาพที่สุดในการทำให้การผลิตน้ำมันเข้มข้นขึ้นจากแหล่งกักเก็บการซึมผ่านต่ำ และเพิ่มการกู้คืนน้ำมันสำรอง การแตกร้าวด้วยไฮดรอลิกใช้กันอย่างแพร่หลายทั้งในการผลิตน้ำมันในประเทศและต่างประเทศ

ประสบการณ์การแตกหักของไฮดรอลิกที่สำคัญได้สะสมไว้ที่เขต Priobskoye แล้ว การวิเคราะห์ที่ดำเนินการที่ฟิลด์การแตกหักด้วยไฮดรอลิกบ่งชี้ถึงประสิทธิภาพของการกระตุ้นการผลิตประเภทนี้สำหรับภาคสนาม แม้จะมีอัตราการผลิตที่ลดลงอย่างมีนัยสำคัญหลังจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิก การแตกหักของไฮดรอลิกในกรณีของเขต Priobskoye ไม่ได้เป็นเพียงวิธีการผลิตที่เข้มข้นขึ้นเท่านั้น แต่ยังเพิ่มการกู้คืนน้ำมันอีกด้วย ประการแรก การแตกหักแบบไฮดรอลิกช่วยให้คุณเชื่อมต่อน้ำมันสำรองที่ไม่ได้ระบายออกในอ่างเก็บน้ำที่ไม่ต่อเนื่องของแหล่งน้ำ ประการที่สอง สายพันธุ์นี้การกระแทกช่วยให้คุณเลือกปริมาณน้ำมันเพิ่มเติมจากชั้นที่มีการซึมผ่านต่ำ AS 12 สำหรับช่วงเวลาที่ยอมรับได้ของการใช้งานภาคสนาม

ระดับเพิ่มเติมเหยื่อจากถือพร่าพรายไฮดรอลิกบนPriobskyสนาม.

การแนะนำวิธีการแตกหักด้วยไฮดรอลิกที่สนาม Priobskoye เริ่มขึ้นในปี 2549 ซึ่งเป็นหนึ่งในวิธีการกระตุ้นที่แนะนำมากที่สุดในสภาวะการพัฒนาเหล่านี้

ระหว่างช่วงปี 2549 ถึงมกราคม 2554 มีการดำเนินการแยกส่วนด้วยไฮดรอลิก 263 ครั้งที่สนาม (61% ของกองทุน) จำนวนหลักของการแตกหักด้วยไฮดรอลิกดำเนินการในปี 2551 - 126

ณ สิ้นปี 2551 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนประมาณ 48% ของน้ำมันที่ผลิตได้ทั้งหมดในระหว่างปี นอกจากนี้ การผลิตเพิ่มเติมส่วนใหญ่เป็นน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำ AS-12 - 78.8% ของการผลิตทั้งหมดจากอ่างเก็บน้ำ และ 32.4% ของการผลิตทั้งหมด สำหรับอ่างเก็บน้ำ AC11 - 30.8% ของการผลิตทั้งหมดสำหรับอ่างเก็บน้ำและ 4.6% ของการผลิตโดยทั่วไป สำหรับอ่างเก็บน้ำ AC10 - 40.5% ของการผลิตทั้งหมดสำหรับอ่างเก็บน้ำและ 11.3% ของการผลิตโดยทั่วไป

อย่างที่เห็น เป้าหมายหลักของการแตกร้าวด้วยไฮดรอลิกคือการก่อตัวของ AS-12 เนื่องจากให้ผลผลิตต่ำที่สุดและมีปริมาณสำรองน้ำมันส่วนใหญ่ในโซนฝั่งซ้ายของสนาม

ณ สิ้นปี 2553 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมอันเนื่องมาจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนมากกว่า 44% ของการผลิตน้ำมันจากน้ำมันที่ผลิตได้ทั้งหมดในระหว่างปี

พลวัตของการผลิตน้ำมันสำหรับภาคสนามโดยรวม เช่นเดียวกับการผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกแสดงไว้ในตารางที่ 3.2

ตารางที่3.2

การผลิตน้ำมันที่เพิ่มขึ้นอย่างมากเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกนั้นชัดเจน ตั้งแต่ปี 2549 การผลิตเพิ่มเติมจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิกมีจำนวน 4,900 ตัน ทุกปีการผลิตจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิกเพิ่มขึ้นทุกปี มูลค่าการเติบโตสูงสุดคือปี 2552 (701,000 ตัน) ภายในปี 2553 มูลค่าการผลิตเพิ่มเติมลดลงเหลือ 606,000 ตัน ซึ่งต่ำกว่าในปี 2551 5,000 ตัน

ดังนั้นควรพิจารณาการแตกหักของไฮดรอลิกเป็นวิธีหลักในการเพิ่มการกู้คืนน้ำมันที่แหล่ง Priobskoye

3.3.3 ปรับปรุงประสิทธิภาพการเจาะ

วิธีเพิ่มเติมในการเพิ่มผลผลิตของหลุมคือการปรับปรุงการดำเนินการเจาะตลอดจนการก่อตัวของช่องการกรองเพิ่มเติมในระหว่างการเจาะ

การปรับปรุงการเจาะ CCD สามารถทำได้โดยใช้ค่าการเจาะที่มีประสิทธิภาพมากขึ้นเพื่อเพิ่มความลึกของการเจาะ เพิ่มความหนาแน่นของการเจาะ และใช้การแบ่งเฟส

วิธีการสร้างช่องการกรองเพิ่มเติมอาจรวมถึงเทคโนโลยีการสร้างระบบรอยแตกในระหว่างการเปิดอ่างเก็บน้ำรองด้วยเครื่องเจาะบนท่อ - ระบบการเจาะร้าวของอ่างเก็บน้ำ (FSPP)

เทคโนโลยีนี้ถูกใช้ครั้งแรกโดย Marathon (Texas, USA) ในปี 2549 สาระสำคัญของมันอยู่ในการเจาะของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลด้วยเครื่องเจาะที่มีประสิทธิภาพ 85.7 มม. โดยมีความหนาแน่นประมาณ 20 รูต่อเมตรในระหว่างการกดทับบนชั้นหินตามด้วยการแก้ไขช่องทางการเจาะและรอยแตกด้วยโพรเพนท์ - เศษอะลูมิเนียมจาก 0.42 ถึง 1.19 มม.

เอกสารที่คล้ายกัน

คำอธิบายของสถานะปัจจุบันของการพัฒนาเขต Yuzhno-Priobskoye โครงสร้างองค์กรยูบีอาร์ เทคนิคการเจาะ บ่อน้ำมัน. โครงสร้างดี ท่อวิ่ง และท่อดี ค่าธรรมเนียมการค้าและการบำบัดน้ำมันและก๊าซ

รายงานการปฏิบัติเพิ่ม 06/07/2013

ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาและการพัฒนาของเงินฝาก Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยาของอ่างเก็บน้ำอิ่มตัวด้วยน้ำมัน การวิเคราะห์ประสิทธิภาพที่ดี ผลกระทบต่อการเกิดรอยแตกร้าวด้วยน้ำมันซึ่งเป็นวิธีการหลักของการทำให้แรงขึ้น

ภาคเรียนที่เพิ่ม 05/18/2012

ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพของวัตถุ AC10 ทางตอนใต้ของเขต Priobskoye ลักษณะของสต็อกบ่อน้ำและตัวชี้วัดการดำเนินงาน การพัฒนาเทคโนโลยีการวิจัยแหล่งน้ำมันหลายชั้น การวิเคราะห์ความอ่อนไหวต่อความเสี่ยงของโครงการ

วิทยานิพนธ์, เพิ่ม 05/25/2014

ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับการฝาก Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยา การก่อตัวที่มีประสิทธิผลภายในเมกะคอมเพล็กซ์ของเงินฝากแบบนีโอโคเมียน คุณสมบัติของของเหลวในอ่างเก็บน้ำและก๊าซ สาเหตุของมลพิษบริเวณก้นหลุม ประเภทของการบำบัดด้วยกรด

กระดาษภาคเรียนเพิ่ม 10/06/2014

คำอธิบายสั้น ๆ ของแหล่งน้ำมัน Priobskoye โครงสร้างทางธรณีวิทยาของพื้นที่และรายละเอียดของชั้นการผลิต การประเมินปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซ การวิจัยทางธรณีฟิสิกส์แบบบูรณาการ: การเลือกและให้เหตุผลในการดำเนินการภาคสนาม

วิทยานิพนธ์, เพิ่ม 12/17/2012

การก่อสร้างบ่อน้ำบอกทิศทางสำหรับ สภาพทางธรณีวิทยาเงินฝาก Priobskoye อัตราสิ้นเปลืองของของไหลเจาะตามช่วงการเจาะ สูตรของเหลวเจาะ อุปกรณ์ในระบบหมุนเวียน การรวบรวมและบำบัดของเสียจากการขุดเจาะ

ภาคเรียนที่เพิ่ม 01/13/2554

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลและ ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับเงินสำรอง ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาเงินฝาก การวิเคราะห์ตัวบ่งชี้ประสิทธิภาพของสต็อกที่ดี วิธีการหลักในการเพิ่มการกู้คืนน้ำมันและการมีส่วนร่วมในการพัฒนาน้ำมันสำรองที่เหลือ

ภาคเรียนที่เพิ่ม 01/22/2558

ลักษณะทางธรณีวิทยาของเขต Khkhryakovskoye การยืนยันวิธีการที่มีเหตุผลในการยกของไหลในหลุม หลุมผลิต อุปกรณ์ในหลุมเจาะ สถานภาพการพัฒนาภาคสนามและสต็อกสินค้า การควบคุมการพัฒนาภาคสนาม

วิทยานิพนธ์, เพิ่มเมื่อ 09/03/2010

การพัฒนาแหล่งก๊าซ ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางเทคนิคของเงินฝาก ชั้นและวัตถุที่มีประสิทธิผล องค์ประกอบของก๊าซในสนามโอเรนเบิร์ก เหตุผลในการออกแบบลิฟต์น้ำพุ ทางเลือกของเส้นผ่านศูนย์กลางและความลึกของท่อน้ำพุ

ภาคเรียนที่เพิ่ม 14/14/2555

ข้อมูลเกี่ยวกับแหล่ง Amangeldy: โครงสร้างและส่วนทางธรณีวิทยา ปริมาณก๊าซ ระบบพัฒนาภาคสนาม การคำนวณปริมาณสำรองก๊าซและคอนเดนเสท การประเมินและการทำงานของบ่อน้ำ ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจของการพัฒนาแหล่งก๊าซ