Priobskoye oil field sa mapa. Priobskoye oil field - iv_g

Ngayon ang RN-Yuganskneftegaz LLC ay patuloy na nagtatrabaho sa pag-unlad ng hilagang bahagi ng larangan ng langis ng Priobskoye, at ang Gazpromneft-Khantos LLC, na kabilang sa Gazpromneft, ay bumubuo ng katimugang bahagi ng larangan. Ang katimugang bahagi ng Priobskoye NM ay may mga lisensyadong lugar na hindi gaanong mahalaga sa lugar. Ang pagbuo ng mga segment ng Sredne-Shapshinskiy at Verkhne-Shapshinskiy ay isinagawa mula noong 2008 ng NAK AKI OTYR, na kabilang sa OAO Russneft.

Mga prospect para sa Priobsky NM

Isang taon na ang nakalilipas, ang Gazpromneft-Khantos ay naging may-ari ng isang lisensya upang magsagawa ng isang geological na pag-aaral ng mga parameter na may kaugnayan sa malalim na oil-saturated horizon. Ang katimugang bahagi ng NM Priobskoe, kabilang ang mga pormasyon ng Bazhenov at Achimov, ay napapailalim sa pag-aaral.

Noong nakaraang taon ay minarkahan ng pagsusuri ng heograpikal na data sa teritoryo ng Bazheno-Abalaksky complex ng South Priobsky NM. Ang kumbinasyon ng espesyal na pangunahing pagsusuri at pagsusuri ng klase ng mga reserbang ito ay nagsasangkot ng pagbabarena ng apat na deviated prospecting at appraisal wells.

Ang mga pahalang na balon ay bubutasan sa 2016. Upang matantya ang dami ng mga nare-recover na reserba, ang isang multi-stage hydraulic fracturing ay inaasahan.

Ang epekto ng deposito sa ekolohiya ng lugar

Ang pangunahing mga kadahilanan na nakakaapekto sa sitwasyon sa kapaligiran sa lugar ng deposito ay ang pagkakaroon ng mga emisyon sa kapaligiran. mga layer. Ang mga emisyon na ito ay petrolyo gas, mga produkto ng pagkasunog ng langis, mga bahagi ng pagsingaw mula sa mga maliliit na bahagi ng hydrocarbon. Bilang karagdagan, ang mga spill ng mga produktong langis at mga bahagi sa lupa ay sinusunod.

Ang kakaibang territorial feature ng deposito ay dahil sa lokasyon nito sa floodplain river landscapes at sa loob ng water protection zone. Ang pagtatanghal ng mga espesyal na kinakailangan para sa pag-unlad ay batay sa mataas na halaga. Sa sitwasyong ito, ang mga lupain ng baha ay isinasaalang-alang, na may katangian na mataas na dynamism at kumplikadong hydrological na rehimen. Ang lugar na ito ay pinili para sa pugad. migratory birds semiaquatic species, marami ang kasama sa Red Book. Ang deposito ay matatagpuan sa teritoryo ng mga ruta ng paglipat at taglamig na lugar para sa maraming mga bihirang kinatawan ng ichthyofauna.

Kahit na 20 taon na ang nakalilipas, ang Central Commission para sa pagbuo ng NM at NGM sa ilalim ng Ministri ng Fuel at Enerhiya ng Russia, pati na rin ang Ministry for Environmental Protection at Natural Resources ng Russia, ay inaprubahan ang eksaktong pamamaraan para sa pagbuo ng NM Priobskoye at ang kapaligiran na bahagi ng buong paunang dokumentasyon ng proyekto.

Ang deposito ng Priobskoye ay pinutol sa dalawang bahagi ng Ob River. Ito ay latian at sa panahon ng baha karamihan dito ay binabaha. Ito ang mga kundisyong ito na nag-ambag sa pagbuo ng mga lugar ng pangingitlog ng isda sa teritoryo ng NM. Ang Ministry of Fuel and Energy ng Russia ay ipinakita sa Estado Duma materyales, batay sa kung saan ang isang konklusyon ay ginawa tungkol sa komplikasyon ng pag-unlad ng Priobskoye oilfield dahil sa mga umiiral na natural na mga kadahilanan. Kinukumpirma ng mga naturang dokumento ang pangangailangan para sa karagdagang mga mapagkukunang pinansyal upang magamit lamang ang pinakabago at kapaligirang friendly na mga teknolohiya sa larangan, na magbibigay-daan sa lubos na mahusay na pagpapatupad ng mga hakbang sa pangangalaga sa kapaligiran.

Nasa Saudi Arabia sila, kahit high school student alam. Pati na rin ang katotohanang nasa likod nito ang Russia sa listahan ng mga bansang may makabuluhang reserbang langis. Gayunpaman, sa mga tuntunin ng produksyon, mas mababa tayo sa ilang mga bansa nang sabay-sabay.

Mayroong pinakamalaking sa Russia sa halos lahat ng mga rehiyon: sa Caucasus, sa mga distrito ng Ural at West Siberian, sa Hilaga, sa Tatarstan. Gayunpaman, malayo sa lahat ng mga ito ay binuo, at ang ilan, tulad ng Tekhneftinvest, na ang mga site ay matatagpuan sa Yamalo-Nenets at kalapit na mga distrito ng Khanty-Mansiysk, ay hindi kumikita.

Kaya naman noong Abril 4, 2013 isang deal ang binuksan sa Rockefeller Oil Company, na nagsimula na sa lugar.

Gayunpaman, hindi lahat ng mga patlang ng langis at gas sa Russia ay hindi kumikita. Patunay nito ang matagumpay na pagmimina na isinasagawa ng ilang kumpanya nang sabay-sabay sa Yamalo-Nenets District, sa magkabilang bangko ng Ob.

Ang larangan ng Priobskoye ay itinuturing na isa sa pinakamalaking hindi lamang sa Russia, kundi pati na rin sa buong mundo. Ito ay binuksan noong 1982. Lumalabas na ang mga reserba ng langis ng West Siberian ay matatagpuan pareho sa kaliwa at sa kanang bangko. Ang pag-unlad sa kaliwang bangko ay nagsimula pagkalipas ng anim na taon, noong 1988, at sa kanang bangko, pagkalipas ng labing-isang taon.

Ngayon ay kilala na ang larangan ng Priobskoye ay higit sa 5 bilyong tonelada ng mataas na kalidad na langis, na matatagpuan sa lalim na hindi hihigit sa 2.5 kilometro.

Malaking reserba ng langis ang naging posible upang maitayo ang Priobskaya gas turbine power plant malapit sa field, na eksklusibong nagpapatakbo sa nauugnay na gasolina. Ang istasyong ito ay hindi lamang ganap na nakakatugon sa mga kinakailangan ng larangan. Nagagawa nitong ibigay ang ginawang kuryente sa Khanty-Mansiysk Okrug para sa mga pangangailangan ng mga residente.

Ngayon, maraming mga kumpanya ang bumubuo ng larangan ng Priobskoye nang sabay-sabay.

Ang ilan ay sigurado na sa panahon ng pagkuha, tapos, pinong langis ay lumalabas sa lupa. Ito ay isang malalim na maling akala. Reservoir fluid na lumalabas

Ang ibabaw (hilaw na langis) ay ihahatid sa mga workshop, kung saan ito ay lilinisin ng mga impurities at tubig, ang dami ng magnesium ions ay magiging normal, at ang nauugnay na gas ay paghihiwalayin. Ito ay isang malaki at mataas na katumpakan na gawain. Para sa pagpapatupad nito, ang larangan ng Priobskoye ay binigyan ng isang buong kumplikadong mga laboratoryo, workshop at mga network ng transportasyon.

Ang mga natapos na produkto (langis at gas) ay dinadala at ginagamit para sa kanilang layunin, na nag-iiwan lamang ng basura. Sila ang lumikha ngayon ng pinakamalaking problema para sa larangan: napakarami sa kanila na imposibleng maalis ang mga ito.

Ang negosyo, na partikular na nilikha para sa pag-recycle, ngayon ay nagpoproseso lamang ng "pinakasariwang" basura. Ang pinalawak na luad ay ginawa mula sa putik (tulad ng tawag dito ng kumpanya), na napakalaki ng pangangailangan sa konstruksyon. Gayunpaman, hanggang ngayon ay mga daan lamang para sa deposito ang ginagawa mula sa nagresultang pinalawak na luad.

Ang larangan ay may isa pang kabuluhan: nagbibigay ito ng matatag, mahusay na bayad na mga trabaho para sa ilang libong manggagawa, kung saan mayroong parehong mataas na kwalipikadong mga espesyalista at hindi sanay na mga manggagawa.

Ipadala ang iyong mabuting gawa sa base ng kaalaman ay simple. Gamitin ang form sa ibaba

Ang mga mag-aaral, nagtapos na mga mag-aaral, mga batang siyentipiko na gumagamit ng base ng kaalaman sa kanilang pag-aaral at trabaho ay lubos na magpapasalamat sa iyo.

Naka-host sa http://www.allbest.ru/

Panimula

1 Mga katangiang geological ng larangan ng Priobskoye

1.1 Pangkalahatang impormasyon tungkol sa larangan

1.2 Lithostratigraphic na seksyon

1.3 Tectonic na istraktura

1.4 Nilalaman ng langis

1.5 Reservoir characterization

1.6 Mga katangian ng aquifers

1.7 Pisikal at kemikal na mga katangian ng pagbuo ng mga likido

1.8 Pagtataya ng mga reserbang langis

1.8.1 Mga reserbang langis

2. Pangunahing teknikal at pang-ekonomiyang tagapagpahiwatig ng pag-unlad ng larangan ng Priobskoye

2.1 Dynamics ng mga pangunahing tagapagpahiwatig ng pag-unlad ng larangan ng Priobskoye

2.2 Pagsusuri ng mga pangunahing tagapagpahiwatig ng teknikal at pang-ekonomiyang pag-unlad

2.3 Mga tampok sa pagbuo na nakakaapekto sa pagpapatakbo ng balon

3. Inilapat na mga paraan ng pinahusay na pagbawi ng langis

3.1 Pagpili ng paraan ng epekto sa reservoir ng langis

3.2 Geological at pisikal na pamantayan para sa pagiging angkop ng iba't ibang paraan ng epekto sa larangan ng Priobskoye

3.2.1 Pagbaha ng tubig

3.3 Mga paraan ng pag-impluwensya sa bottomhole zone ng isang balon upang pasiglahin ang produksyon ng langis

3.3.1 Mga paggamot sa acid

3.3.2 Hydraulic fracturing

3.3.3 Pagpapabuti ng kahusayan sa pagbutas

Konklusyon

Panimula

Ang industriya ng langis ay isa sa pinakamahalagang bahagi ng ekonomiya ng Russia, na direktang nakakaapekto sa pagbuo ng badyet ng bansa at mga pag-export nito.

Estado mapagkukunan base langis at gas complex ang pinakamalalang problema ngayon. Ang mga mapagkukunan ng langis ay unti-unting nauubos, ang isang malaking bilang ng mga patlang ay nasa huling yugto ng pag-unlad at may isang malaking porsyento ng pagbawas ng tubig, samakatuwid, ang pinaka-kagyat at pinakamahalagang gawain ay upang maghanap at magsagawa ng mga bata at maaasahang larangan, isa sa na ang larangan ng Priobskoye (sa mga tuntunin ng mga reserba, ito ay isa sa pinakamalaking deposito sa Russia).

Ang balanseng reserba ng langis na inaprubahan ng State Reserves Commission para sa kategoryang C 1 ay umaabot sa 1827.8 milyong tonelada, mababawi na 565.0 milyong tonelada. na may oil recovery factor na 0.309, na isinasaalang-alang ang mga reserba sa buffer zone sa ilalim ng mga floodplains ng Ob at Bolshoi Salym river.

Ang mga reserbang balanse ng langis ng kategorya C 2 ay 524,073 libong tonelada, mababawi - 48,970 libong tonelada, na may kadahilanan sa pagbawi ng langis na 0.093.

Ang patlang ng Priobskoye ay may ilang mga tampok na katangian:

malaki, multilayer, natatangi sa mga tuntunin ng mga reserbang langis;

hindi naa-access, nailalarawan sa pamamagitan ng makabuluhang latian, sa panahon ng tagsibol-tag-init karamihan sa teritoryo ay binabaha ng tubig baha;

Ang Ob River ay dumadaloy sa field, na hinahati ito sa kanang-pampang at kaliwang-pampang na bahagi.

Ang patlang ay nailalarawan sa pamamagitan ng isang kumplikadong istraktura ng mga produktibong abot-tanaw. Ang mga pormasyon na AC10, AC11, AC12 ay pang-industriya na interes. Ang mga reservoir ng horizons AC10 at AC11 ay katamtaman at mababang produktibo, at ang AC12 ay hindi gaanong produktibo. Ang pagsasamantala sa pagbuo ng AC12 ay dapat isa-isa bilang isang hiwalay na problema sa pag-unlad, dahil , ang AC12 reservoir din ang pinakamahalaga sa lahat ng reservoir sa mga tuntunin ng mga reserba. Ang katangiang ito ay nagpapahiwatig ng imposibilidad ng pagbuo ng larangan nang hindi aktibong naiimpluwensyahan ang produktibong strata nito.

Isa sa mga paraan upang malutas ang problemang ito ay ang pagpapatupad ng mga hakbang upang paigtingin ang produksyon ng langis.

1 . Katangiang heolohikalPriobskyLugar ng Kapanganakan

1.1 Pangkalahatang impormasyon tungkol sa larangan

Ang larangan ng langis ng Priobskoye ay administratibong matatagpuan sa rehiyon ng Khanty-Mansiysk ng Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ng rehiyon ng Tyumen.

Ang lugar ng trabaho ay matatagpuan 65 km sa silangan ng lungsod ng Khanty-Mansiysk, 100 km sa kanluran ng lungsod ng Nefteyugansk. Sa kasalukuyan, ang lugar ay isa sa mga pinaka-ekonomiko na umuunlad sa Autonomous Okrug, na naging posible dahil sa ang paglaki sa dami ng geological exploration at produksyon ng langis.

Ang pinakamalaking kalapit na mga patlang na binuo ay: Salymskoye, na matatagpuan 20 km sa silangan, Prirazlomnoye, na matatagpuan sa agarang paligid, Pravdinskoye, 57 km sa timog-silangan.

Ang Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk gas pipeline at ang Ust-Balyk-Omsk oil pipeline ay dumadaan sa timog-silangan ng field.

Ang hilagang bahagi ng lugar ng Priobskaya ay matatagpuan sa loob ng Ob floodplain - isang batang alluvial plain na may akumulasyon ng medyo malalaking Quaternary deposits. Ang ganap na mga marka ng kaluwagan ay 30-55 m. Ang katimugang bahagi ng lugar ay bumagsak patungo sa isang patag na alluvial na kapatagan sa antas ng pangalawang terrace ng baha na may mahinang ipinahayag na mga anyo ng pagguho ng ilog at akumulasyon. Ang ganap na marka dito ay 46-60 m.

Ang hydrographic network ay kinakatawan ng Maly Salym channel, na dumadaloy sa sublatitudinal na direksyon sa hilagang bahagi ng lugar at sa lugar na ito ay konektado ng maliliit na channel na Malaya Berezovskaya at Pola na may malaki at buong daloy ng Ob channel na Bolshoi Salym. Ang Ob River ay ang pangunahing daluyan ng tubig ng rehiyon ng Tyumen. Mayroong isang malaking bilang ng mga lawa sa teritoryo ng rehiyon, ang pinakamalaking kung saan ay ang Olevashkina Lake, Karasye Lake, Okunevoe Lake. Ang mga latian ay hindi madaanan, nagyeyelo sa pagtatapos ng Enero at ang pangunahing hadlang sa paggalaw ng mga sasakyan.

Ang klima ng rehiyon ay matalim na kontinental na may mahabang taglamig at maikling mainit na tag-init. Ang taglamig ay mayelo at niyebe. Ang pinakamalamig na buwan ng taon ay Enero (ang average na buwanang temperatura ay -19.5 degrees C). Ang absolute minimum ay -52 degrees C. Ang pinakamainit ay Hulyo (ang average na buwanang temperatura ay +17 degrees C), ang absolute maximum ay +33 degrees C. Ang average na taunang pag-ulan ay 500-550 mm bawat taon, na may 75% na pagbagsak sa mainit na panahon. Ang snow cover ay itinatag sa ikalawang kalahati ng Oktubre at nagpapatuloy hanggang sa unang bahagi ng Hunyo. Ang kapal ng snow cover ay mula 0.7 m hanggang 1.5-2 m. Ang lalim ng pagyeyelo ng lupa ay 1-1.5 m.

Ang lugar na isinasaalang-alang ay nailalarawan sa pamamagitan ng podzolic clay soil sa medyo matataas na lugar at peaty-podzolic-silt at peat soil sa wetlands. Sa loob ng kapatagan, ang mga alluvial na lupa ng mga terrace ng ilog ay halos mabuhangin, kung minsan ay clayey. Mundo ng gulay iba-iba. Nanaig ang koniperus at halo-halong kagubatan.

Ang lugar ay matatagpuan sa isang zone ng disjunct na paglitaw ng malapit sa ibabaw at relict permafrost na mga bato. Ang malapit sa ibabaw na nagyelo na mga lupa ay nasa mga watershed sa ilalim ng peat bogs. Ang kanilang kapal ay kinokontrol ng antas ng tubig sa lupa at umabot sa 10-15 m, ang temperatura ay pare-pareho at malapit sa 0 degrees C.

Sa mga katabing teritoryo (ang mga nagyelo na bato ay hindi napag-aralan sa larangan ng Priobskoye), ang permafrost ay nangyayari sa lalim ng 140-180 m (Lyantorskoye field). Ang kapal ng permafrost ay 15-40 m, bihirang higit pa. Ang frozen ay mas madalas na mas mababa, mas clayey, bahagi ng Novomikhailovskaya at isang hindi gaanong bahagi ng mga suite ng Atlymskaya.

Ang pinakamalaking pamayanan na pinakamalapit sa lugar ng trabaho ay ang mga lungsod ng Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut at mula sa mas maliliit na pamayanan - ang mga nayon ng Seliyarovo, Sytomino, Lempino at iba pa.

1.2 Lithostratigraphicpaghiwa

Ang geological na seksyon ng deposito ng Priobskoye ay binubuo ng isang makapal na layer (higit sa 3000 m) ng mga napakalakas na deposito ng sedimentary cover ng edad ng Meso-Cenozoic, na nakapatong sa mga bato ng pre-Jurassic complex, na kinakatawan ng weathering crust.

Pre-Jurassic edukasyon (Pz)

Sa seksyon ng pre-Jurassic sequence, dalawang yugto ng istruktura ang nakikilala. Ang mas mababang isa, na nakakulong sa pinagsama-samang crust, ay kinakatawan ng malakas na dislocated graphite-porphyrites, gravelstones, at metamorphosed limestones. Ang itaas na yugto, na kinilala bilang isang intermediate complex, ay binubuo ng hindi gaanong na-dislocate na effusive-sedimentary na deposito ng Permian-Triassic na edad hanggang sa 650 m ang kapal.

Jurassic system (J)

Ang Jurassic system ay kinakatawan ng lahat ng tatlong dibisyon: lower, middle at upper.

Kabilang dito ang Tyumen (J1+2), Abalak at Bazhenov formations (J3).

mga deposito Tyumen ang mga pormasyon ay nangyayari sa base ng sedimentary na takip sa mga bato ng weathering crust na may angular at stratigraphic unconformity at kinakatawan ng isang complex ng mga terrigenous na bato ng clayey-sandy-siltstone na komposisyon.

Ang kapal ng mga deposito ng Tyumen suite ay nag-iiba mula 40 hanggang 450 m. Sa loob ng deposito, natuklasan ang mga ito sa lalim ng 2806-2973m. Ang mga deposito ng Tyumen Formation ay naaayon sa pagkakapatong ng Upper Jurassic na deposito ng Abalak at Bazhenov Formations. Abalakskaya ang suite ay binubuo ng dark gray hanggang black, locally calcareous, glauconite mudstones na may siltstone intercalations sa itaas na bahagi ng section. Ang kapal ng suite ay mula 17 hanggang 32 m.

mga deposito Bazhenov ang mga pormasyon ay kinakatawan ng madilim na kulay-abo, halos itim, bituminous argillites na may mga intercalations ng mahinang silty argillites at organic-argillaceous-carbonate na mga bato. Ang kapal ng suite ay 26-38 m.

Chalk system (K)

Ang mga deposito ng Cretaceous system ay binuo sa lahat ng dako at kinakatawan ng itaas at mas mababang mga seksyon.

Ang mga suite ng Akh, Cherkashin, Alym, Vikulov, at Khanty-Mansi ay nakikilala mula sa ibaba hanggang sa itaas, at ang mga suite ng Khanty-Mansi, Uvat, Kuznetsov, Berezov, at Gankin ay nakikilala sa itaas na seksyon.

Ilalim na bahagi akhskoy Ang pagbuo (K1g) ay pangunahing kinakatawan ng mga mudstone na may subordinate na manipis na interlayer ng mga siltstone at sandstone, na pinagsama sa pagkakasunud-sunod ng Achimov.

Sa itaas na bahagi ng Akh Formation, namumukod-tangi ang isang may edad na miyembro ng finely elutriated, dark grey, papalapit na gray Pim clays.

Ang kabuuang kapal ng pagbuo ay nag-iiba mula kanluran hanggang silangan mula 35 hanggang 415 m. Sa mga seksyon na matatagpuan sa silangan, isang pangkat ng mga layer na BS1-BS12 ay nakakulong sa stratum na ito.

Paghiwa Cherkashin Ang suite (K1g-br) ay kinakatawan ng isang maindayog na paghahalili ng mga gray na clay, siltstone at silty sandstone. Ang huli, sa loob ng field, pati na rin ang mga sandstone, ay komersyal na may langis at namumukod-tangi sa mga layer na AC7, AC9, AC10, AC11, AC12.

Ang kapal ng suite ay nag-iiba mula 290 hanggang 600 m.

Sa itaas ay madilim na kulay abo hanggang itim na mga luad. alym suite (K1a), sa itaas na bahagi na may mga interlayer ng bituminous mudstones, sa ibabang bahagi - siltstones at sandstones. Ang kapal ng suite ay nag-iiba mula 190 hanggang 240 m. Ang mga clay ay isang panrehiyong takip para sa mga deposito ng hydrocarbon sa buong rehiyon ng langis at gas ng Sredneobskaya.

Vikulovskaya suite (K1a-al) ay binubuo ng dalawang subformation.

Ang ibaba ay nakararami sa clayey, ang itaas ay sandy-clayey na may nangingibabaw na sandstones at siltstones. Ang pagbuo ay nailalarawan sa pagkakaroon ng detritus ng halaman. Ang kapal ng suite ay mula 264 m sa kanluran hanggang 296 m sa hilagang-silangan.

Khanty-Mansiysk ang suite (K1a-2s) ay kinakatawan ng hindi pantay na interbedding ng mga sandy-argillaceous na bato na may nangingibabaw na dating sa itaas na bahagi ng seksyon. Ang mga bato ng suite ay nailalarawan sa pamamagitan ng isang kasaganaan ng carbonaceous detritus. Ang kapal ng suite ay nag-iiba mula 292 hanggang 306 m.

Uvatskaya ang suite (K2s) ay kinakatawan ng hindi pantay na pag-ulap ng mga buhangin, siltstone, at sandstone. Ang pagbuo ay nailalarawan sa pamamagitan ng pagkakaroon ng charred at ferruginous na labi ng halaman, carbonaceous detritus, at amber. Ang kapal ng pagbuo ay 283-301 m.

Bertsovskaya ang pormasyon (K2k-st-km) ay nahahati sa dalawang subpormasyon. Ang mas mababang isa, na binubuo ng mga clay, grey montmorellonite, na may mga opoka-like interlayer, mula 45 hanggang 94 m ang kapal, at ang itaas, na kinakatawan ng grey, dark grey, siliceous, sandy clay, 87-133 m ang kapal.

Gankinskaya ang suite (K2mP1d) ay binubuo ng gray, greenish-gray na clay na nagiging marls na may glauconite grain at siderite concretions. Ang kapal nito ay 55-82m.

Paleogene system (P2)

Kasama sa Paleogene system ang mga bato ng Talitsky, Lyulinvorsky, Atlymsky, Novomikhailovsky at Turtas formations. Ang unang tatlo ay marine deposits, ang iba ay continental.

Talitskaya ang pagbuo ay binubuo ng isang layer ng dark grey clays, malantik sa ilang lugar. May mga peritized na labi ng halaman at kaliskis ng isda. Ang kapal ng pagbuo ay 125-146 m.

Lyulinvorskaya ang suite ay kinakatawan ng madilaw-berdeng clay, sa ibabang bahagi ng seksyon, madalas na opocoid na may mga interlayer ng flasks. Ang kapal ng pagbuo ay 200-363 m.

Tavdinskaya ang suite na kumukumpleto sa seksyon ng Marine Paleogene ay binubuo ng gray, bluish-gray clay na may siltstone interbeds. Ang kapal ng suite ay 160-180 m.

Atlymskaya ang pormasyon ay binubuo ng continental alluvial-marine deposits, na binubuo ng mga buhangin, kulay abo hanggang puti, nakararami ang quartz na may mga interlayer ng brown na karbon, clay at siltstones. Ang kapal ng suite ay 50-60 m.

Novomikhaylovskaya suite - kinakatawan ng hindi pantay na interbedding ng gray, fine-grained, quartz-feldspar sands na may gray at brownish-gray na clay at siltstones na may interlayer ng mga buhangin at brown na uling. Ang kapal ng pagbuo ay hindi hihigit sa 80 m.

Turtasskaya ang suite ay binubuo ng maberde-kulay-abong na mga luad at siltstone, na may manipis na kama na may mga interlayer ng diatomite at quartz-glauconite na buhangin. Ang kapal ng suite ay 40-70 m.

Quaternary system (Q)

Ito ay naroroon sa lahat ng dako at kinakatawan sa ibabang bahagi ng paghalili ng mga buhangin, luad, loam at sandy loams, sa itaas na bahagi - sa pamamagitan ng marsh at lake facies - silts, loams at sandy loams. Ang kabuuang kapal ay 70-100 m.

1.3 Tectonicistraktura

Ang istraktura ng Ob ay matatagpuan sa junction zone ng Khanty-Mansi depression, ang Lyaminsky megatrough, at ang Salym at West Lempa uplift groups. Ang mga istruktura ng unang pagkakasunud-sunod ay kumplikado sa pamamagitan ng parang swell at hugis dome uplifts ng pangalawang order at hiwalay na mga lokal na anticlinal na istruktura, na kung saan ay ang mga bagay ng paghahanap at paggalugad para sa langis at gas.

Ang modernong plano sa istruktura ng pre-Jurassic basement ay pinag-aralan mula sa sumasalamin na abot-tanaw na "A". Sa structural map, kasama ang reflecting horizon na "A", lahat ng structural elements ay ipinapakita. Sa timog-kanlurang bahagi ng rehiyon - Seliyarovskoe, West Sakhalinskoe, Svetloye uplifts. Sa hilagang-kanlurang bahagi - East Selyarovskoe, Krestovoe, Zapadno-Gorshkovskoe, Yuzhno-Gorshkovskoe, na kumplikado sa silangang dalisdis ng West Lempinskaya uplift zone. Sa gitnang bahagi - ang West Sakhalin trough, sa silangan nito ang Gorshkov at Sakhalin uplifts, complicating ang Sredne-Lyamin swell at ang Sakhalin structural ilong, ayon sa pagkakabanggit.

Sa sumasalamin na abot-tanaw na "Db", na nakakulong sa tuktok ng miyembro ng Bystrinskaya, ang Priobskoe dome-shaped uplift, ang West Priobskoe low-amplitude uplift, ang West Sakhalinskaya, Novoobskaya structures ay sinusubaybayan. Sa kanluran ng lugar, nakabalangkas ang Khanty-Mani uplift. Sa hilaga ng Priobsky uplift, namumukod-tangi ang Light local uplift. Sa katimugang bahagi ng bukid sa lugar ng balon. 291 Ang walang pangalang pagtaas ay may kondisyong nakikilala. Ang East Seliyarovskaya uplifted zone sa lugar ng pag-aaral ay natukoy ng isang bukas na seismic isohypse - 2280 m. Malapit sa balon 606, ang isang mababang-amplitude na isometric na istraktura ay maaaring masubaybayan. Ang lugar ng Seliyarovskaya ay natatakpan ng isang kalat-kalat na network ng mga profile ng seismic, sa batayan kung saan ang isang positibong istraktura ay maaaring mahulaan sa kondisyon. Ang Selyarovskoe uplift ay kinumpirma ng structural plan kasama ang reflecting horizon na "B". Dahil sa mahinang pag-aaral ng kanlurang bahagi ng lugar, paggalugad ng seismic, sa hilaga ng istraktura ng Seliyarovskaya, isang hugis-simboryo na walang pangalan na pagtaas ay karaniwang nakikilala.

1.4 Nilalaman ng langis

Sa larangan ng Priobskoye, ang yugto ng pagdadala ng langis ay sumasaklaw sa mga deposito ng isang sedimentaryong takip na may malaking kapal mula sa Middle Jurassic hanggang Aptian age at higit sa 2.5 km.

Ang mga non-industrial na pag-agos ng langis at core na may mga palatandaan ng hydrocarbon ay nakuha mula sa mga deposito ng Tyumen (formation Yu 1 at Yu 2) at Bazhenov (formation Yu 0) formations. Dahil sa limitadong bilang ng mga magagamit na geological at geophysical na materyales, ang istraktura ng mga deposito ay hindi pa sapat na napatunayan hanggang sa kasalukuyan.

Ang komersyal na kapasidad na nagdadala ng langis ay naitatag sa mga Neocomian formations ng AS group, kung saan 90% ng mga na-explore na reserba ay puro. Ang pangunahing produktibong strata ay nakapaloob sa pagitan ng Pimskaya at Bystrinskaya clay units. Ang mga deposito ay nakakulong sa mga katawan ng lenticular na buhangin na nabuo sa mga deposito ng istante at clinoform ng Neocomian, ang pagiging produktibo nito ay hindi kinokontrol ng modernong plano sa istruktura at halos natutukoy lamang sa pamamagitan ng pagkakaroon ng mga produktibong reservoir layer sa seksyon. Ang kawalan ng pagbuo ng tubig sa produktibong bahagi ng seksyon sa panahon ng maraming mga pagsubok ay nagpapatunay na ang mga deposito ng langis na nauugnay sa mga layer ng mga pack na ito ay sarado na mga lenticular na katawan na ganap na puno ng langis, at ang mga contour ng mga deposito para sa bawat sandy layer ay tinutukoy ng mga hangganan ng pamamahagi nito. Ang exception ay ang AC 7 reservoir, kung saan ang formation water inflows ay nakuha mula sa sand lens na puno ng tubig.

Bilang bahagi ng mga produktibong deposito ng Neocomian, 9 na tinantyang bagay ang natukoy: 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. Ang mga deposito ng mga layer AC 7, AC 9 ay hindi pang-industriya na interes.

Ang geological profile ay ipinapakita sa Figure 1.1

1.5 Katangianproduktibomga layer

Ang mga pangunahing reserba ng langis sa larangan ng Priobskoye ay puro sa mga deposito ng Neocomian. Ang isang tampok ng geological na istraktura ng mga deposito na nauugnay sa mga Neocomian na bato ay ang pagkakaroon ng isang mega-cross-layered na istraktura, dahil sa kanilang pagbuo sa ilalim ng mga kondisyon ng lateral filling ng isang medyo malalim na sea basin (300-400m) dahil sa pag-alis ng detrital. napakalakas na materyal mula sa silangan at timog-silangan. Ang pagbuo ng Neocomian mega-complex ng sedimentary rocks ay naganap sa isang buong serye ng mga paleogeographic na kondisyon: continental sedimentation, coastal-marine, shelf, at napakabagal na sedimentation sa open deep sea.

Habang gumagalaw ang isa mula silangan hanggang kanluran, mayroong isang slope (kaugnay ng pagbuo ng Bazhenov, na isang panrehiyong benchmark) ng parehong clayey seasoned pack (zonal benchmark) at sandy-siltstone na mga bato na nakapaloob sa pagitan nila.

Ayon sa mga pagpapasiya na ginawa ng mga espesyalista mula sa ZapSibNIGNI sa fauna at spore pollen, na pinili mula sa mga luad sa pagitan ng paglitaw ng Miyembro ng Pimsk, ang edad ng mga depositong ito ay naging Hauterivian. Lahat ng mga layer na nasa itaas ng miyembro ng Pimsk. Na-index bilang isang pangkat ng AS, samakatuwid, sa larangan ng Priobskoye, ang mga pormasyon ng BS 1-5 ay muling na-index sa AS 7-12.

Kapag kinakalkula ang mga reserba sa mega-complex ng mga produktibong Neocomian na deposito, natukoy ang 11 produktibong strata: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/ 2-3, AS10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

Ang AS 12 reservoir unit ay nasa base ng mega-complex at ito ang pinakamalalim na bahagi sa mga tuntunin ng pagbuo. Tatlong layer AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0 ay nakilala sa komposisyon, na pinaghihiwalay mula sa isa't isa sa pamamagitan ng medyo pare-parehong mga luad sa halos lahat ng lugar, ang kapal nito ay nag-iiba mula 4 hanggang 10 m .

Ang mga deposito ng AS 12/3 formation ay nakakulong sa isang monoclinal na elemento (structural nose), kung saan ang mga low-amplitude na pagtaas at mga depression na may mga transition zone sa pagitan ng mga ito ay nabanggit.

Ang pangunahing deposito na AS12/3 ay natuklasan sa lalim ng 2620-2755m at may proteksiyon na lithologically mula sa lahat ng panig. Sa mga tuntunin ng lugar, ito ay sumasakop sa gitnang terrace-like, pinaka-mataas na bahagi ng structural nose at naka-orient mula sa timog-kanluran hanggang sa hilagang-silangan. Ang kapal ng saturated na langis ay nag-iiba mula 12.8m hanggang 1.4m. Ang mga rate ng daloy ng langis ay mula 1.02 m 3 /araw, Hd=1239m hanggang 7.5 m 3 /araw sa Hd=1327m. Ang mga sukat ng lithologically screened na deposito ay 25.5 km ng 7.5 km, ang taas ay 126 m.

Natuklasan ang AS 12/3 na deposito sa lalim na 2640-2707 m at nakakulong sa lokal na pag-angat ng Khanty-Mansiysk at ang zone ng eastern subsidence nito. Ang reservoir ay kinokontrol mula sa lahat ng panig ng reservoir replacement zones. Ang mga rate ng produksyon ng langis ay mababa at umaabot sa 0.4-8.5 m 3 /araw sa iba't ibang antas ng dinamika. Ang pinakamataas na marka sa arko ay naayos sa -2640 m, at ang pinakamababa sa (-2716 m). Ang laki ng deposito ay 18 sa 8.5 km, ang taas ay 76m. Ang uri ay lithologically shielded.

Ang pangunahing deposito na AS12/1-2 ang pinakamalaki sa field. Inihayag sa lalim ng 2536-2728 m. Ito ay nakakulong sa isang monocline na kumplikado ng mga lokal na pagtaas ng maliit na amplitude na may mga transition zone sa pagitan nila. Sa tatlong panig, ang istraktura ay limitado ng mga lithological screen at sa timog lamang (sa Vostochno-Frolovskaya lugar) ang mga reservoir ay may posibilidad na bumuo. Ang mga kapal ng saturated na langis ay nag-iiba sa isang malawak na hanay mula 0.8 hanggang 40.6 m, habang ang zone ng maximum na kapal (higit sa 12 m) ay sumasakop sa gitnang bahagi ng deposito, pati na rin ang silangan. Ang mga sukat ng lithologically screened na deposito ay 45 km sa 25 km, ang taas ay 176 m.

Sa AS 12/1-2 formation, natuklasan ang mga deposito na 7.5 by 7 km, 7 m high at 11 by 4.5 km, 9 m high. Ang parehong deposito ay may lithologically shielded type.

Ang AC 12/0 formation ay may mas maliit na development zone. Ang pangunahing deposito na AS 12/0 ay isang lenticular body na nakatuon mula sa timog-kanluran hanggang sa hilagang-silangan. Ang mga sukat nito ay 41 sa pamamagitan ng 14 km, taas ay 187 m. Ang mga rate ng langis ay nag-iiba mula sa ilang m 3 / araw sa mga dynamic na antas hanggang sa 48 m 3 / araw.

Ang takip ng abot-tanaw AS 12 ay nabuo ng isang makapal (hanggang 60 m) na sapin ng mga clayey na bato.

Sa itaas ng seksyon, mayroong isang yunit ng produktibong strata AS 11, na kinabibilangan ng AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4. Ang huling tatlo ay pinagsama sa isang solong mabibilang na bagay, na may napakakomplikadong istraktura kapwa sa mga tuntunin ng seksyon at lugar. Sa mga zone ng pag-unlad ng reservoir, patungo sa mga lugar na malapit sa tubig, ang pinakamahalagang kapal ng horizon ay sinusunod na may posibilidad na tumaas sa hilagang-silangan (hanggang sa 78.6 m). Sa timog-silangan, ang abot-tanaw na ito ay kinakatawan lamang ng AS 11/2 formation, sa gitnang bahagi - ng AS 11/3 formation, sa hilaga - ng AS 11/2-4 formation.

Ang pangunahing deposito na AS11/1 ay ang pangalawang pinakamalaking deposito sa loob ng larangan ng Priobskoye. Ang AC11/1 na layer ay binuo sa malapit-meridional swell-like uplift, na nagpapalubha sa monocline. Sa tatlong panig, ang deposito ay limitado ng mga clay zone, at sa timog ang hangganan ay iginuhit na may kondisyon. Ang laki ng pangunahing deposito ay 48 sa pamamagitan ng 15 km, taas ay 112 m. Ang mga rate ng langis ay nag-iiba mula 2.46 m 3 /araw sa isang dinamikong antas ng 1195 m hanggang 11.8 m 3 /araw.

Ang Reservoir AS 11/0 ay kinilala bilang mga nakahiwalay na lenticular body sa hilagang-silangan at timog. Ang kapal nito ay mula 8.6 m hanggang 22.8 m. Ang unang deposito ay may sukat na 10.8 by 5.5 km, ang pangalawa 4.7 by 4.1 km. Ang parehong mga deposito ay lithologically shielded uri. Ang mga ito ay nailalarawan sa pamamagitan ng pag-agos ng langis mula 4 hanggang 14 m 3 / araw sa isang dynamic na antas. Ang AC 10 horizon ay natuklasan ng halos lahat ng mga balon at binubuo ng tatlong layer na AS 10/2-3, AS 10/1, AS 10/0.

Ang pangunahing AS 10/2-3 na deposito ay natuklasan sa lalim ng 2427-2721 m at matatagpuan sa katimugang bahagi ng deposito. Ang uri ng deposito ay lithologically screened, ang mga sukat ay 31 sa 11 km, ang taas ay hanggang sa 292 m. Ang mga kapal ng saturated na langis ay mula 15.6 m hanggang 0.8 m.

Ang pangunahing deposito na AS10/1 ay natuklasan sa lalim ng 2374-2492 m. Ang laki ng deposito ay 38 sa 13 km, ang taas ay hanggang 120 m. Ang katimugang hangganan ay iginuhit nang may kondisyon. Ang kapal ng saturated na langis ay nag-iiba mula 0.4 hanggang 11.8 m. Ang mga anhydrous na pag-agos ng langis ay mula 2.9 m 3 /araw sa dynamic na antas na 1064 m hanggang 6.4m 3 /araw.

Ang seksyon ng AS 10 formation ay kinukumpleto ng productive formation na AS 10/0 , kung saan tatlong deposito ang natukoy, na matatagpuan sa anyo ng isang chain ng submeridial strike.

Ang AC 9 horizon ay may limitadong pamamahagi at ipinakita sa anyo ng mga hiwalay na fascial zone na matatagpuan sa hilagang-silangan at silangang bahagi ng istraktura, pati na rin sa lugar ng timog-kanlurang paghupa.

Ang mga produktibong deposito ng Neocomian ay kinukumpleto ng AC 7 layer, na may pattern ng mosaic sa pamamahagi ng mga field ng langis at tubig.

Ang Eastern deposit, ang pinakamalaking sa lugar, ay natuklasan sa lalim ng 2291-2382 m. Ito ay nakatuon mula sa timog-kanluran hanggang sa hilagang-silangan. Ang mga pag-agos ng langis ay 4.9-6.7 m 3 / araw sa mga dinamikong antas na 1359-875 m. Ang kapal ng saturated na langis ay nag-iiba mula 0.8 hanggang 67.8 m. Ang laki ng deposito ay 46 by 8.5 km, ang taas ay 91 m.

May kabuuang 42 na deposito ang natuklasan sa loob ng field. Ang pangunahing deposito sa AS 12/1-2 formation (1018 km 2) ay may pinakamataas na lugar, ang pinakamababa (10 km 2) ay ang deposito sa AS 10/1 formation.

Talaan ng buod ng mga parameter ng reservoir sa loob ng lugar ng produksyon

Talahanayan 1.1

geological production field oil-bearing reservoir

1.6 Katangianaquifersmga complex

Ang larangan ng Priobskoye ay bahagi ng hydrodynamic system ng West Siberian artesian basin. Ang kakaiba nito ay ang pagkakaroon ng mga deposito ng luad na lumalaban sa tubig ng Oligocene-Turon, ang kapal nito ay umabot sa 750 m, na naghahati sa seksyon ng Meso-Cenozoic sa itaas at mas mababang mga hydrogeological na sahig.

Pinagsasama ng itaas na palapag ang Turonian-Quaternary sediments at nailalarawan sa pamamagitan ng libreng pagpapalitan ng tubig. Sa hydrodynamic terms, ang sahig ay isang aquifer, ang tubig sa lupa at interlayer na tubig na kung saan ay magkakaugnay.

Ang komposisyon ng itaas na yugto ng hydrogeological ay may kasamang tatlong aquifers:

1- Quaternary aquifer;

2 - aquifer ng mga deposito ng Novomikhailovsky;

3 - aquifer ng mga deposito ng Atlym.

Ang isang paghahambing na pagsusuri ng mga aquifer ay nagpakita na ang Atlym aquifer ay maaaring kunin bilang pangunahing mapagkukunan ng isang malaking sentralisadong domestic at inuming tubig. Gayunpaman, dahil sa isang makabuluhang pagbawas sa mga gastos sa pagpapatakbo, ang abot-tanaw ng Novomikhailovsky ay maaaring irekomenda.

Ang mas mababang yugto ng hydrogeological ay kinakatawan ng mga deposito ng Cenomanian-Jurassic at mga baha na bato sa itaas na bahagi ng pre-Jurassic basement. Sa malaking kalaliman sa isang kapaligiran na mahirap, at sa ilang mga lugar na halos walang pag-unlad na mga kondisyon, ang mga thermal na mataas na mineralized na tubig ay nabuo, na may mataas na saturation ng gas at isang pagtaas ng konsentrasyon ng mga elemento ng bakas. Ang mas mababang palapag ay nakikilala sa pamamagitan ng maaasahang paghihiwalay ng mga aquifer mula sa ibabaw ng natural at klimatiko na mga kadahilanan. Apat na water-bearing complex ay nakikilala sa seksyon nito. Ang lahat ng mga complex at aquicludes ay maaaring masubaybayan sa isang malaking distansya, ngunit sa parehong oras, ang claying ng pangalawang complex ay sinusunod sa larangan ng Priobskoye.

Ang tubig sa lupa ng Aptian-Cenomanian complex ay malawakang ginagamit para sa pagbaha ng mga reservoir ng langis sa rehiyon ng Middle Ob. Ang tubig ay nailalarawan sa pamamagitan ng mababang corrosivity dahil sa kawalan ng hydrogen sulfide at oxygen sa kanila.

1.7 Pisikal at kemikalari-arianimbakan ng tubigmga likido

Ang mga reservoir na langis sa mga produktibong pormasyon AC10, AC11 at AC12 ay walang makabuluhang pagkakaiba sa kanilang mga katangian. Ang likas na katangian ng pagbabago sa mga pisikal na katangian ng mga langis ay tipikal para sa mga deposito na walang access sa ibabaw at napapalibutan ng marginal na tubig. Sa mga kondisyon ng reservoir ng langis ng medium gas saturation, ang saturation pressure ay 1.5-2 beses na mas mababa kaysa sa reservoir pressure (mataas na antas ng cross-clamping).

Ang pang-eksperimentong data sa pagkakaiba-iba ng mga langis sa kahabaan ng seksyon ng mga pasilidad ng produksyon ng field ay nagpapahiwatig ng bahagyang heterogeneity ng langis sa loob ng mga deposito.

Ang mga langis ng AC10, AC11, at AC12 reservoir ay malapit sa isa't isa, ang mas magaan na langis sa AC11 reservoir, ang molar fraction ng methane sa loob nito ay 24.56%, ang kabuuang nilalaman ng hydrocarbons С2Н6 -С5Н12 ay 19.85%. Ang mga langis ng lahat ng mga pormasyon ay nailalarawan sa pamamagitan ng pamamayani ng normal na butane at pentane sa mga isomer.

Ang dami ng light hydrocarbons CH4 - C5H12 na natunaw sa mga degassed na langis ay 8.2-9.2%.

Ang petrolyo gas ng karaniwang paghihiwalay ay mataas ang taba (taba na nilalaman ng higit sa 50), ang nunal na bahagi ng mitein sa loob nito ay 56.19 (layer AS10) - 64.29 (layer AS12). Ang halaga ng ethane ay mas mababa kaysa sa propane, ang ratio ng C2H6 /C3H8 ay 0.6, na karaniwan para sa mga gas ng mga deposito ng langis. Ang kabuuang nilalaman ng butanes ay 8.1-9.6%, pentanes 2.7-3.2%, heavy hydrocarbons С6Н14 + mas mataas na 0.95-1.28%. Ang halaga ng carbon dioxide at nitrogen ay maliit, mga 1%.

Ang mga degassed na langis ng lahat ng formations ay sulfurous, paraffinic, low-resinous, ng medium density.

Ang langis ng AC10 reservoir ay may katamtamang lagkit, na may nilalaman ng mga fraction hanggang sa 350_C higit sa 55%, ang mga langis ng AC11 at AC12 reservoir ay malapot, na may nilalaman ng mga fraction hanggang 350_C mula 45% hanggang 54.9%.

Technological code para sa mga langis ng AS10-II T1P2 formation, AS11 at AS12-II T2P2 formations.

Ang pagtatantya ng mga parameter na tinutukoy ng mga indibidwal na katangian ng mga langis at gas ay isinasagawa alinsunod sa mga pinaka-malamang na kondisyon para sa koleksyon, paghahanda at transportasyon ng langis sa larangan.

Ang mga kondisyon ng paghihiwalay ay ang mga sumusunod:

1 yugto - presyon 0.785 MPa, temperatura 10_C;

2 yugto - presyon 0.687 MPa, temperatura 30_C;

3 yugto - presyon 0.491 MPa, temperatura 40_C;

Stage 4 - presyon 0.103 MPa, temperatura 40_C.

Paghahambing ng mga average na halaga ng porosity at reservoir permeabilitymga layer AC10-AC12 ayon sa core at pag-log

Talahanayan 1.2

1.8 Pagtataya ng mga reserbang langis

Ang pagtatantya ng mga reserbang langis ng larangan ng Priobskoye ay isinagawa bilang isang buo para sa mga reservoir nang walang pagkita ng kaibahan ng mga deposito. Dahil sa kawalan ng pagbuo ng tubig sa lithologically limitadong mga deposito, ang mga reserba ay kinakalkula para sa mga purong oil zone.

Ang balanse ng mga reserbang langis ng larangan ng Priobskoye ay tinantya ng volumetric na pamamaraan.

Ang batayan para sa pagkalkula ng mga modelo ng reservoir ay ang mga resulta ng interpretasyon ng pag-log. Kasabay nito, ang mga sumusunod na pagtatantya ng mga parameter ng reservoir ay kinuha bilang mga halaga ng hangganan ng reservoir-non-reservoir: K op 0.145, permeability 0.4 mD. Mula sa mga reservoir at, dahil dito, mula sa pagkalkula ng mga reserba, ang mga zone ng mga reservoir ay hindi kasama, kung saan ang mga halaga ng mga parameter na ito ay mas mababa kaysa sa mga karaniwang.

Kapag kinakalkula ang mga reserba, ginamit ang paraan ng pagpaparami ng mga mapa ng tatlong pangunahing mga parameter ng pagkalkula: epektibong kapal ng bayad sa langis, bukas na porosity coefficient at saturation ng langis. Ang epektibong dami ng saturated na langis ay kinakalkula nang hiwalay para sa mga kategorya ng reserba.

Ang paglalaan ng mga kategorya ng mga reserba ay ginawa alinsunod sa "Pag-uuri ng mga reserba ng mga deposito ..." (1983) . Depende sa antas ng kaalaman sa mga deposito ng larangan ng Priobskoye, ang mga reserba ng langis at dissolved gas sa kanila ay kinakalkula sa mga kategorya B, C 1, C 2. Ang mga reserbang Kategorya B ay natukoy sa loob ng mga huling balon ng mga hanay ng produksyon sa kaliwang bangko na drilled na seksyon ng field. Natukoy ang mga reserba ng kategorya C 1 sa mga lugar na pinag-aralan ng mga balon sa paggalugad, kung saan nakuha ang mga komersyal na pag-agos ng langis o may makukuhang positibong impormasyon sa pag-log ng balon. Ang mga reserba sa mga hindi pa ginalugad na sona ng mga deposito ay inuri bilang kategorya C 2 . Ang hangganan sa pagitan ng mga kategorya C 1 at C 2 ay iginuhit sa layo na dobleng hakbang ng operational grid (500x500 m), gaya ng ibinigay ng "Classification ...".

Ang pagtatantya ng mga reserba ay nakumpleto sa pamamagitan ng pagpaparami ng nakuha na mga volume ng oil-saturated reservoirs para sa bawat layer at sa loob ng mga napiling kategorya sa density ng langis na na-degas sa panahon ng itinanghal na paghihiwalay ng langis at ang conversion factor. Dapat pansinin na ang mga ito ay medyo naiiba sa mga naunang tinanggap. Ito ay dahil, una, sa pagbubukod mula sa mga kalkulasyon ng mga balon na matatagpuan malayo sa labas ng lisensyadong lugar, at, pangalawa, sa mga pagbabago sa indexation ng reservoir sa mga indibidwal na balon sa paggalugad bilang isang resulta ng isang bagong ugnayan ng mga produktibong deposito.

Ang tinatanggap na mga parameter ng pagkalkula at ang nakuha na mga resulta ng pagkalkula ng mga reserbang langis at ibinigay sa ibaba.

1.8.1 Mga stocklangis

Noong 01.01.98, ang mga reserbang langis ng VGF ay nakalista sa halagang:

Mabawi 613380 libong tonelada.

Mabawi 63718 libong tonelada.

Mabawi 677098 libong tonelada.

Mga reserbang langis sa pamamagitan ng mga reservoir

Talahanayan 1.3

Sa drilled section ng left-bank na bahagi ng Priobskoye field, ang Partido ng pagkalkula ng mga reserba ng Yuganskneftegaz JSC ay isinagawa.

109438 libong tonelada ay puro sa drilled na bahagi. balanse at 31131 libong tonelada. mababawi na mga reserbang langis sa isang oil recovery factor na 0.284.

Para sa drilled na bahagi, ang mga reserba ay ipinamamahagi sa pamamagitan ng mga layer tulad ng sumusunod:

Layer AC10 balanse 50%

Maaaring makuha 46%

Balanse sa plastic AS11 15%

Maaaring makuha 21%

Layer na balanse ng AC12 35%

Mabawi 33%

Sa teritoryong isinasaalang-alang, ang pangunahing dami ng mga reserba ay puro sa mga layer na AS10 at AS12. Ang lugar na ito ay naglalaman ng 5.5% ng mga reserbang langis. 19.5% ng mga reserba ng pagbuo ng AC10; 2.4% - AC11; 3.9% - AC12.

Priobskoem / r (kaliwang bangkobahagi)

Mga stocklangissasonapagsasamantala

Talahanayan 1.4

*) Para sa bahagi ng teritoryo ng kategorya C1, kung saan ginawa ang langis

2 . Mga paraan ng pagmimina, kagamitang ginamit

Ang pagbuo ng bawat pasilidad ng produksyon AS 10 , AS 11 , AS 12 ay isinagawa sa paglalagay ng mga balon ayon sa isang linear na three-row triangular pattern na may grid density na 25 ha/well, na may pagbabarena ng lahat ng mga balon hanggang sa AS 12 pagbuo.

Noong 2007, ang SibNIINP ay naghanda ng isang "Addendum sa teknolohikal na pamamaraan para sa pilot na pag-unlad ng kaliwang bangko na bahagi ng larangan ng Priobskoye, kabilang ang bahagi ng floodplain N4", kung saan ang mga pagsasaayos ay ginawa para sa pagbuo ng kaliwang bangko na bahagi ng patlang na may koneksyon sa gawain ng mga bagong kumpol N140 at 141 sa baha sa bahagi ng bukid. Alinsunod sa dokumentong ito, pinlano na ipatupad ang isang three-row block system (grid density - 25 ha / well) na may paglipat sa isang block-closed system sa isang mas huling yugto ng pag-unlad.

Ang dinamika ng mga pangunahing teknikal at pang-ekonomiyang tagapagpahiwatig ng pag-unlad ay ipinakita sa Talahanayan 2.1

2. 1 Dynamicsmajormga tagapagpahiwatigpag-unladPriobskyLugar ng Kapanganakan

talahanayan 2.1

2. 2 Pagsusurimajorteknikal at pang-ekonomiyamga tagapagpahiwatigpag-unlad

Ang dinamika ng mga tagapagpahiwatig ng pag-unlad batay sa Talahanayan 2.1 ay ipinapakita sa fig. 2.1.

Ang larangan ng Priobskoye ay binuo mula noong 1988. Sa loob ng 12 taon ng pag-unlad, tulad ng makikita sa Talahanayan 3, ang produksyon ng langis ay patuloy na lumalaki.

Kung noong 1988 ito ay 2300 tonelada ng langis, pagkatapos noong 2010 umabot ito sa 1485000 tonelada, ang produksyon ng likido ay tumaas mula 2300 hanggang 1608000 tonelada.

Kaya, noong 2010, ang pinagsama-samang produksyon ng langis ay umabot sa 8583.3 libong tonelada. (talahanayan 3.1).

Mula noong 1991, upang mapanatili ang presyon ng reservoir, ang mga balon ng iniksyon ay inilagay sa operasyon at nagsimula ang pag-iniksyon ng tubig. Sa pagtatapos ng 2010, ang stock ng balon ng iniksyon ay 132 na balon, at ang iniksyon ng tubig ay tumaas mula 100 hanggang 2362 libong tonelada. pagsapit ng 2010. Sa pagtaas ng iniksyon, ang average na rate ng daloy ng mga operating well para sa pagtaas ng langis. Sa pamamagitan ng 2010, ang daloy ng rate ay tumataas, na ipinaliwanag sa pamamagitan ng tamang pagpili ng dami ng iniksyon na tubig.

Gayundin, mula sa sandali ng pag-commissioning ng pondo ng iniksyon, ang paglago ng pagbawas ng tubig sa produksyon ay nagsisimula at sa 2010 umabot ito sa antas ng - 9.8%, sa unang 5 taon ang pagbawas ng tubig ay 0%.

Sa pamamagitan ng 2010, ang stock ng paggawa ng mga balon ay umabot sa 414 na mga balon, kung saan 373 mga balon na gumagawa ng mga produkto sa pamamagitan ng mekanisadong pamamaraan Sa pamamagitan ng 2010, ang pinagsama-samang produksyon ng langis ay umabot sa 8583.3 libong tonelada. (talahanayan 2.1).

Ang Priobskoye field ay isa sa pinakabata at pinaka-promising sa Western Siberia.

2.3 Mga kakaibapag-unlad,nakakaimpluwensyasapagsasamantalamga balon

Ang patlang ay nailalarawan sa pamamagitan ng mababang mga rate ng daloy ng balon. Ang mga pangunahing problema sa pag-unlad ng larangan ay ang mababang produktibidad ng mga balon ng produksyon, mababang natural (nang walang pagkasira ng mga pormasyon na may iniksyon na tubig) injectivity ng mga balon ng iniksyon, pati na rin ang mahinang muling pamamahagi ng presyon sa mga deposito sa panahon ng pagpapanatili ng presyon ng reservoir (dahil sa ang mahinang hydrodynamic na koneksyon ng mga indibidwal na seksyon ng mga reservoir). Ang pagsasamantala sa pagbuo ng AC 12 ay dapat isa-isa bilang isang hiwalay na problema ng pag-unlad ng larangan. Dahil sa mababang rate ng daloy, maraming mga balon sa pormasyon na ito ang dapat isara, na maaaring humantong sa pag-iingat ng makabuluhang reserba ng langis nang walang katapusan. Isa sa mga direksyon para sa paglutas ng problemang ito sa AS 12 formation ay ang pagpapatupad ng mga hakbang upang paigtingin ang produksyon ng langis.

Ang larangan ng Priobskoye ay nailalarawan sa pamamagitan ng isang kumplikadong istraktura ng mga produktibong abot-tanaw kapwa sa mga tuntunin ng lugar at seksyon. Ang mga collectors ng horizons AS 10 at AS 11 ay medium at low productive, at AS 12 ay abnormally low productive.

Ang mga geological at pisikal na katangian ng produktibong strata ng larangan ay nagpapahiwatig ng imposibilidad ng pagbuo ng larangan nang hindi aktibong naiimpluwensyahan ang produktibong strata nito at nang hindi gumagamit ng mga pamamaraan ng pagpapaigting ng produksyon.

Kinukumpirma nito ang karanasan sa pagbuo ng operational section ng left-bank part.

3 . Inilapat na mga paraan ng pinahusay na pagbawi ng langis

3.1 Pagpipilianparaanepektosalangisdeposito

Ang pagpili ng isang paraan para sa pag-impluwensya sa mga deposito ng langis ay natutukoy sa pamamagitan ng isang bilang ng mga kadahilanan, ang pinakamahalaga sa mga ito ay ang mga geological at pisikal na katangian ng mga deposito, ang mga teknolohikal na posibilidad ng pagpapatupad ng pamamaraan sa isang naibigay na larangan, at pang-ekonomiyang pamantayan. Ang mga pamamaraan ng pagpapasigla ng pagbuo na nakalista sa itaas ay may maraming mga pagbabago at, sa kanilang pangunahing, ay batay sa isang malaking hanay ng mga komposisyon ng mga nagtatrabaho na ahente na ginamit. Samakatuwid, kapag sinusuri ang mga umiiral na pamamaraan ng pagpapasigla, makatuwiran, una sa lahat, na gamitin ang karanasan ng pagbuo ng mga patlang sa Kanlurang Siberia, pati na rin ang mga patlang sa ibang mga rehiyon na may mga katangian ng reservoir na katulad ng larangan ng Priobskoye (pangunahin ang mababang reservoir permeability) at pagbuo. mga likido.

Sa mga paraan ng pagpapalakas ng produksyon ng langis sa pamamagitan ng pag-impluwensya sa bottomhole zone ng balon, ang pinakamalawak na ginagamit ay:

haydroliko bali;

paggamot ng acid;

pisikal at kemikal na paggamot na may iba't ibang reagents;

thermophysical at thermo-chemical treatment;

pulse-impact, vibroacoustic at acoustic impact.

3.2 Geological at pisikal na pamantayan para sa pagiging angkop ng iba't ibang mga pamamaraan ng pagpapasigla sa larangan ng Priobskoye

Ang mga pangunahing geological at pisikal na katangian ng larangan ng Priobskoye para sa pagtatasa ng kakayahang magamit ng iba't ibang paraan ng epekto ay:

lalim ng mga produktibong layer - 2400-2600 m,

ang mga deposito ay lithologically screened, ang natural na rehimen ay nababanat na sarado,

ang kapal ng AS 10, AS 11 at AS 12 seams ay hanggang 20.6, 42.6 at 40.6 m, ayon sa pagkakabanggit.

paunang reservoir pressure - 23.5-25 MPa,

temperatura ng reservoir - 88-90 0 С,

mababang reservoir permeability, average na mga halaga ayon sa mga resulta ng pangunahing pag-aaral - para sa mga layer AC 10, AC 11 at AC 12, ayon sa pagkakabanggit, 15.4, 25.8, 2.4 mD,

mataas na lateral at vertical reservoir heterogeneity,

density ng langis ng reservoir - 780-800 kg / m 3,

lagkit ng langis ng pagbuo - 1.4-1.6 mPa*s,

presyon ng saturation ng langis 9-11 MPa,

langis ng naphthenic series, paraffinic at low-resinous.

Ang paghahambing ng ipinakita na data sa kilalang pamantayan para sa epektibong paggamit ng mga pamamaraan ng pagpapasigla ng reservoir, mapapansin na, kahit na walang detalyadong pagsusuri, ang mga thermal na pamamaraan at pagbaha ng polimer (bilang isang paraan ng pag-alis ng langis mula sa mga reservoir) ay maaaring hindi kasama sa itaas mga pamamaraan para sa larangan ng Priobskoye. Ang mga thermal na pamamaraan ay ginagamit para sa mga reservoir na may mataas na lagkit na mga langis at sa lalim na hanggang 1500-1700 m. Ang polymer flooding ay mas mainam na gamitin sa mga reservoir na may permeability na higit sa 0.1 μm 2 upang mapalitan ang langis na may lagkit na 10 hanggang 100 mPa * s at sa mga temperatura hanggang sa 90 0 С ( para sa mas mataas na temperatura, mahal, mga espesyal na polimer ang ginagamit).

3.2.1 Pagbaha ng tubig

Ang karanasan sa pagbuo ng mga domestic at dayuhang larangan ay nagpapakita na ang waterflooding ay isang medyo epektibong paraan ng pag-impluwensya sa mga low-permeability reservoir na may mahigpit na pagsunod sa mga kinakailangang kinakailangan para sa teknolohiya ng pagpapatupad nito.

Kabilang sa mga pangunahing dahilan na nagiging sanhi ng pagbaba sa kahusayan ng waterflooding ng mababang-permeability formations ay:

pagkasira ng mga katangian ng pagsasala ng bato dahil sa:

pamamaga ng mga bahagi ng luad ng bato kapag nadikit sa iniksyon na tubig,

pagbara ng kolektor na may mga pinong mekanikal na dumi sa iniksyon na tubig,

pag-ulan ng mga deposito ng asin sa porous na daluyan ng reservoir sa panahon ng pakikipag-ugnayan ng kemikal ng iniksyon at pagbuo ng tubig,

pagbawas ng saklaw ng reservoir sa pamamagitan ng pagbaha dahil sa pagbuo ng mga bali sa paligid ng mga balon ng iniksyon at ang kanilang pagpapalaganap sa lalim ng reservoir (para sa mga hindi tuloy-tuloy na reservoir, posible ring bahagyang dagdagan ang saklaw ng reservoir sa kahabaan ng seksyon),

Makabuluhang sensitivity sa likas na katangian ng pagkabasa ng bato sa pamamagitan ng iniksyon na ahente Makabuluhang pagbawas sa reservoir permeability dahil sa paraffin precipitation.

Ang pagpapakita ng lahat ng mga phenomena na ito sa mga reservoir na mababa ang pagkamatagusin ay nagdudulot ng mas makabuluhang mga kahihinatnan kaysa sa mga bato na may mataas na pagkamatagusin.

Upang maalis ang impluwensya ng mga salik na ito sa proseso ng waterflooding, naaangkop mga teknolohikal na solusyon: pinakamainam na grids ng mga balon at teknolohikal na mga mode ng pagpapatakbo ng mga balon, iniksyon ng tubig ng kinakailangang uri at komposisyon sa mga reservoir, ang naaangkop na mekanikal, kemikal at biological na paggamot nito, pati na rin ang pagdaragdag ng mga espesyal na sangkap sa tubig.

Para sa larangan ng Priobskoye, ang pagbaha ay dapat isaalang-alang bilang pangunahing paraan ng paggamot.

Ang paggamit ng mga solusyon sa surfactant sa field ay tinanggihan, pangunahin dahil sa mababang kahusayan ng mga reagents na ito sa mga reservoir na mababa ang permeability.

Para sa larangan ng Priobskoye at alkalina na pagbaha hindi maaaring irekomenda para sa mga sumusunod na kadahilanan:

Ang pangunahing isa ay ang nangingibabaw na istruktura at layered clay na nilalaman ng mga reservoir. Ang mga clay aggregates ay kinakatawan ng kaolinit, chlorite at hydromica. Ang pakikipag-ugnayan ng alkali na may materyal na luad ay maaaring humantong hindi lamang sa pamamaga ng luad, kundi pati na rin sa pagkasira ng bato. Ang isang alkaline na solusyon na may mababang konsentrasyon ay nagpapataas ng koepisyent ng pamamaga ng mga luad ng 1.1-1.3 beses at binabawasan ang pagkamatagusin ng bato ng 1.5-2 beses kumpara sa sariwang tubig, na kritikal para sa mababang-permeability na mga reservoir ng larangan ng Priobskoye. Ang paggamit ng mga solusyon ng mataas na konsentrasyon (pagbabawas ng pamamaga ng mga luad) ay nagpapa-aktibo sa proseso ng pagkasira ng bato. Bilang karagdagan, ang mataas na ion exchanger clay ay maaaring makaapekto sa liquor slug sa pamamagitan ng pagpapalit ng sodium sa hydrogen.

Malakas na binuo ang heterogeneity ng pagbuo at isang malaking bilang ng mga interlayer, na humahantong sa mababang saklaw ng formation na may solusyon sa alkali.

Ang pangunahing balakid sa paggamit mga sistema ng emulsyon para sa epekto sa mga deposito ng patlang ng Priobskoye ay ang mga mababang katangian ng pagsasala ng mga reservoir ng patlang. Ang paglaban sa pagsasala na nilikha ng mga emulsyon sa mga reservoir na mababa ang permeability ay hahantong sa isang matalim na pagbaba sa injectivity ng mga balon ng iniksyon at pagbaba sa rate ng pagbawi ng langis.

3.3 Mga paraan ng pag-impluwensya sa bottomhole formation zone upang pasiglahin ang produksyon

3.3.1 Mga paggamot sa acid

Ang paggamot sa acid ng mga pormasyon ay isinasagawa kapwa upang madagdagan at maibalik ang pagkamatagusin ng reservoir ng bottomhole zone ng balon. Karamihan sa mga gawaing ito ay isinagawa sa panahon ng paglipat ng mga balon sa iniksyon at kasunod na pagtaas sa kanilang injectivity.

Ang karaniwang paggamot sa acid sa larangan ng Priobskoye ay binubuo sa paghahanda ng isang solusyon na binubuo ng 14% HCl at 5% HF, na may dami ng 1.2-1.7 m 3 bawat 1 metro ng kapal ng butas-butas na pormasyon at pumping ito sa pagitan ng pagbutas. Ang oras ng pagtugon ay humigit-kumulang 8 oras.

Kung isasaalang-alang ang pagiging epektibo ng epekto ng mga inorganic acid, ang mga balon ng iniksyon na may pangmatagalang (higit sa isang taon) na iniksyon ng tubig bago ang paggamot ay isinasaalang-alang. Bilang halimbawa, ipinapakita ng Talahanayan 3.1 ang mga resulta ng mga paggamot para sa isang bilang ng mga balon ng iniksyon.

Ang paggamot ay nagreresulta sa mga balon ng iniksyon

Talahanayan 3.1

Ang pagsusuri ng mga paggamot na isinagawa ay nagpapakita na ang komposisyon ng hydrochloric at hydrofluoric acid ay nagpapabuti sa permeability ng near-wellbore zone. Ang injectivity ng mga balon ay tumaas mula 1.5 hanggang 10 beses, ang epekto ay maaaring masubaybayan mula 3 buwan hanggang 1 taon.

Kaya, batay sa pagsusuri ng mga paggamot sa acid na isinagawa sa bukid, mahihinuha na ito ay kapaki-pakinabang na magsagawa ng mga paggamot sa acid ng mga bottomhole zone ng mga balon ng iniksyon upang maibalik ang kanilang injectivity.

3.3.2 Hydraulic fracturing

Hydraulic fracturing (HF) ay isa sa mga pinaka mabisang pamamaraan pagpapatindi ng produksyon ng langis mula sa mga reservoir na mababa ang permeability at pagtaas ng produksyon ng mga reserbang langis. Ang hydraulic fracturing ay malawakang ginagamit kapwa sa domestic at foreign oil production practice.

Ang makabuluhang hydraulic fracturing na karanasan ay naipon na sa larangan ng Priobskoye. Ang pagsusuri na isinagawa sa hydraulic fracturing field ay nagpapahiwatig ng mataas na kahusayan ng ganitong uri ng production stimulation para sa field, sa kabila ng makabuluhang rate ng pagbaba ng produksyon pagkatapos ng hydraulic fracturing. Ang hydraulic fracturing sa kaso ng Priobskoye field ay hindi lamang isang paraan ng pagpapalakas ng produksyon, kundi pati na rin ang pagtaas ng pagbawi ng langis. Una, hinahayaan ka ng hydraulic fracturing na ikonekta ang mga hindi pinatuyo na reserbang langis sa mga pasulput-sulpot na reservoir ng field. Pangalawa, ginagawang posible ng ganitong uri ng pagpapasigla na kumuha ng karagdagang dami ng langis mula sa AS 12 na low-permeability formation sa panahon ng katanggap-tanggap na oras ng operasyon sa field.

Gradekaragdagangbiktimamula sahawakhydraulic fracturingsaPriobskypatlang.

Ang pagpapakilala ng paraan ng hydraulic fracturing sa larangan ng Priobskoye ay nagsimula noong 2006, bilang isa sa mga pinaka-inirerekumendang paraan ng pagpapasigla sa mga kondisyong ito ng pag-unlad.

Sa panahon mula 2006 hanggang Enero 2011, 263 hydraulic fracturing operation ang isinagawa sa field (61% ng pondo). Ang pangunahing bilang ng hydraulic fracturing ay isinagawa noong 2008 - 126.

Sa katapusan ng 2008, ang karagdagang produksyon ng langis dahil sa hydraulic fracturing ay umabot na sa halos 48% ng lahat ng langis na ginawa sa taon. Bukod dito, karamihan sa karagdagang produksyon ay langis mula sa AS-12 reservoir - 78.8% ng kabuuang produksyon mula sa reservoir at 32.4% ng produksyon sa kabuuan. Para sa AC11 reservoir - 30.8% ng kabuuang produksyon para sa reservoir at 4.6% ng produksyon sa pangkalahatan. Para sa AC10 reservoir - 40.5% ng kabuuang produksyon para sa reservoir at 11.3% ng produksyon sa pangkalahatan.

Tulad ng makikita, ang pangunahing bagay para sa hydraulic fracturing ay ang AS-12 formation bilang ang pinaka-mababang produktibo at naglalaman ng karamihan sa mga reserbang langis sa left-bank zone ng field.

Sa pagtatapos ng 2010, ang karagdagang produksyon ng langis dahil sa hydraulic fracturing ay umabot sa higit sa 44% ng produksyon ng langis mula sa lahat ng langis na ginawa sa buong taon.

Ang dynamics ng produksyon ng langis para sa field sa kabuuan, pati na rin ang karagdagang produksyon ng langis dahil sa hydraulic fracturing, ay ipinakita sa Talahanayan 3.2

Talahanayan 3.2

Ang isang makabuluhang pagtaas sa produksyon ng langis dahil sa hydraulic fracturing ay maliwanag. Mula noong 2006, ang karagdagang produksyon mula sa hydraulic fracturing ay umabot sa 4,900 tonelada. Bawat taon, ang pagtaas ng produksyon mula sa hydraulic fracturing ay lumalaki. Ang pinakamataas na halaga ng paglago ay 2009 (701,000 tonelada). Pagsapit ng 2010, ang halaga ng karagdagang produksyon ay bumaba sa 606,000 tonelada, na mas mababa ng 5,000 tonelada kaysa noong 2008.

Kaya, ang hydraulic fracturing ay dapat isaalang-alang ang pangunahing paraan upang madagdagan ang pagbawi ng langis sa larangan ng Priobskoye.

3.3.3 Pagpapabuti ng kahusayan ng pagbutas

Ang isang karagdagang paraan ng pagtaas ng produktibo ng mga balon ay ang pagpapabuti ng mga operasyon ng pagbubutas, pati na rin ang pagbuo ng mga karagdagang channel ng pagsasala sa panahon ng pagbubutas.

Ang pagpapabuti sa pagbubutas ng CCD ay maaaring makamit sa pamamagitan ng paggamit ng mas malalakas na singil sa perforation upang pataasin ang lalim ng perforation, pataasin ang density ng perforation, at paggamit ng phasing.

Ang mga pamamaraan ng paglikha ng karagdagang mga channel ng pagsasala ay maaaring kabilang, halimbawa, ang teknolohiya ng paglikha ng isang sistema ng mga bitak sa panahon ng pangalawang pagbubukas ng reservoir na may mga perforator sa mga tubo - ang sistema ng bali na pagbutas ng reservoir (FSPP).

Ang teknolohiyang ito ay unang ginamit ng Marathon (Texas, USA) noong 2006. Ang kakanyahan nito ay nakasalalay sa pagbubutas ng produktibong pagbuo na may malakas na 85.7 mm perforators na may density na halos 20 butas bawat metro sa panahon ng pagsupil sa pagbuo, na sinusundan ng pag-aayos ng mga channel ng pagbubutas at mga bitak na may proppant - bauxite fraction mula 0.42 hanggang 1.19 mm.

Mga Katulad na Dokumento

Paglalarawan ng kasalukuyang estado ng pag-unlad ng larangan ng Yuzhno-Priobskoye. Istraktura ng organisasyon UBR. Teknik ng pagbabarena ng langis. Well construction, casing running at well casing. Bayad sa kalakalan at paggamot sa langis at gas.

ulat ng pagsasanay, idinagdag noong 06/07/2013


Kasaysayan ng pag-unlad at pag-unlad ng deposito ng Priobskoye. Mga geological na katangian ng mga reservoir na puspos ng langis. Well performance analysis. Ang epekto sa oil-bearing formations ng hydraulic fracturing - ang pangunahing paraan ng intensification.

term paper, idinagdag noong 05/18/2012


Geological at pisikal na katangian ng AC10 object sa katimugang bahagi ng Priobskoye field. Mga katangian ng stock ng balon at mga tagapagpahiwatig ng kanilang operasyon. Pag-unlad ng teknolohiya ng pananaliksik para sa mga larangan ng langis na multilayer. Pagsusuri ng pagiging sensitibo sa peligro ng proyekto.

thesis, idinagdag noong 05/25/2014


Pangkalahatang impormasyon tungkol sa deposito ng Priobskoye, ang mga geological na katangian nito. Mga produktibong pormasyon sa loob ng mega-complex ng mga deposito ng Neocomian. Mga katangian ng mga reservoir fluid at gas. Mga sanhi ng polusyon ng bottomhole formation zone. Mga uri ng paggamot sa acid.

term paper, idinagdag noong 10/06/2014


isang maikling paglalarawan ng Priobskoye oil field, geological na istraktura ng lugar at paglalarawan ng produktibong strata, pagtatasa ng mga reserbang langis at gas. Pinagsamang geopisiko na pananaliksik: pagpili at pagbibigay-katwiran ng mga pamamaraan para sa pagsasagawa ng field work.

thesis, idinagdag noong 12/17/2012


Paggawa ng balon para sa direksyon heolohikal na kondisyon deposito ng Priobskoye. Mga rate ng pagkonsumo ng mga likido sa pagbabarena sa pamamagitan ng mga agwat ng pagbabarena. Mga pormulasyon ng likido sa pagbabarena. Mga kagamitan sa sistema ng sirkulasyon. Pagkolekta at paggamot ng mga basura sa pagbabarena.

term paper, idinagdag noong 01/13/2011


Geological at pisikal na katangian ng mga produktibong pormasyon at Pangkalahatang Impormasyon tungkol sa mga reserba. Kasaysayan ng pag-unlad ng larangan. Pagsusuri ng mga tagapagpahiwatig ng pagganap ng well stock. Ang mga pangunahing pamamaraan para sa pagtaas ng pagbawi ng langis at paglahok sa pagbuo ng mga natitirang reserbang langis.

term paper, idinagdag noong 01/22/2015


Mga geological na katangian ng larangan ng Khokhryakovskoye. Pagpapatunay ng isang makatwirang paraan ng pag-angat ng likido sa mga balon, wellhead, kagamitan sa downhole. Katayuan ng pag-unlad ng field at well stock. Kontrol sa pag-unlad ng larangan.

thesis, idinagdag noong 09/03/2010


Pag-unlad ng mga patlang ng gas. Geological at teknikal na mga katangian ng deposito. Mga produktibong layer at bagay. Komposisyon ng gas ng patlang ng Orenburg. Ang pagbibigay-katwiran sa mga disenyo ng mga fountain lift. Pagpili ng diameter at lalim ng pagbaba ng mga tubo ng fountain.

term paper, idinagdag noong 08/14/2012


Impormasyon tungkol sa deposito ng Amangeldy: istraktura at seksyon ng geological, nilalaman ng gas. Sistema ng pag-unlad ng larangan. Pagkalkula ng gas at condensate reserves. Pagsusuri at pagpapatakbo ng mga balon. Mga teknikal at pang-ekonomiyang tagapagpahiwatig ng pag-unlad ng isang patlang na nagdadala ng gas.