ทุ่งน้ำมัน Priobskoye บนแผนที่ แหล่งน้ำมัน Priobskoye - iv_g

ปัจจุบัน RN-Yuganskneftegaz LLC กำลังทำงานอย่างต่อเนื่องในการพัฒนาทางตอนเหนือของแหล่งน้ำมัน Priobskoye และ Gazpromneft-Khantos LLC ซึ่งเป็นของ Gazpromneft กำลังพัฒนาพื้นที่ทางตอนใต้ของทุ่ง ส่วนทางใต้ของ Priobskoye NM มีพื้นที่ใบอนุญาตที่ไม่มีนัยสำคัญในพื้นที่ การพัฒนากลุ่ม Sredne-Shapshinskiy และ Verkhne-Shapshinskiy ได้ดำเนินการมาตั้งแต่ปี 2008 โดย NAK AKI OTYR ซึ่งเป็นของ OAO Russneft

อนาคตสำหรับ Priobsky NM

ปีที่แล้ว Gazpromneft-Khantos กลายเป็นเจ้าของใบอนุญาตให้ทำการศึกษาทางธรณีวิทยาของพารามิเตอร์ที่เกี่ยวข้องกับขอบเขตอันไกลโพ้นของน้ำมันที่อิ่มตัว ทางตอนใต้ของ NM Priobskoe รวมถึงรูปแบบ Bazhenov และ Achimov อยู่ภายใต้การศึกษา

ปีที่แล้วถูกทำเครื่องหมายโดยการวิเคราะห์ข้อมูลทางภูมิศาสตร์ในอาณาเขตของคอมเพล็กซ์ Bazheno-Abalaksky ของ South Priobsky NM การรวมกันของการวิเคราะห์แกนเฉพาะและการประเมินของเงินสำรองประเภทนี้เกี่ยวข้องกับการขุดเจาะหลุมสำรวจและประเมินผลเบี่ยงเบนสี่หลุม

หลุมแนวนอนจะถูกเจาะในปี 2559 ในการประมาณปริมาณของปริมาณสำรองที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้

ผลกระทบของเงินฝากต่อระบบนิเวศน์ของพื้นที่

ปัจจัยหลักที่ส่งผลต่อสถานการณ์ด้านสิ่งแวดล้อมในพื้นที่สะสมคือการมีการปล่อยสู่ชั้นบรรยากาศ ชั้น การปล่อยเหล่านี้ได้แก่ ก๊าซปิโตรเลียม ผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้ของน้ำมัน ส่วนประกอบของการระเหยจากเศษส่วนของไฮโดรคาร์บอนเบา นอกจากนี้ ยังสังเกตพบการหกของผลิตภัณฑ์น้ำมันและส่วนประกอบบนดิน

ลักษณะเฉพาะของดินแดนที่เป็นเอกเทศของแหล่งกักเก็บเกิดจากตำแหน่งบนภูมิทัศน์ของแม่น้ำที่ราบน้ำท่วมถึงและภายในเขตป้องกันน้ำ การนำเสนอข้อกำหนดพิเศษสำหรับการพัฒนาขึ้นอยู่กับ มูลค่าสูง. ในสถานการณ์เช่นนี้ การพิจารณาพื้นที่ราบน้ำท่วมถึง มีลักษณะพลวัตสูงและระบอบอุทกวิทยาที่ซับซ้อน พื้นที่นี้ถูกเลือกให้ทำรัง นกอพยพสัตว์กึ่งน้ำหลายชนิดรวมอยู่ในสมุดปกแดง เงินฝากตั้งอยู่ในอาณาเขตของเส้นทางการอพยพและพื้นที่หลบหนาวสำหรับตัวแทนที่หายากของ ichthyofauna

เมื่อ 20 ปีที่แล้วคณะกรรมาธิการกลางเพื่อการพัฒนา NM และ NGM ภายใต้กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซียรวมถึงกระทรวงคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของรัสเซียได้อนุมัติโครงการที่แน่นอนสำหรับการพัฒนา NM Priobskoye และ ส่วนสิ่งแวดล้อมของเบื้องต้นทั้งหมด เอกสารโครงการ.

เงินฝาก Priobskoye ถูกตัดออกเป็นสองส่วนโดยแม่น้ำออบ เป็นแอ่งน้ำและในช่วงน้ำท่วมส่วนใหญ่จะท่วม เงื่อนไขเหล่านี้มีส่วนทำให้เกิดพื้นที่วางไข่ของปลาในอาณาเขตของนิวเม็กซิโก กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซียนำเสนอใน รัฐดูมาวัสดุบนพื้นฐานของข้อสรุปเกี่ยวกับความซับซ้อนของการพัฒนาแหล่งน้ำมัน Priobskoye เนื่องจากปัจจัยทางธรรมชาติที่มีอยู่ เอกสารดังกล่าวยืนยันความจำเป็นในการจัดหาแหล่งเงินทุนเพิ่มเติมเพื่อใช้เฉพาะเทคโนโลยีล่าสุดและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมในสาขานี้ ซึ่งจะช่วยให้การดำเนินการตามมาตรการปกป้องสิ่งแวดล้อมเป็นไปอย่างมีประสิทธิภาพ

พวกเขาอยู่ในซาอุดิอาระเบีย แม้แต่นักเรียนมัธยมปลายก็รู้ เช่นเดียวกับข้อเท็จจริงที่ว่ารัสเซียอยู่เบื้องหลังในรายชื่อประเทศที่มีน้ำมันสำรองจำนวนมาก อย่างไรก็ตามในแง่ของการผลิต เราด้อยกว่าหลายประเทศในคราวเดียว

รัสเซียมีขนาดใหญ่ที่สุดในเกือบทุกภูมิภาค: ในคอเคซัสในเขตอูราลและไซบีเรียตะวันตกทางตอนเหนือในตาตาร์สถาน 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 เป็นน้ำมันคุณภาพสูงกว่า 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 ได้จัดเตรียมห้องปฏิบัติการ เวิร์กช็อป และเครือข่ายการขนส่งที่ซับซ้อนทั้งหมด

ผลิตภัณฑ์สำเร็จรูป (น้ำมันและก๊าซ) ได้รับการขนส่งและใช้งานตามวัตถุประสงค์ที่ต้องการ เหลือไว้แต่ของเสียเท่านั้น พวกเขาคือผู้ที่สร้างปัญหาที่ใหญ่ที่สุดให้กับภาคสนามในปัจจุบัน: มีหลายปัญหาที่ยังไม่สามารถกำจัดได้

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

สาขานี้มีนัยสำคัญอีกประการหนึ่ง: ให้งานที่มั่นคงและได้เงินดีแก่คนงานหลายพันคน ในจำนวนนี้มีทั้งผู้เชี่ยวชาญที่มีคุณสมบัติสูงและแรงงานไร้ฝีมือ

ส่งงานที่ดีของคุณในฐานความรู้เป็นเรื่องง่าย ใช้แบบฟอร์มด้านล่าง

นักศึกษา นักศึกษาระดับบัณฑิตศึกษา นักวิทยาศาสตร์รุ่นเยาว์ที่ใช้ฐานความรู้ในการศึกษาและการทำงานจะขอบคุณเป็นอย่างยิ่ง

โฮสต์ที่ http://www.allbest.ru/

บทนำ

1 ลักษณะทางธรณีวิทยาของทุ่ง Priobskoye

1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับการฝากเงิน

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. วิธีการประยุกต์ในการเพิ่มประสิทธิภาพของการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่

3.1 การเลือกวิธีผลกระทบต่อแหล่งกักเก็บน้ำมัน

3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการต่างๆของผลกระทบต่อเขต 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 ภารกิจเร่งด่วนและสำคัญที่สุดคือการค้นหาและนำไปใช้ในทุ่งนาที่อายุน้อยและมีแนวโน้มสูง 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

ไม่สามารถเข้าถึงได้, มีลักษณะเป็นหนองน้ำที่สำคัญ, ใน ฤดูใบไม้ผลิ-ฤดูร้อนพื้นที่ส่วนใหญ่ถูกน้ำท่วมด้วยน้ำท่วม

แม่น้ำออบไหลผ่านทุ่งนา แบ่งเป็นฝั่งขวาและฝั่งซ้าย

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

วิธีหนึ่งในการแก้ปัญหานี้คือการดำเนินการตามมาตรการเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมัน

1 . ลักษณะทางธรณีวิทยาPriobskyสถานที่เกิด

1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับการฝากเงิน

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

พื้นที่ทำงานตั้งอยู่ 65 กม. ทางตะวันออกของเมือง Khanty-Mansiysk ห่างจากเมือง Nefteyugansk ไปทางตะวันตก 100 กม. ปัจจุบันพื้นที่ดังกล่าวเป็นพื้นที่ที่มีการพัฒนาทางเศรษฐกิจมากที่สุดแห่งหนึ่งใน Autonomous Okrug ซึ่งเป็นไปได้เนื่องจาก การเติบโตของปริมาณการสำรวจทางธรณีวิทยาและการผลิตน้ำมัน

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

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

ทางตอนเหนือของพื้นที่ Priobskaya ตั้งอยู่ภายในที่ราบน้ำท่วมถึง Ob ซึ่งเป็นที่ราบลุ่มน้ำขนาดเล็กที่มีการสะสมของเงินฝากควอเตอร์นารีที่ค่อนข้างใหญ่ เครื่องหมายนูนสัมบูรณ์อยู่ที่ 30-55 ม. ส่วนทางใต้ของพื้นที่โน้มเอียงไปทางที่ราบลุ่มน้ำราบที่ระดับของระเบียงที่ราบน้ำท่วมถึงที่สอง โดยมีรูปแบบการกัดเซาะและการสะสมของแม่น้ำแสดงออกมาน้อย เครื่องหมายสัมบูรณ์ที่นี่คือ 46-60 ม.

เครือข่ายอุทกศาสตร์แสดงโดยช่อง Maly Salym ซึ่งไหลไปในทิศทาง sublatitudinal ทางตอนเหนือของพื้นที่และในบริเวณนี้เชื่อมต่อกันด้วยช่องทางเล็ก ๆ ของ Malaya Berezovskaya และ Pola ที่มีช่อง Ob ขนาดใหญ่และไหลเต็มที่ 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 โดยลดลง 75% ในฤดูร้อน หิมะปกคลุมเกิดขึ้นในช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคมและดำเนินต่อไปจนถึงต้นเดือนมิถุนายน ความหนาของหิมะปกคลุมอยู่ระหว่าง 0.7 ม. ถึง 1.5-2 ม. ความลึกของการแช่แข็งของดินคือ 1-1.5 ม.

พื้นที่ที่พิจารณามีลักษณะเป็นดินเหนียวพอซโซลิกในบริเวณที่ค่อนข้างสูง และดินร่วนปนทรายและดินพรุในพื้นที่ชุ่มน้ำ ภายในที่ราบลุ่มน้ำของระเบียงแม่น้ำส่วนใหญ่เป็นทราย บางครั้งก็เป็นดินเหนียว โลกของผักหลากหลาย ป่าสนและป่าเบญจพรรณมีชัย

พื้นที่ตั้งอยู่ในเขตที่เกิดการแยกตัวของพื้นผิวใกล้พื้นผิวและทิ้งหินเพอร์มาฟรอสต์ ดินแช่แข็งใกล้พื้นผิวอยู่บนแหล่งต้นน้ำใต้บึงพรุ ความหนาของมันถูกควบคุมโดยระดับน้ำใต้ดินและสูงถึง 10-15 ม. อุณหภูมิคงที่และใกล้เคียงกับ 0 องศาเซลเซียส

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

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

1.2 Lithostratigraphicกรีด

ส่วนทางธรณีวิทยาของแหล่งสะสมของ 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 Tyumenการก่อตัวเกิดขึ้นที่ฐานของตะกอนที่ปกคลุมบนโขดหินของเปลือกโลกที่ผุกร่อนด้วยความไม่สอดคล้องเชิงมุมและการแบ่งชั้นชั้นหิน และแสดงแทนด้วยความซับซ้อนของหินจำนวนมากมายที่ประกอบด้วยองค์ประกอบดินเหนียว-ทราย-หินตะกอน

ความหนาของเงินฝากของชุด Tyumen นั้นแตกต่างกันไปตั้งแต่ 40 ถึง 450 ม. ภายในแหล่งกักเก็บพบที่ความลึก 2806-2973 เมตร ตะกอนของการก่อตัวของ Tyumen นั้นซ้อนทับกันอย่างสอดคล้องกันโดยการสะสมของ Upper Jurassic ของ Abalak และ Bazhenov Formations อบาลักสกายาชุดประกอบด้วยสีเทาเข้มถึงดำ หินโคลนกลาโคไนต์ที่เป็นปูนในท้องถิ่น มีหินตะกอนแทรกซ้อนในส่วนบนของส่วน 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 สมาชิกสูงอายุของดินเหนียวสีเทาเข้มที่เจือปนอย่างประณีต สีเทาเข้ม เข้าใกล้สีเทา Pim โดดเด่น

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

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

ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 290 ถึง 600 ม.

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

วิคูลอฟสกายา suite (K1a-al) ประกอบด้วยสองรูปแบบย่อย

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

คันตี-มันซีสค์ห้องชุด (K1a-2s) เป็นตัวแทนของหินทรายและอาร์จิลเลเซียสที่ซ้อนทับกันอย่างไม่สม่ำเสมอโดยมีความโดดเด่นของอดีตในส่วนบนของส่วน โขดหินของห้องสวีทมีลักษณะเฉพาะด้วยเศษซากคาร์บอนจำนวนมาก ความหนาของห้องชุดมีตั้งแต่ 292 ถึง 306 ม.

Uvatskayaห้องชุด (K2s) แสดงด้วยทราย หินตะกอน และหินทรายที่มืดครึ้มไม่สม่ำเสมอ การก่อตัวมีลักษณะเฉพาะโดยการปรากฏตัวของซากพืชที่ไหม้เกรียมและเฟอร์รูจินัส เศษคาร์บอนและสีเหลืองอำพัน ความหนาของชั้นหินคือ 283-301 ม.

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

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

ระบบพาลีโอจีน (P2)

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

Talitskayaการก่อตัวประกอบด้วยชั้นของดินเหนียวสีเทาเข้ม ปนทรายในบางพื้นที่ มีซากพืชและเกล็ดปลา ความหนาของชั้นหินคือ 125-146 ม.

Lyulinvorskayaชุดนี้มีดินเหนียวสีเขียวอมเหลืองในส่วนล่างของส่วนซึ่งมักมีลักษณะเป็นไข่ขาวที่มีกระติกน้ำหลายชั้น ความหนาของการก่อตัวคือ 200-363 ม.

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

Atlymskayaการก่อตัวประกอบด้วยตะกอนลุ่มน้ำ - น้ำทะเลจากทวีปยุโรป ซึ่งประกอบด้วยทราย สีเทาถึงสีขาว ส่วนใหญ่เป็นผลึกที่มีถ่านหินสีน้ำตาล ดินเหนียว และหินตะกอน ความหนาของห้องชุด 50-60 ม.

Novomikhaylovskayaสวีท - แสดงโดยการผสมผสานที่ไม่สม่ำเสมอของทรายสีเทาเนื้อละเอียดเม็ดเล็ก ๆ ควอทซ์เฟลด์สปาร์ด้วยดินเหนียวสีเทาและสีน้ำตาลอมเทาและหินตะกอนที่มีชั้นของทรายและถ่านหินสีน้ำตาล ความหนาของการก่อตัวไม่เกิน 80 ม.

Turtasskayaห้องสวีทนี้ประกอบด้วยดินเหนียวสีเทาอมเขียวและหินตะกอน ปูเตียงบางๆ ที่มีไดอะตอมไมต์และทรายควอทซ์-กลูโคไนต์ ความหนาของห้องชุด 40-70 ม.

ระบบควอเทอร์นารี (Q)

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

1.3 เปลือกโลกโครงสร้าง

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

แผนผังโครงสร้างที่ทันสมัยของชั้นใต้ดินก่อนยุคจูราสสิกได้รับการศึกษาจากขอบฟ้า "A" ที่สะท้อนแสง บนแผนที่โครงสร้างตามขอบฟ้าสะท้อนแสง "A" องค์ประกอบโครงสร้างทั้งหมดจะแสดงขึ้น ทางตะวันตกเฉียงใต้ของภูมิภาค - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, Svetloye uplifts ทางทิศตะวันตกเฉียงเหนือ - East Selyarovskoye, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye ทำให้ความลาดชันด้านตะวันออกของโซนยกระดับ West Lempinskaya ซับซ้อน ในภาคกลาง - ราง West Sakhalin ทางทิศตะวันออกของ Gorshkov และ Sakhalin ยกระดับทำให้ Sredne-Lyamin บวมและจมูกโครงสร้าง Sakhalin ซับซ้อนตามลำดับ

บนขอบฟ้าสะท้อนแสง "Db" ซึ่งถูกกักขังไว้ที่ด้านบนสุดของสมาชิก Bystrinskaya การยกรูปโดม Priobskoe การยกคลื่นความถี่ต่ำ West Priobskoe โครงสร้าง West Sakhalinskaya โครงสร้าง Novoobskaya ทางทิศตะวันตกของพื้นที่ มีการร่างลิฟต์คานตี-มณีไว้ ทางเหนือของลิฟต์ Priobsky ลิฟต์ในพื้นที่ของ Light มีความโดดเด่น ทางตอนใต้ของทุ่งในบริเวณบ่อน้ำ 291 การยกที่ไม่ระบุชื่อมีความโดดเด่นตามเงื่อนไข โซนยกระดับตะวันออกของเซลิยารอฟสกายาในพื้นที่ศึกษาถูกร่างด้วยไอโซฮิปส์แผ่นดินไหวแบบเปิด - 2280 ม. ใกล้บ่อน้ำ 606 สามารถตรวจสอบโครงสร้างภาพสามมิติที่มีแอมพลิจูดต่ำได้ พื้นที่เซลิยารอฟสกายาถูกปกคลุมไปด้วยเครือข่ายโปรไฟล์คลื่นไหวสะเทือนแบบเบาบาง บนพื้นฐานของโครงสร้างที่สามารถคาดการณ์ในเชิงบวกได้แบบมีเงื่อนไข การยกของ Selyarovskoe ได้รับการยืนยันโดยแผนโครงสร้างตามแนวขอบฟ้า "B" ที่สะท้อน เนื่องจากการสำรวจพื้นที่ทางตะวันตกที่ไม่ค่อยดีนัก การสำรวจคลื่นไหวทางทิศเหนือของโครงสร้าง Seliyarovskaya จึงมีความแตกต่างกันตามอัตภาพการยกตัวที่ไม่ระบุชื่อรูปโดม

1.4 ปริมาณน้ำมัน

ที่ทุ่ง Priobskoye ระยะอุ้มน้ำมันครอบคลุมตะกอนที่ปกคลุมตะกอนที่มีความหนาพอสมควรตั้งแต่ยุคจูราสสิกตอนกลางถึงยุค 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 ตะกอนจะถูกกักขังอยู่ในเนื้อทรายแม่และเด็กที่เกิดขึ้นในชั้นและตะกอนคลีโนฟอร์มของ Neocomian ซึ่งผลผลิตไม่ได้ถูกควบคุมโดยแผนโครงสร้างที่ทันสมัยและถูกกำหนดโดยการปรากฏตัวของชั้นอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผลในส่วนเท่านั้น การไม่มีน้ำในชั้นหินในส่วนที่มีประสิทธิผลของส่วนนี้ในระหว่างการทดสอบหลายๆ ครั้งพิสูจน์ว่าการสะสมของน้ำมันที่เกี่ยวข้องกับชั้นของชุดเหล่านี้ถูกปิดโดยตัวเลนส์แม่และเด็กที่เติมน้ำมันจนหมด และโครงร่างของตะกอนสำหรับชั้นทรายแต่ละชั้นจะถูกกำหนดโดย ขอบเขตของการกระจาย ข้อยกเว้นคืออ่างเก็บน้ำ AC 7 ที่มีน้ำไหลเข้าจากชั้นหินจากเลนส์ทรายที่เต็มไปด้วยน้ำ

ในส่วนของการสะสม 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 เนื่องจากการก่อตัวภายใต้เงื่อนไขของการเติมด้านข้างของแอ่งน้ำลึกพอสมควร (300-400 ม.) เนื่องจากการกำจัดสิ่งที่เป็นอันตราย วัสดุที่น่ากลัวจากตะวันออกและตะวันออกเฉียงใต้ การก่อตัวของหินตะกอน Neocomian mega-complex เกิดขึ้นในชุดของสภาพบรรพชีวินวิทยาทั้งหมด: การตกตะกอนของทวีป, ชายฝั่งทะเล, หิ้ง, และการตกตะกอนช้ามากในทะเลลึกเปิด

เมื่อเคลื่อนที่จากตะวันออกไปตะวันตก จะมีความลาดชัน (เทียบกับการก่อตัวของ Bazhenov ซึ่งเป็นเกณฑ์มาตรฐานระดับภูมิภาค) ของทั้งชุดดินเหนียวปรุงรส (เกณฑ์มาตรฐานเชิงเขต) และหินทรายตะกอนที่อยู่ระหว่างพวกมัน

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

เมื่อคำนวณปริมาณสำรองในคอมเพล็กซ์ขนาดใหญ่ของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล ระบุ 11 ชั้นที่มีประสิทธิผล: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/ 2-3, AS10/1, 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 ตามพื้นที่ มันตรงบริเวณส่วนจมูกที่มีโครงสร้างคล้ายเฉลียงตรงกลาง ซึ่งสูงที่สุดของจมูกโครงสร้าง และหันจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนือ 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.

พบตะกอน AS 12/3 ที่ระดับความลึก 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. มันถูกกักขังอยู่ในโมโนไคลน์ที่ซับซ้อนโดยการยกตัวในท้องถิ่นของแอมพลิจูดขนาดเล็กที่มีโซนการเปลี่ยนแปลงระหว่างพวกเขา สามด้าน โครงสร้างถูกจำกัดด้วยหน้าจอ lithological และเฉพาะในภาคใต้ (ไปยัง Vostochno-Frolovskaya พื้นที่) อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา ความหนาที่อิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ถึง 40.6 ม. ในขณะที่โซนที่มีความหนาสูงสุด (มากกว่า 12 ม.) ครอบคลุมภาคกลางของอ่างเก็บน้ำและทางทิศตะวันออก 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 ความหนาของขอบฟ้าที่สำคัญที่สุดมีแนวโน้มเพิ่มขึ้นไปทางตะวันออกเฉียงเหนือ (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 ได้รับการพัฒนาในการยกตัวที่คล้ายกับการบวมใกล้เส้นเมอริเดียน 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 ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันจะแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 11.8 ม. ปริมาณน้ำมันที่ไหลเข้าโดยปราศจากน้ำอยู่ในช่วง 2.9 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1064 ม. ถึง 6.4 ม. 3 ต่อวัน

ส่วนของการก่อตัว AS 10 นั้นเสร็จสมบูรณ์โดยรูปแบบที่มีประสิทธิผล AS 10/0 ซึ่งภายในซึ่งมีการระบุแหล่งสะสมสามแห่ง ซึ่งอยู่ในรูปแบบของห่วงโซ่ของการปะทะใต้น้ำ

ขอบฟ้า AC 9 มีการกระจายอย่าง จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของโซน Fascial ที่แยกจากกันซึ่งตั้งอยู่ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือและตะวันออกของโครงสร้างตลอดจนในพื้นที่ของการทรุดตัวทางตะวันตกเฉียงใต้

การสะสมของผลผลิต Neocomian เสร็จสมบูรณ์โดยชั้น AC 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคในการกระจายของแหล่งน้ำมันและน้ำ

แหล่งฝากทางทิศตะวันออกที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่ถูกค้นพบที่ความลึก 2291-2382 ม. โดยมีการวางแนวจากตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนือ ปริมาณน้ำมันไหลเข้า 4.9-6.7 ม. 3 ต่อวัน ที่ระดับไดนามิก 1359-875 ม. ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันอยู่ระหว่าง 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

ตารางสรุปพารามิเตอร์อ่างเก็บน้ำภายในพื้นที่การผลิต

ตาราง 1.1

แหล่งผลิตทางธรณีวิทยาอ่างเก็บน้ำน้ำมัน

1.6 ลักษณะเฉพาะชั้นหินอุ้มน้ำคอมเพล็กซ์

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

ชั้นบนเป็นการรวมตะกอนทูโรเนียน-ควอเทอร์นารีเข้าด้วยกัน และมีลักษณะพิเศษคือการแลกเปลี่ยนน้ำฟรี ในแง่อุทกพลศาสตร์ พื้นเป็นชั้นหินอุ้มน้ำ ซึ่งน้ำใต้ดินและน้ำในชั้นต่าง ๆ เชื่อมต่อถึงกัน

องค์ประกอบของขั้นตอนอุทกธรณีวิทยาตอนบนประกอบด้วยชั้นหินอุ้มน้ำสามชั้น:

1- ชั้นหินอุ้มน้ำควอเทอร์นารี;

2 - ชั้นหินอุ้มน้ำของเงินฝาก Novomikhailovsky;

3 - ชั้นหินอุ้มน้ำของเงินฝาก Atlym

การวิเคราะห์เปรียบเทียบของชั้นหินอุ้มน้ำแสดงให้เห็นว่าชั้นหินอุ้มน้ำ Atlym สามารถใช้เป็นแหล่งหลักของแหล่งน้ำภายในประเทศและแหล่งน้ำดื่มขนาดใหญ่จากส่วนกลาง อย่างไรก็ตาม เนื่องจากค่าใช้จ่ายในการดำเนินการลดลงอย่างมาก จึงสามารถแนะนำเส้นขอบฟ้า Novomikhailovsky ได้

ขั้นอุทกธรณีวิทยาตอนล่างแสดงโดยตะกอนซีโนมาเนียน-จูราสสิกและหินที่ถูกน้ำท่วมที่ส่วนบนของชั้นใต้ดินก่อนยุคจูราสสิก บน ลึกมากในสภาพแวดล้อมที่ยากลำบากและในบางแห่งเกือบจะนิ่งเฉย น้ำแร่ที่มีความร้อนสูงจะก่อตัวขึ้น ซึ่งมีความอิ่มตัวของก๊าซสูงและความเข้มข้นของธาตุที่เพิ่มขึ้น ชั้นล่างโดดเด่นด้วยการแยกชั้นหินอุ้มน้ำจากปัจจัยทางธรรมชาติและภูมิอากาศของพื้นผิวที่เชื่อถือได้ คอมเพล็กซ์อุ้มน้ำสี่แห่งมีความโดดเด่นในส่วนนี้ คอมเพล็กซ์และน้ำขังทั้งหมดสามารถตรวจสอบได้ในระยะทางที่พอสมควร แต่ในขณะเดียวกันก็สังเกตเห็นดินเหนียวของคอมเพล็กซ์ที่สองที่สนาม Priobskoye

น้ำบาดาลของคอมเพล็กซ์ Aptian-Cenomanian ใช้กันอย่างแพร่หลายสำหรับน้ำท่วมอ่างเก็บน้ำน้ำมันในภูมิภาค Middle Ob น้ำมีลักษณะการกัดกร่อนต่ำเนื่องจากไม่มีไฮโดรเจนซัลไฟด์และออกซิเจนอยู่ในน้ำ

1.7 ทางกายภาพและเคมีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำของเหลว

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

ข้อมูลการทดลองเกี่ยวกับความแปรปรวนของน้ำมันตามส่วนของโรงงานผลิตในพื้นที่บ่งชี้ถึงความแตกต่างเล็กน้อยของน้ำมันภายในแหล่งสะสม

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

ปริมาณไฮโดรคาร์บอนเบา CH4 - C5H12 ที่ละลายในน้ำมัน 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 ปริมาณรวมของบิวเทนคือ 8.1-9.6%, เพนเทน 2.7-3.2%, ไฮโดรคาร์บอนหนักС6Н14 + สูงกว่า 0.95-1.28% ปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์และไนโตรเจนมีน้อยประมาณ 1%

น้ำมันที่ขับก๊าซออกของชั้นหินทั้งหมดเป็นกำมะถัน 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

การเปรียบเทียบค่าเฉลี่ยความพรุนและการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำเลเยอร์ AC10-AC12 ตามแกนหลักและการบันทึก

ตาราง 1.2

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 ถูกวาดขึ้นที่ระยะห่างสองขั้นของตารางปฏิบัติการ (500x500 ม.) ตามที่กำหนดโดย "การจำแนกประเภท ... "

การประมาณปริมาณสำรองเสร็จสมบูรณ์โดยการคูณปริมาตรของแหล่งกักเก็บที่อิ่มตัวด้วยน้ำมันสำหรับแต่ละชั้นและภายในหมวดหมู่ที่เลือกด้วยความหนาแน่นของน้ำมันที่ระบายออกในระหว่างการแยกชั้นของน้ำมันและปัจจัยการแปลง ควรสังเกตว่าพวกเขาค่อนข้างแตกต่างจากที่ยอมรับก่อนหน้านี้ ประการแรก เนื่องจากการยกเว้นจากการคำนวณของหลุมที่อยู่ห่างไกลจากพื้นที่ที่ได้รับอนุญาต 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

ในส่วนที่เจาะของส่วนฝั่งซ้ายของสนาม Priobskoye ได้มีการจัดปาร์ตี้การคำนวณเงินสำรองของ Yuganskneftegaz JSC

109438,000 ตันกระจุกตัวอยู่ในส่วนที่เจาะ ยอดดุลและ 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

*) สำหรับส่วนหนึ่งของอาณาเขตของหมวดหมู่ C1 ซึ่งผลิตน้ำมัน

2 . วิธีการขุดอุปกรณ์ที่ใช้

การพัฒนาของโรงงานผลิตแต่ละแห่ง AS 10 , AS 11 , AS 12 ได้ดำเนินการด้วยการวางตำแหน่งของหลุมตามรูปแบบสามเหลี่ยมสามแถวแบบเส้นตรงที่มีความหนาแน่นของกริดที่ 25 เฮกตาร์/หลุม โดยมีการเจาะหลุมทั้งหมดจนถึง AS 12 การก่อตัว

ในปี 2550 SibNIINP ได้จัดทำ "ภาคผนวกของโครงการเทคโนโลยีสำหรับการพัฒนานำร่องของส่วนฝั่งซ้ายของเขต Priobskoye รวมถึงพื้นที่น้ำท่วมขัง N4" ซึ่งมีการปรับเปลี่ยนเพื่อพัฒนาส่วนฝั่งซ้ายของ กับการเชื่อมต่อกับการทำงานของคลัสเตอร์ใหม่ 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 การเติบโตของการลดการใช้น้ำในการผลิตเริ่มต้นขึ้น และภายในปี 2010 จะถึงระดับ - 9.8% 5 ปีแรกการตัดน้ำจะเป็น 0%

ภายในปี 2010 กองทุนการผลิตหลุมจำนวน 414 หลุม โดย 373 หลุมผลิตผลิตภัณฑ์โดยวิธียานยนต์ ภายในปี 2010 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตาราง 2.1) .

สนาม Priobskoye เป็นหนึ่งในเขตที่อายุน้อยที่สุดและมีแนวโน้มมากที่สุดในไซบีเรียตะวันตก

2.3 ลักษณะเฉพาะการพัฒนา,ที่มีอิทธิพลบนการเอารัดเอาเปรียบบ่อน้ำ

ฟิลด์นี้มีลักษณะเฉพาะด้วยอัตราการไหลของบ่อน้ำต่ำ ปัญหาหลักในการพัฒนาภาคสนามคือผลผลิตที่ต่ำของหลุมผลิต ค่าการฉีดตามธรรมชาติต่ำ (โดยไม่ทำให้รูปแบบแตกตัวด้วยน้ำที่ฉีด) การฉีดของหลุมฉีด เช่นเดียวกับการกระจายแรงดันที่ต่ำเหนือตะกอนระหว่างการบำรุงรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำ (เนื่องจาก การเชื่อมต่ออุทกพลศาสตร์ที่อ่อนแอของแต่ละส่วนของอ่างเก็บน้ำ) การแสวงประโยชน์จากรูปแบบ AS 12 ควรแยกออกเป็นปัญหาที่แยกจากกันของการพัฒนาภาคสนาม เนื่องจากอัตราการผลิตต่ำ บ่อน้ำจำนวนมากในรูปแบบนี้จึงต้องปิดตัวลง ซึ่งอาจนำไปสู่การอนุรักษ์น้ำมันสำรองจำนวนมากอย่างไม่มีกำหนด แนวทางหนึ่งในการแก้ปัญหานี้ในรูปแบบ AS 12 คือการดำเนินการตามมาตรการเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมัน

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

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นการผลิตของพื้นที่บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ในการพัฒนาพื้นที่โดยไม่ส่งอิทธิพลต่อชั้นการผลิตอย่างแข็งขันและไม่ใช้วิธีการเพิ่มความเข้มข้นในการผลิต

นี่เป็นการยืนยันประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย

3 . วิธีการประยุกต์ของการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่

3.1 ทางเลือกกระบวนการผลกระทบบนน้ำมันเงินฝาก

การเลือกวิธีการที่จะมีอิทธิพลต่อการสะสมของน้ำมันนั้นพิจารณาจากปัจจัยหลายประการ ปัจจัยที่สำคัญที่สุดคือลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของแหล่งสะสม ความเป็นไปได้ทางเทคโนโลยีของการนำวิธีการไปใช้ในสาขาที่กำหนด และเกณฑ์ทางเศรษฐกิจ วิธีการกระตุ้นการก่อตัวตามรายการข้างต้นมีการดัดแปลงหลายอย่างและโดยพื้นฐานแล้วจะขึ้นอยู่กับองค์ประกอบจำนวนมากของสารทำงานที่ใช้ ดังนั้นเมื่อวิเคราะห์วิธีการกระตุ้นที่มีอยู่ อย่างแรกเลยคือ การใช้ประสบการณ์ของการพัฒนาพื้นที่ในไซบีเรียตะวันตก เช่นเดียวกับพื้นที่ในภูมิภาคอื่นๆ ที่มีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำคล้ายกับสนาม Priobskoye (การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำเป็นหลัก) และการก่อตัว ของเหลว

สำหรับวิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมันโดยมีอิทธิพลต่อบริเวณก้นหลุมของบ่อน้ำนั้น วิธีที่นิยมใช้กันมากที่สุดคือ:

การแตกหักของไฮดรอลิก

การบำบัดด้วยกรด

การบำบัดทางกายภาพและเคมีด้วยรีเอเจนต์ต่างๆ

การบำบัดทางอุณหพลศาสตร์และเทอร์โมเคมี

แรงกระแทกแบบพัลส์ แบบสั่นสะเทือนและเสียง

3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการกระตุ้นต่างๆในเขต Priobskoye

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพหลักของเขต Priobskoye สำหรับการประเมินการบังคับใช้ของวิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่ :

ความลึกของชั้นการผลิต - 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,

การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำ ค่าเฉลี่ยตามผลการศึกษาหลัก - 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

การเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นแหล่งกักเก็บอย่างมีประสิทธิภาพ สังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียด วิธีการข้างต้นสำหรับเขต Priobskoye ก็สามารถแยกออกจากวิธีข้างต้นได้: วิธีทางความร้อนและน้ำท่วมของพอลิเมอร์ (เช่น วิธีการถ่ายเทน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำ) วิธีการระบายความร้อนใช้สำหรับอ่างเก็บน้ำที่มีน้ำมันความหนืดสูงและที่ความลึกสูงสุด 1500-1700 ม. น้ำท่วมโพลีเมอร์ควรใช้ในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านมากกว่า 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 (สำหรับอ่างเก็บน้ำที่ไม่ต่อเนื่อง อาจเพิ่มความครอบคลุมอ่างเก็บน้ำบางส่วนตามส่วนได้)

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

ความหลากหลายของอ่างเก็บน้ำที่พัฒนาอย่างมากและชั้น interlayers จำนวนมาก ทำให้ครอบคลุมอ่างเก็บน้ำต่ำด้วยสารละลายอัลคาไล

อุปสรรคสำคัญต่อการใช้งาน ระบบอิมัลชันสำหรับผลกระทบต่อการสะสมของสนาม Priobskoye เป็นลักษณะการกรองต่ำของอ่างเก็บน้ำของสนาม ความต้านทานการกรองที่สร้างขึ้นโดยอิมัลชันในอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำจะทำให้การฉีดของหลุมฉีดลดลงอย่างรวดเร็วและอัตราการคืนตัวของน้ำมันลดลง

3.3 วิธีการส่งอิทธิพลต่อบริเวณก้นหลุมเพื่อกระตุ้นการผลิต

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

การวิเคราะห์การรักษาที่ดำเนินการแสดงให้เห็นว่าองค์ประกอบของกรดไฮโดรคลอริกและกรดไฮโดรฟลูออริกช่วยเพิ่มการซึมผ่านของโซนใกล้หลุมเจาะ การฉีดของหลุมเพิ่มขึ้นจาก 1.5 เป็น 10 เท่า สามารถติดตามผลได้ตั้งแต่ 3 เดือนถึง 1 ปี

ดังนั้น จากการวิเคราะห์ของการบำบัดกรดที่ดำเนินการที่สนาม จึงสรุปได้ว่าควรทำการบำบัดกรดบริเวณก้นหลุมของหลุมฉีดเพื่อฟื้นฟูสภาพการฉีด

3.3.2 การแตกหักด้วยไฮดรอลิก

การแตกหักด้วยไฮดรอลิก (HF) เป็นหนึ่งในที่สุด วิธีที่มีประสิทธิภาพการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำและเพิ่มการผลิตน้ำมันสำรอง การแตกหักด้วยไฮดรอลิกใช้กันอย่างแพร่หลายทั้งในการผลิตน้ำมันในประเทศและต่างประเทศ

ประสบการณ์การแตกหักของไฮดรอลิกที่สำคัญได้สะสมไว้ที่เขต Priobskoye แล้ว การวิเคราะห์ที่ดำเนินการที่ฟิลด์การแตกหักด้วยไฮดรอลิกบ่งชี้ถึงประสิทธิภาพของการกระตุ้นการผลิตประเภทนี้สำหรับภาคสนาม แม้จะมีอัตราการผลิตที่ลดลงอย่างมีนัยสำคัญหลังจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิก การแตกหักของไฮดรอลิกในกรณีของเขต Priobskoye ไม่ได้เป็นเพียงวิธีการผลิตที่เข้มข้นขึ้นเท่านั้น แต่ยังเพิ่มการกู้คืนน้ำมันอีกด้วย ประการแรก การแตกหักแบบไฮดรอลิกช่วยให้คุณเชื่อมต่อปริมาณสำรองน้ำมันที่ไม่ระบายออกในอ่างเก็บน้ำที่ไม่ต่อเนื่องของแหล่งน้ำ ประการที่สอง การกระแทกประเภทนี้ทำให้คุณสามารถเลือกปริมาณน้ำมันเพิ่มเติมจากรูปแบบการซึมผ่านต่ำ AS 12 สำหรับช่วงเวลาที่ยอมรับได้ของการใช้งานภาคสนาม

ระดับเพิ่มเติมเหยื่อจากถือพร่าพรายไฮดรอลิกบนPriobskyสนาม.

การแนะนำวิธีการแตกหักด้วยไฮดรอลิกที่สนาม Priobskoye เริ่มขึ้นในปี 2549 ซึ่งเป็นหนึ่งในวิธีการกระตุ้นที่แนะนำมากที่สุดในสภาวะการพัฒนาเหล่านี้

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

ณ สิ้นปี 2551 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมอันเนื่องมาจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนประมาณ 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 เนื่องจากให้ผลผลิตต่ำที่สุดและมีปริมาณสำรองน้ำมันส่วนใหญ่อยู่ในโซนฝั่งซ้ายของสนาม

ณ สิ้นปี 2553 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนมากกว่า 44% ของการผลิตน้ำมันจากน้ำมันที่ผลิตได้ทั้งหมดในระหว่างปี

พลวัตของการผลิตน้ำมันสำหรับภาคสนามโดยรวม เช่นเดียวกับการผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกแสดงไว้ในตารางที่ 3.2

ตารางที่3.2

การผลิตน้ำมันที่เพิ่มขึ้นอย่างมากเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกนั้นชัดเจน ตั้งแต่ปี 2549 การผลิตเพิ่มเติมจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิกมีจำนวน 4,900 ตัน ทุกปีการผลิตจากการแตกหักด้วยไฮดรอลิกเพิ่มขึ้นทุกปี มูลค่าการเติบโตสูงสุดคือ 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

วิธีการสร้างช่องทางการกรองเพิ่มเติมอาจรวมถึงเช่นเทคโนโลยีการสร้างระบบรอยแตกในระหว่างการเปิดอ่างเก็บน้ำรองด้วยเครื่องเจาะบนท่อ - ระบบการเจาะทะลุของอ่างเก็บน้ำ (FSPP)

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

เอกสารที่คล้ายกัน

คำอธิบายของสถานะปัจจุบันของการพัฒนาเขต Yuzhno-Priobskoye โครงสร้างองค์กรยูบีอาร์ เทคนิคการเจาะน้ำมัน. การก่อสร้างท่อวิ่งและปลอกหุ้ม ค่าธรรมเนียมการค้าและการบำบัดน้ำมันและก๊าซ

รายงานการปฏิบัติเพิ่ม 06/07/2013


ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาและการพัฒนาของเงินฝาก Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยาของอ่างเก็บน้ำอิ่มตัวด้วยน้ำมัน การวิเคราะห์ประสิทธิภาพที่ดี ผลกระทบต่อการก่อตัวของการแตกร้าวด้วยน้ำมันของไฮดรอลิก - วิธีการหลักของการทำให้แรงขึ้น

ภาคเรียนที่เพิ่ม 05/18/2012


ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของวัตถุ AC10 ทางตอนใต้ของเขต Priobskoye ลักษณะของสต็อกบ่อน้ำและตัวชี้วัดการดำเนินงาน การพัฒนาเทคโนโลยีการวิจัยแหล่งน้ำมันหลายชั้น การวิเคราะห์ความอ่อนไหวต่อความเสี่ยงของโครงการ

วิทยานิพนธ์, เพิ่ม 05/25/2014


ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับการฝาก Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยา การก่อตัวที่มีประสิทธิผลภายในเมกะคอมเพล็กซ์ของเงินฝากแบบนีโอโคเมียน คุณสมบัติของของเหลวในอ่างเก็บน้ำและก๊าซ สาเหตุของมลภาวะบริเวณก้นหลุม ประเภทของการบำบัดด้วยกรด

ภาคเรียนที่เพิ่ม 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 ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาสนาม การวิเคราะห์ตัวบ่งชี้ประสิทธิภาพของสต็อกที่ดี วิธีการหลักในการเพิ่มการกู้คืนน้ำมันและการมีส่วนร่วมในการพัฒนาน้ำมันสำรองที่เหลือ

ภาคเรียนที่เพิ่ม 01/22/2558


ลักษณะทางธรณีวิทยาของเขต Khkhryakovskoye การพิสูจน์วิธีการที่มีเหตุผลในการยกของไหลในหลุม 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