Приобське нафтове родовище на карті. Приобське нафтове родовище - iv_g

Зараз над розробкою північної частини НМ Пріобське стабільно працює ТОВ «РН-Юганськнафтогаз», а розробку південного сегменту родовища веде ТОВ «Газпромнефть – Хантос», яке належить компанії «Газпромнефть». Південний сегмент НМ Пріобського має незначні за площею ліцензійні ділянки. Освоєнням Середньо-Шапшинського та Верхньо-Шапшинського сегментів з 2008 року займається НАК «АКІ ОТИР», що належить ВАТ «Руснафта».

Перспективи Пріобського НМ

Рік тому компанія "Газпромнефть-Хантос" стала володаркою ліцензії на проведення геологічного дослідження параметрів, що належать до глибоких нафтонасичених горизонтів. Дослідженню підлягає Південна частина НМ Пріобське, що включає баженівський та ачимовський світ.

Минулий рікознаменувався проведенням аналізу географічних даних на території бажено-абалакського комплексу Южно-Пріобського НМ. Сукупність спеціалізованого аналізу керна та оцінка даного класу запасів передбачає процедуру буріння чотирьох тих, хто має похилий напрямок пошуково-оцінних свердловин.

Горизонтальні свердловини будуть пробурені у 2016 році. Щоб оцінити обсяги запасів передбачено проведення багатостадійного ГРП.

Вплив родовища на екологію району

Основними факторами, що впливають на екологічну обстановку в районі родовища є наявність викидів в атмосферні. шари. Ці викиди є нафтовим газом, продуктами згоряння нафти, компонентами випарів від легких вуглеводневих фракцій. Крім того, спостерігаються протоки на ґрунт нафтопродукції та компонентів.

Унікальна територіальна особливість родовища обумовлена ​​його розташуванням на заплавних річкових ландшафтах та в межах водоохоронної зони. Пред'явлення особливих вимог до розробки ґрунтується на високої цінності. У цій ситуації розглядаються заплавні угіддя з характерним високим динамізмом і складним гідрологічним режимом. Цю територію облюбували для гніздування перелітні птахи навколоводних видів, багато хто входить до Червоної книги. Родовище знаходиться на території міграційних шляхів та місць зимівлі багатьох рідкісних представників іхтіофауни.

Ще 20 років тому Центральною комісією з розробки НМ та НГМ при Міністерстві палива та енергетики Росії, а також Міністерством з охорони навколишнього середовища та природних ресурсів Росії була схвалена точна схема розробки НМ Пріобське та природоохоронна частина всієї попередньої проектної документації.

Родовище Приобське розрізане на дві частини річкою Об. Воно заболочене і під час паводку більша його частина затоплюється. Саме такі умови сприяли утворенню на території НМ нерестовищ риб. Мінпаливенерго Росії представило в Державну Думуматеріали, на підставі яких зроблено висновок про ускладнення розробки НМ Пріобське у зв'язку з наявними природними факторами. Такі документи підтверджують необхідність додаткових фінансових засобів з метою застосування на території родовища лише новітніх та екологічно безпечних технологій, які дозволять високоефективно виконувати природоохоронні заходи.

Знаходяться у Саудівській Аравії, знає навіть старшокласник. Так само, як і те, що Росія стоїть відразу за нею у списку країн, які мають значні нафтові запаси. Проте за рівнем видобутку ми поступаємося одразу декільком країнам.

Найбільші у Росії є майже переважають у всіх регіонах: на Кавказі, в Уральському і Західно-Сибірському округах, Півночі, в Татарстані. Однак розроблені далеко не всі з них, а деякі, як, наприклад, «Технефтьінвест», чиї ділянки розташовані в Ямало-Ненецькому та сусідньому з ним Ханти-Мансійському окрузі, є збитковими.

Саме тому 4 квітня 2013 року було відкрито угоду з Rockefeller Oil Company, яка вже розпочала цей район.

Однак далеко не всі нафтогазові родовища Росії є збитковими. Доказ того - успішний видобуток, який одразу кілька компаній ведуть у Ямало-Ненецькому окрузі, на обох берегах Обі.

Приобское родовище вважається однією з найбільших у Росії, а й у світі. Відкрито воно було 1982 року. Виявилося, що запаси Західно-Сибірської нафти розташовуються і по лівому, і по правому березі. Розробка на лівому березі почалася через шість років, в 1988 році, а правого - на одинадцять років пізніше.

Сьогодні відомо, що Пріобське родовище - це понад 5 мільярдів тонн високоякісної нафти, що знаходиться на глибині, що не перевищує 2,5 кілометра.

Величезні запаси нафти і дозволили звести поряд із родовищем Приобську газотурбінну електростанцію, яка працює виключно на попутному паливі. Ця станція як повністю забезпечує запити родовища. Вона здатна постачати електроенергію, що видобувається в Ханти-Мансійський округ для потреб мешканців.

Сьогодні розробляють Приобське родовище одразу кілька компаній.

Дехто впевнений, що під час видобутку з-під землі надходить готова, очищена нафта. Це глибоке оману. Пластова рідина, яка виходить на

поверхня (нафта-сирець) надходить у цехи, де її очистять від домішок та води, нормалізують кількість іонів магнію, відокремлять попутний газ. Це - велика та високоточна робота. Для її виконання Приобське родовище забезпечили цілим комплексом лабораторій, цехів та транспортних мереж.

Готові продукти (нафта та газ) транспортуються та використовуються за призначенням, залишаються тільки відходи. Саме вони і створюють сьогодні найбільшу проблему для родовища: їх накопичилося так багато, що ліквідувати їх поки що неможливо.

Підприємство, створене спеціально для утилізації, сьогодні переробляє лише найсвіжіші відходи. Зі шламу (так називають на підприємстві виготовляють керамзит, який дуже затребуваний у будівництві. Однак поки що з отриманого керамзиту будують лише під'їзні шляхи для родовища.

Родовище має ще одне значення: воно забезпечує стабільною, добре оплачуваною роботою кілька тисяч робітників, серед яких є і висококласні спеціалісти, і робітники без кваліфікації.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Вступ

1 Геологічна характеристика Пріобського родовища

1.1 Загальні відомості про родовище

1.2 Літостратиграфічний розріз

1.3 Тектонічну будову

1.4 Нафтоносність

1.5 Характеристика продуктивних пластів

1.6 Характеристика водоносних комплексів

1.7 Фізико-хімічні властивості пластових флюїдів

1.8 Оцінка запасів нафти

1.8.1 Запаси нафти

2. Основні техніко-економічні показники розробки Приобського родовища

2.1 Динаміка основних показників розробки Приобського родовища

2.2 Аналіз основних технічно-економічних показників розробки

2.3 Особливості розробки, що впливають експлуатацію свердловин

3. Застосовувані методи збільшення нафтовіддачі пластів

3.1 Вибір методу на нафтову поклад

3.2 Геолого - фізичні критерії застосування різних методів впливу на Приобском родовищі

3.2.1 Заводнення пластів

3.3 Методи на привибійну зону свердловини для інтенсифікації видобутку нафти

3.3.1 Кислотні обробки

3.3.2 Гідророзрив пласта

3.3.3 Підвищення ефективності перфорації

Висновок

Вступ

Нафтова промисловість одна із найважливіших складових економіки Росії, безпосередньо впливає формування бюджету країни та її експорт.

Стан ресурсної бази нафтогазового комплексу є найгострішою проблемою на сьогоднішній день. Ресурси нафти поступово виснажуються, велика кількість родовищ знаходиться в кінцевій стадії розробки і мають великий відсоток обводненості, тому, найбільш актуальним і першорядним завданням є пошук і введення в експлуатацію молодих і перспективних родовищ, одним з яких є Приобське родовище (за запасами - одне з найбільших родовищ Росії).

Балансові запаси нафти, затверджені ДКЗ, за категорією З 1 становлять 1827,8 млн.т., видобуті 565,0 млн.т. при коефіцієнті нафтовидобування 0,309 з урахуванням запасів в охоронній зоні під заплавами річок Об і Великий Салим.

Балансові запаси нафти категорії З 2 становлять 524073 тис. т., що витягуються - 48970 тис. т. при коефіцієнті нафтовидобування 0,093.

Приобське родовище має низку характерних рис:

велике, багатопластове, за запасами нафти унікальне;

важкодоступне, характеризується значною заболоченістю, весняно-літній періодбільшість території затоплюється паводковими водами;

територією родовища протікає річка Об, що розділяє його на правобережну та лівобережну частини.

Родовище характеризується складною будовою продуктивних горизонтів. Промисловий інтерес становлять пласти АС10, АС11, АС12. Колектори горизонтів АС10 і АС11 відносяться до середньо і низькопродуктивних, а АС12 до аномально низькопродуктивних. Експлуатацію пласта АС12 слід виділити на окрему проблему розробки, т.к. , пласт АС12 до того ж є найбільшим за запасами з усіх пластів. Ця характеристика свідчить про неможливість освоєння родовища без активного на його продуктивні пласти.

Одним із напрямків вирішення цієї проблеми є здійснення заходів щодо інтенсифікації видобутку нафти.

1 . Геологічна характеристикаПріобськогомісце народження

1.1 Загальні відомості про родовище

Приобське нафтове родовище в адміністративному відношенні розташоване у Ханти-Мансійському районі Ханти-Мансійського автономного округу Тюменської області.

Район робіт віддалений на 65 км на схід від міста Ханти-Мансійська, на 100 км на захід від міста Нафтоюганська. В даний час район належить до найбільш швидко розвиваються в автономному окрузі, що стало можливим у зв'язку зі зростанням обсягів геологорозвідувальних робіт і нафтовидобутку .

Найбільші навколишні родовища: Салимське, розташоване в 20 км на схід, Приразломне, розташоване в безпосередній близькості, Правдинське - в 57 км на південний схід.

На південний схід від родовища проходять траси газопроводу Уренгой – Челябінськ – Новополоцьк та нафтопроводу Усть-Балик-Омськ.

Пріобська площа північною частиною розташована в межах Обської заплави - молодої алювіальної рівнини з акумуляцією четвертинних відкладень порівняно великої потужності. Абсолютні позначки рельєфу становлять 30-55 м. Південна частина площі тяжіє до плоскої алювіальної рівнині на рівні другої надзаплавної тераси зі слабко вираженими формами річкової ерозії та акумуляції. Абсолютні позначки тут становлять 46-60 м-коду.

Гідрографічна мережа представлена ​​протокою Малий Салим, яка протікає в субширотному напрямку в північній частині площі і на цій ділянці з'єднується дрібними протоками Малою Березівською та Полою з великою та повноводною Обською протокою Великий Салим. Річка Об є основною водною магістраллю Тюменської області. На території району є велика кількість озер, найбільші з яких є озеро Олевашкіна, озеро Карасьє, озеро Окуневе. Болота непрохідні, замерзають до кінця січня і є головною перешкодою для пересування транспорту.

Клімат району різко континентальний із тривалою зимою та коротким теплим літом. Зима морозна та сніжна. Найхолодніший місяць року – січень (середньомісячна температура -19,5 градусів С). Абсолютний мінімум -52 градуси С. Найтеплішим є липень (середньомісячна температура +17 градусів С), абсолютний максимум +33 градуси С. Середньорічна кількість опадів 500-550 мм на рік, причому 75% припадає на теплу пору року. Потужність снігового покриву від 0,7 м до 1,5-2 м. Глибина промерзання ґрунту 1-1,5 м.

Для району характерні підзолисті глинисті грунти на порівняно піднесених ділянках і торф'яно-підзолисто-мулові і торф'яні грунти на заболочених ділянках місцевості. У межах рівнин алювіальні ґрунти річкових терас переважно піщані, місцями глинисті. Рослинний світрізноманітний. Переважає хвойний та змішаний ліс.

Район знаходиться в зоні роз'єднаного залягання приповерхневих та реліктових багаторічномерзлих порід. Приповерхневі мерзлі ґрунти залягають на вододілах під торфовищами. Товщина їх контролюється рівнем ґрунтових вод і досягає 10-15 м, температура постійна та близька до 0 градусів С.

На суміжних територіях (на Приобському родовищі мерзлі породи не вивчені) ММП залягають на глибинах від 140-180 м-код (Лянторське родовище). Потужність ММП становить 15-40 м, рідше. Мерзлими є частіше нижня, більш глиниста частина новоміхайлівської і незначна частина атлимської світ.

Найбільшими населеними пунктами, найближчими до площі робіт, є міста Ханти-Мансійськ, Нафтоюганськ, Сургут та з дрібніших населених пунктів - селища Селіярове, Ситоміно, Лемпіно та інші.

1.2 Літостратиграфічнийрозріз

Геологічний розріз Приобського родовища складний потужною товщею (понад 3000м) теригенних відкладень осадового чохла мезо-кайнозойського віку, що залягають на породах доюрського комплексу, представлених корою вивітрювання.

Доюрські освіти (Pz)

У розрізі доюрської товщі виділяється два структурні поверхи. Нижній, присвячений консолідованій корі, представлений сильно дислокованими графіт-порфіритами, гравелітами та метаморфізованими вапняками. Верхній поверх, що виділяється як проміжний комплекс, складають менш дислоковані ефузійно-осадові відкладення пермо-тріасового віку завтовшки до 650м.

Юрська система (J)

Юрська система представлена ​​всіма трьома відділами: нижнім, середнім та верхнім.

У її складі виділяються тюменська (J1+2), абалакська та баженівська почти (J3).

Відкладення тюменськійпочти залягають на підставі осадового чохла на породах кори вивітрювання з кутовим і стратиграфічним незгодою і представлені комплексом теригенних порід глинисто-піщано-алевролітового складу.

Товщина відкладень тюменської почту змінюється від 40 до 450м. У межах родовища вони розкриті на глибинах 2806–2973м. Відкладення тюменської почти відповідно перекриваються верхньоюрськими відкладами абалакської та баженівської почт. Абалакськаоточення складено темно-сірими до чорного кольору, ділянками звивистими, глауконітовими аргілітами з прошарками алевролітів у верхній частині розрізу. Товщина почту коливається від 17 до 32 м.

Відкладення баженівськійпочти представлені темно-сірими, майже чорними, бітумінозними аргілітами з прошарками слабоалевритистих аргілітів та органогенно-глинисто-карбонатних порід. Товщина почту становить 26-38 м.

Крейдяна система (K)

Відкладення крейдяної системи розвинені повсюдно представлені верхнім та нижнім відділами.

У складі нижнього відділу знизу вгору виділяються ахська, черкашинська, алимська, вікулівська та ханти-мансійська почти, а у верхньому ханти-мансійська, ватська, кузнецовська, березівська та ганькінська почти.

Нижня частина ахськийпочти (K1g) представлена ​​переважно аргілітами з підлеглими малопотужними прошарками алевролітів і пісковиків, об'єднаних в ачимовскую товщу.

У верхній частині ахської почти виділяється витримана пачка тонковідмучених, темно-сірих, що наближаються до сірих пімських глин.

Загальна товщина почту змінюється із заходу Схід від 35 до 415м. У розрізах, розташованих на схід до цієї товщі, приурочені група пластів БС1-БС12.

Розріз черкашинськійпочти (K1g-br) представлений ритмічним чергуванням сірих глин, алевролітів та алевритистих пісковиків. Останні, у межах родовища, як і і пісковики, є промислово нафтоносними і виділяються в пласти АС7,АС9,АС10,АС11,АС12.

Товщина почту змінюється від 290 до 600 м-коду.

Вище залягають темно-сірі до чорних глини Алимськасвити (K1a), у верхній частині з прошарками бітумінозних аргілітів, у нижній - алевролітів і пісковиків. Товщина почту змінюється від 190 до 240м. Глини є регіональною покришкою для покладів вуглеводнів усієї Середньообської нафтогазоносної області.

Вікуловськаоточення (K1a-al) складається з двох підсвіт.

Нижня – переважно глиняста, верхня – піщано-глиниста з переважанням пісковиків та алевролітів. Для почту характерна присутність рослинного детриту. Товщина почту коливається від 264 м на заході до 296 м на північному сході.

Ханти-Мансійськаоточення (K1a-2s) представлена ​​нерівномірним перешаровуванням піщано-глинистих порід з переважанням перших у верхній частині розрізу. Породи почту характеризуються великою кількістю вуглистого детриту. Товщина почту варіює від 292 до 306 м.

Уватськаоточення (K2s) представлено нерівномірним переславлюванням пісків, алевролітів, пісковиків. Для почту характерна наявність обвуглених і залізних рослинних решток, кутистого детриту, бурштину. Товщина почту 283-301 м.

Берцовськаоточення (K2k-st-km) поділяється на дві підсвіти. Нижню, що складається з глин, сірих монтмореллонітових, прошарками опоковидних товщиною від 45 до 94 м, і верхню, представлену глинами сірими, темно-сірими, крем'янистими, піщанистими, товщиною 87-133 м.

Ганькінськаоточення (K2mP1d) складається з глин сірих, зеленувато-сірих переходять у мергелі із зернами глауконіту та конкреціями сидериту. Її товщина – 55-82м.

Палеогенова система (P2)

Палеогенова система включає породи таліцької, люлінворської, атлимської, новомихайловской і туртаської світ. Перші три представлені морськими відкладеннями, інші – континентальними.

Талицькаоточення складена товщею глин темно-сірих, ділянками алевритистих. Зустрічаються перитизовані рослинні залишки та лусочки риб. Товщина почту 125-146 м.

Люлінворськаоточення представлена ​​глинами жовтувато-зеленими, у нижній частині розрізу часто опокоїдні з прошарками опок. Товщина почту 200-363 м.

Тавдинськаоточення завершує розріз морського палеогену виконана глинами сірими, блакитно-сірими з прошарками алевроліту. Товщина почту 160-180 м.

Атлимськаоточення складено континентальними алювіально-морськими відкладеннями, що складаються з пісків, сірих до білих, переважно кварцовими з прошарками бурого вугілля, глин та алевролітів. Товщина почту 50-60 м.

Новомихайлівськаоточення - представлена ​​нерівномірним перешаровуванням пісків, сірих, дрібнозернистих, кварцово-польовошпатовими з глинами та алевролітами сірими та коричнево-сірими з прошарками пісків та бурого вугілля. Товщина почту не перевищує 80 м.

Туртаськаоточення складається з глин і алевролітів зеленувато-сірих, тонкошарових з прошарками діатомітів і кварцово-глауконітових пісків. Товщина почту 40-70 м.

Четвертична система (Q)

Присутня повсюдно і представлена ​​в нижній частині чергуванням пісків, глин, суглинками та супесями, у верхній – болотяними та озерними фаціями – мулами, суглинками та супесями. Загальна товщина складає 70-100 м-коду.

1.3 Тектонічнебудова

Приобська структура розташовується в зоні зчленування Ханти-Мансійської западини, Ламінського мегапрогину, Салимської та Західно-Лемпінської груп піднятий. Структури першого порядку ускладнені валоподібними та куполоподібними підняттями другого порядку та окремими локальними антиклінальними структурами, які є об'єктами проведення пошукових та розвідувальних робіт на нафту та газ.

Сучасний структурний план доюрської основи вивчений за горизонтом «А», що відбиває. На структурній карті по горизонту «А», що відображає, знаходять відображення всі структурні елементи. У південно-західній частині району – Селіярівське, Західно-Сахалінське, Світле підняття. У північно-західній частині - Східно-Селіярівське, Хрестове, Західно-Горшківське, Південно-Горшківське, що ускладнюють східний схил Західно-Лемпінської зони підняття. У центральній частині - Західно-Сахалінський прогин, на схід від його Горшківське і Сахалінське підняття, що ускладнюють відповідно Середньо-Лямінський вал і Сахалінський структурний ніс.

По горизонту «Дб», що відбиває, приуроченому до покрівлі бистрінської пачки простежуються Приобське куполоподібне підняття, Західно-Пріобське малоамплітудне підняття, Західно-Сахалінська, Новообська структури. На заході площі оконтурюється Ханти-Манійське підняття. На північ від Приобського підняття виділяється Світле локальне підняття. У південній частині родовища в районі вкв. 291 умовно виділяється Безіменне підняття. Східно-Селіярівська піднесена зона в досліджуваному районі оконтурюється незамкнутою сейсмоізогіпсою - 2280 м. Поблизу скв.606 простежується малоамплітудна ізометрична структура. Селіярівська площа покрита рідкісною мережею сейсмічних профілів, на основі якої можна умовно прогнозувати позитивну структуру. Селіярівське підняття підтверджується структурним планом по горизонту «Б», що відображає. У зв'язку зі слабкою вивченістю західної частини площі, сейсморозвідкою, на північ від Селіярівської структури, умовно виділяється куполоподібне безіменне підняття.

1.4 Нафтоносність

На Приобском родовищі поверх нафтоносності охоплює значні за товщиною відкладення осадового чохла від середньоюрського до аптського віку і становить понад 2,5 км.

Непромислові притоки нафти та керн з ознаками вуглеводнів отримані з відкладень тюменської (пласти Ю 1 і Ю 2) та баженівської (пласт Ю 0) світ. Через обмеженого числа існуючих геолого-геофізичних матеріалів, будова покладів до теперішнього часу мало обгрунтовано.

Промислова нафтоносність встановлена ​​у неокомських пластах групи АС, де зосереджено 90% розвіданих запасів. Основні продуктивні пласти укладені між пимською та бистринською пачками глин. Поклади присвячені лінзовидним піщаним тілам, що сформувалися в шельфових і клиноформних відкладеннях неокома, продуктивність яких не контролюється сучасним структурним планом і визначається практично лише наявністю в розрізі продуктивних пластів-колекторів. Відсутність при численних випробуваннях у продуктивній частині розрізу пластової води доводить, що поклади нафти, пов'язані з пластами цих пачок, є замкненими лінзовидними тілами, повністю заповненими нафтою, а контури покладів для кожного піщаного пласта визначаються межами його поширення. Виняток становить пласт АС 7 де отримані притоки пластової води з піщаних лінз, заповнених водою.

У складі продуктивних неокомських відкладень виділено 9 підрахункових об'єктів: АС 12 3, АС 12 2, АС 11 2-4, АС 11 1, АС 11 0, АС 10 1-2, АС 10 0, АС 9, АС. Поклади пластів АС 7 , АС 9 промислового інтересу не представляють.

Геологічний профіль представлений на рис.1.1

1.5 Характеристикапродуктивнихпластів

Основні запаси нафти на Приобском родовищі зосереджено відкладення неокомського віку. Особливістю геологічного будови покладів, що з неокомськими породами і те, що вони мають мегакосослоистое будова, обумовлене формуванням в умовах бічного заповнення досить глибоководного морського басейну (300-400м) рахунок винесення уламкового теригенного матеріалу зі сходу і юго- сходу. Формування неокомського мегакомплексу осадових порід відбувалося в цілій серії палеогеографічних умов: котинентального осадонакопичення, прибережно-морського, шельфового та дуже уповільненого осадження опадів у відкритому глибокому морі.

У міру просування зі сходу на захід відбувається нахил (стосовно баженівської свитки, що є регіональним репером) як глинистих витриманих пачок (зонального репера), так і піщано-алевролітних порід, що містяться між ними.

Згідно з визначеннями, виконаними фахівцями ЗапСибНІГНІ з фауни та споропильця, відібраних із глин в інтервалі залягання пимської пачки, вік цих відкладень виявився готерівським. Всі пласти, що знаходяться вище за пімську пачку. Проіндексовані як група АС, тому і на Приобському родовищі пласти БС 1-5 були переіндексовані на АС 7-12.

При підрахунку запасів у складі мегакомплексу продуктивних неокомських відкладень виділено 11 продуктивних пластів: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0, АС10/2-3, АС10/ 1, АС10/0, АС9, АС7.

Пачка продуктивних пластів АС 12 залягає на основі мегакомплексу і є найбільш, з погляду формування, глибоководною частиною. У складі виділено три пласти АС 12/3, АС 12/1-2, АС 12/0, які поділяються між собою щодо витриманих на більшій частині площі глинами, потужність яких коливається від 4 до 10 м.

Поклади пласта АС 12/3 присвячені моноклінальному елементу (структурному носу), в межах якого відзначаються малоамплітудні підняття та западини з зонами переходу між ними.

Основний поклад АС12/3 розкрито на глибинах 2620-2755м і є літологічно екранованим з усіх боків. За площею вона займає центральну терасоподібну, найбільш піднесену частину структурного носа та орієнтована з південного заходу на північний схід. Нафтонасичені товщини змінюються від 12,8 до 1,4м. Дебіти нафти становлять від 1,02 м 3 /сут, Нд = 1239м до 7,5 м 3 /сут при Нд = 1327м. Розміри літологічно екранованого покладу становлять 25,5 км на 7,5 км, висота 126 м-коду.

Поклад АС 12/3 розкрито на глибинах 2640-2707 м і присвячено Ханти-Мансійському локальному підняттю та зоні його східного занурення. Поклад контролюється з усіх боків зонами заміщення колекторів. Дебіти нафти невеликі і становлять за різних динамічних рівнях 0,4-8,5 м 3 /сут. Найбільш висока позначка в склепінній частині фіксується на -2640 м, а найнижча (-2716 м). Розміри покладу 18 на 8,5 км, висота 76м. Тип літологічно екранований.

Основний поклад АС12/1-2 є найбільшим на родовищі. Розкрита на глибинах 2536-2728 м. Приурочена до монокліналі, ускладненої невеликими по амплітуді локальними підняттями з зонами переходу між ними. Нафтонасичені товщини змінюються в широкому діапазоні від 0,8 до 40,6 м, при цьому зона максимальних товщин (більше 12 м) охоплює центральну частину покладу, а також східну. Розміри літологічно екранованого покладу 45 км на 25 км, висота 176 м-коду.

У пласті АС 12/1-2 розкрито поклади 7,5 на 7 км, заввишки 7 м та 11 на 4,5 км, заввишки 9 м. Обидві поклади літологічно екранованого типу.

Пласт АС 12/0 має меншу за розмірами зону розвитку. Основна поклад АС 12/0 є лінзоподібним тілом, орієнтованим з південного заходу на північний схід. Розміри її 41 на 14 км, висота 187 м. Дебіти нафти змінюються від перших одиниць м3/добу при динамічних рівнях до 48 м3/сут.

Покришка горизонту АС 12 утворена потужною (до 60 м) товщею глинистих порід.

Вище за розрізом залягає пачка продуктивних пластів АС 11, до складу якої входять АС 11/0, АС 11/1, АС 11/2, АС 11/3, АС 11/4. Три останні з'єднані в єдиний обчислювальний об'єкт, що має дуже складну будову як по розрізу, так і за площею. У зонах розвитку колекторів, що тяжіють до привідних ділянок, спостерігаються найбільші товщини горизонту з тенденцією збільшення на північний схід (до 78,6 м). На південному сході цей горизонт представлений лише пластом АС 11/2, у центральній частині – пластом АС 11/3, на півночі – пластом АС 11/2-4.

Основна поклад АС11/1 є другою за значенням у межах Приобського родовища. Пласт АС11/1 розвинений у привідній частині валоподібного підняття субмеридіонального простягання, що ускладнює монокліналь. З трьох сторін поклад обмежена зонами глінізації, але в півдні кордон проведено умовно. Розміри основного покладу 48 на 15 км, висота 112 м. Дебіти нафти змінюються від 2,46 м 3 /добу за динамічного рівня 1195 м до 11,8 м 3 /сут.

Пласт АС 11/0 виявлений у вигляді ізольованих лінзовидних тіл на північному сході та на півдні. Товщина його від 8,6 м до 22,8 м. Перша поклад має розміри 10,8 на 5,5 км, друга 4,7 на 4,1 км. Обидві поклади літологічно екранованого типу. Характеризуються притоками нафти від 4 до 14 м-коду 3 /сут при динамічному рівні. Горизонт АС 10 розкритий майже всіма свердловинами і складається з трьох пластів АС 10/2-3, АС 10/1, АС 10/0.

Основна поклад АС 10/2-3 розкрита на глибинах 2427-2721 м і розташована у південній частині родовища. Тип покладу - літологічно екранований, розміри 31 на 11 км, висота до 292 м. Нафтонасичені товщини коливаються від 15,6 до 0,8 м.

Основний поклад АС10/1 розкрито на глибинах 2374-2492 м. Розміри покладу 38 на 13 км, висота до 120 м. Південний кордон проводиться умовно. Нафтонасичені товщини змінюються від 0,4 до 11,8 м. Безводні притоки нафти склали від 2,9 м 3 /сут при динамічному рівні 1064 до 6,4 м 3 /сут.

Завершує розріз пачки пластів АС 10 продуктивний пласт АС 10/0 в межах якого виявлено три поклади, розташовані у вигляді ланцюжка субмеридіального простягання.

Горизонт АС 9 має обмежене поширення та представлений у вигляді окремих фасциальних зон, що розташовуються на північно-східній та східній ділянках структури, а також у районі південно-західного занурення.

Завершує неокомські продуктивні відкладення пласт АС 7 який має мозаїчну картину в розміщенні нафтоносних і водоносних полів.

Найбільша за площею Східна поклад розкрита на глибинах 2291-2382 м. Орієнтована з південного заходу на північний схід. Притоки нафти 4,9-6,7 м 3 /сут при динамічних рівнях 1359-875 м. Нафтонасичені товщини змінюються від 0,8 до 67,8 м. Розміри покладу 46 на 8,5 км, висота 91 м.

Загалом у межах родовища відкрито 42 поклади. Максимальну площу має основна поклад у пласті АС 12/1-2 (1018 км 2 ), мінімальну (10 км 2) - поклад у пласті АС 10/1 .

Зведена таблиця параметрів продуктивних пластів у межах експлуатаційної ділянки

Таблиця 1.1

геологічний видобуток родовище нафтоносність пласт

1.6 Характеристикаводоноснихкомплексів

Пріобське родовище є частиною гідродинамічної системи Західно-Сибірського артезіанського басейну. Його особливістю є наявність водотривких глинистих відкладень олігоцен-турону, товщина яких досягає 750м, що розділяють розріз мезо-кайнозою на верхній та нижній гідрогеологічні поверхи.

Верхній поверх поєднує опади турон-четвертичного віку та характеризується вільним водообміном. У гідродинамічному відношенні поверх являє собою водоносну товщу, ґрунтові та міжпластові води якої пов'язані між собою.

До складу верхнього гідрогеологічного поверху входить три водоносні горизонти:

1 водоносний горизонт четвертинних відкладень;

2- водоносний горизонт новоміхайлівських відкладень;

3 водоносний горизонт атлимських відкладень.

Порівняльний аналіз водоносних горизонтів показав, що основним джерелом великого централізованого господарсько-питного водопостачання може бути прийнятий атлимський водоносний горизонт. Проте внаслідок значного скорочення витрат на експлуатацію може бути рекомендований новомихайлівський обрій.

Нижній гідрогеологічний поверх представлений відкладеннями сеноман-юрського віку та обводненими породами верхньої частини доюрського фундаменту. на великих глибинв обстановці утрудненого, а місцями і майже застійного режиму, формуються термальні високомінералізовані води, що мають високу газонасиченість та підвищену концентрацію мікроелементів. Нижній поверх відрізняється надійною ізоляцією водоносних горизонтів від поверхневих природно-кліматичних факторів. У його розрізі виділяється чотири водоносні комплекси. Всі комплекси та водотриви простежуються на значній відстані, але в той же час на Приобському родовищі спостерігається глинізація другого комплексу.

Для заводнення нафтових пластів у Середньому Приоб'ї широко використовуються підземні води апт-сеноманського комплексу, складеного товщею слабосцементованих, пухких пісків, пісковиків, алевролітів та глин ватської, ханти-мансійської та вікулівської світ, добре витриманих за площею, досить однорідних у межах ділянки. Води відрізняються малою корозійною здатністю через відсутність у них сірководню та кисню.

1.7 Фізико-хімічнівластивостіпластовихфлюїдів

Пластові нафти за продуктивними пластами АС10, АС11 і АС12 не мають значних відмінностей за своїми властивостями. Характер зміни фізичних властивостей нафт є типовим для покладів, які мають виходу поверхню і оточених крайової водою. У пластових умовах нафти середньої газонасиченості тиск насичення в 1,5 -2 рази нижче пластового (високий ступінь перетискання).

Експериментальні дані про мінливість нафт за розрізом експлуатаційних об'єктів родовища свідчать про незначну неоднорідність нафти в межах покладів.

Нафти пластів АС10, АС11 і АС12 близькі між собою, більш легка нафта в пласті АС11, молярна частка метану в ній 24,56%, сумарний вміст вуглеводнів С2Н6-С5Н12 – 19,85%. Для нафт всіх пластів характерно переважання нормальних бутану і пентану над ізомерами.

Кількість легких вуглеводнів СН4 - С5Н12, розчинених у розгазованих нафтах, становить 82-92%.

Нафтовий газ стандартної сепарації високожирний (коефіцієнт жирності більше 50), молярна частка метану в ньому становить 56,19(пласт АС10)-64,29(пластАС12). Кількість етану набагато менше, ніж пропану, відношення С2Н6 / С3Н8 дорівнює 0,6, що притаманно газів нафтових покладів. Сумарний вміст бутанів 8,1-9,6%, пентанів 2,7-3,2%, важких вуглеводнів С6Н14+ вищі 0,95-1,28%. Кількість діоксиду вуглецю та азоту невелика, близько 1%.

Розгазовані нафти всіх пластів сірчисті, парафіністі, малосмолисті, середньої щільності.

Нафта пласта АС10 середньої в'язкості, із вмістом фракцій до 350_С більше 55%, нафти пластів АС11 та АС12 в'язкі, із вмістом фракцій до 350_С від 45% до 54,9%.

Технологічний шифр нафт пласта АС10 - II Т1П2, пластів АС11 і АС12-II Т2П2.

Оцінку параметрів, зумовлених індивідуальними характеристиками нафт і газів, виконано відповідно до найімовірніших умов збору, підготовки та транспорту нафти на родовищі.

Умови сепарації такі:

1 ступінь – тиск 0,785 Мпа, температура 10_С;

2 ступінь – тиск 0,687 Мпа, температура 30_С;

3 ступінь – тиск 0,491 Мпа, температура 40_С;

4 ступінь – тиск 0,103 Мпа, температура 40_С.

Зіставлення середніх значень пористості та проникності колекторівпластів АС10-АС12 по керну та ГІС

Таблиця 1.2

1.8 Оцінка запасів нафти

Оцінку запасів нафти Приобського родовища виконано загалом по пластах без диференціації по покладах. У зв'язку з відсутністю пластових вод у літологічно обмежених покладах запаси розраховувалися по чисто нафтових зонах.

Балансові запаси нафти Приобського родовища оцінювалися об'ємним способом.

Основою розрахунку моделей пластів були результати інтерпретації ГІС. При цьому як граничні значення колектор-неколектор були прийняті наступні оцінки параметрів пластів: К оп 0.145, проникність 0.4 мД. З колекторів і, отже, підрахунку запасів виключалися зони пластів, у яких значення зазначених параметрів були меншими за кондиційні.

При підрахунку запасів використовувався метод перемноження карток трьох основних підрахункових параметрів: ефективної нафтонасиченої товщини, коефіцієнтів відкритої пористості та нафтонасиченості. Ефективний нафтонасичений обсяг розраховувався окремо за категоріями запасів.

Виділення категорій запасів виконано відповідно до «Класифікації запасів родовищ...» (1983). Залежно від вивченості покладів Приобського родовища запаси нафти та розчиненого газу в них підраховані за категоріями В, С1, С2. Запаси категорії В виділені в межах останніх свердловин експлуатаційних рядів на лівобережній зруйнованій ділянці родовища. Запаси категорії С1 виділялися на ділянках, вивчених розвідувальними свердловинами, в яких були отримані промислові притоки нафти або була позитивна інформація щодо ГІС. Запаси у невивчених бурінням зонах покладів класифікувалися за категорією З 2 . Кордон між категоріями С1 та С2 проводився на відстані подвійного кроку експлуатаційної сітки (500х500 м), як це і передбачено «Класифікацією...».

Оцінка запасів завершувалася перемноженням отриманих обсягів нафтонасичених колекторів по кожному пласту та в межах виділених категорій на щільність дегазованої при ступінчастій сепарації нафти та перерахунковий коефіцієнт. Слід зазначити, що вони дещо відрізняються від прийнятих раніше. Пов'язано це, по-перше з винятком з розрахунків свердловин, розташованих далеко за межами ліцензійної ділянки, а, по-друге, зі змінами індексації пластів в окремих розвідувальних свердловинах в результаті нової кореляції продуктивних відкладень.

Прийняті підрахункові параметри та отримані результати підрахунку запасів нафти наведені нижче.

1.8.1 Запасинафти

Станом на 01.01.98 р на балансі ВДФ запаси нафти числяться в обсязі:

Видобувані 613380 тис.т.

Видобувані 63718 тис.т.

Видобувані 677 098 тис.т.

Запаси нафти за пластами

Таблиця 1.3

По розбуреній ділянці лівобережної частини Пріобського родовища була проведена Партією підрахунку запасів АТ «Юганськнафтогаз».

У зруйнованій частині зосереджено 109438 тис.т. балансових та 31131 тис.т. видобутих запасів нафти при КІН 0,284.

За розбуреною частиною по пластах запаси розподілені таким чином:

Пласт АС10 балансовий 50%

46%.

Пласт АС11 балансовий 15%

21%.

Пласт АС12 балансовий 35%

Вилучені 33%

На території основний обсяг запасів зосереджений у пластах АС10 і АС12. Ця ділянка містить 5,5% запасів м/р. 19,5% запасів пласта АС10; 2,4%-АС11; 3,9% - АС12.

Приобськем/р (лівобережначастина)

Запасинафтипозоніексплуатації

Таблиця 1.4

*) У частині території категорії С1 ,з якої здійснюється видобуток нафти

2 . Способи видобутку, обладнання, що застосовується

Розробка кожного експлуатаційного об'єкта АС 10 , АС 11 , АС 12 проводилася при розміщенні свердловин за лінійною трирядною трикутною схемою із щільністю сітки 25 га/скв, з бурінням усіх свердловин до пласта АС 12 .

У 2007 р. СибНІІНП було підготовлено "Додаток до технологічної схеми дослідно-промислової розробки лівобережної частини Пріобського родовища, включаючи заплавну ділянку N4", в якій були дані корективи з розробки лівобережної частини родовища з підключенням до роботи нових кущів N140 . Відповідно до цього документа передбачається реалізація блокової трирядної системи (щільність сітки - 25 га/скв) з переходом надалі на пізнішій стадії розробки на блочно-замкнуту систему.

Динаміка основних техніко-економічних показників розробки представлена ​​у таблиці 2.1

2. 1 ДинамікаосновнихпоказниківрозробкиПріобськогомісце народження

таблиця 2.1

2. 2 Аналізосновнихтехніко-економічнихпоказниківрозробки

Динаміка показників розробки виходячи з таблиці 2.1 представлена ​​на рис. 2.1.

Приобское родовище розробляється з 1988 року.. За 12 років розробки, з таблиці 3. , видобуток нафти невпинно зростає.

Якщо 1988 року вона становила 2300 тонн нафти, то до 2010 року досягла 1485000 т., видобуток рідини зріс від 2300 до 1608000 т..

Таким чином, до 2010 року накопичений видобуток нафти склав 8583,3 тис.т. (Таблиця 3.1) .

З 1991 року для підтримки пластового тиску в експлуатацію вводяться свердловини нагнітальні і починається закачування води. На кінець 2010 року нагнітальний фонд становить 132 свердловини, а закачування води зростало зі 100 до 2362 тис.т. до 2010 року. Зі зростанням закачування збільшується середній дебіт свердловин, що діють, по нафті. До 2010 року дебіт збільшується, що пояснюється правильним вибором кількості води, що закачується.

Також з моменту введення в експлуатацію нагнітального фонду починається зростання обводнення продукції і до 2010 року вона досягає позначки - 9,8%, перші 5 років обводненість - 0%.

Фонд видобувних свердловин до 2010 року становив 414 свердловини, їх свердловин, що видобувають продукцію механізованим способом - 373 До 2010 року накопичений видобуток нафти склав 8583,3 тис.т. (Таблиця 2.1) .

Приобское родовище одна із наймолодших і найперспективніших у Західному Сибіру.

2.3 Особливостірозробки,що впливаютьнаексплуатаціюсвердловин

Родовище відрізняється низькими дебітами свердловин. Основними проблемами розробки родовища стала низька продуктивність видобувних свердловин, низька природна (без розриву пластів водою, що нагнітається) прийомистість нагнітальних свердловин, а також поганий перерозподіл тиск по покладах при здійсненні ППД (внаслідок слабкого гідродинамічного зв'язку окремих ділянок пластів). В окрему проблему розробки родовища слід виділити експлуатацію пласта АС12. Через низькі дебіти багато свердловини цього пласта повинні бути зупинені, що може призвести до консервації на невизначений термін значних запасів нафти. Одним із напрямків вирішення цієї проблеми за пластом АС 12 є здійснення заходів щодо інтенсифікації видобутку нафти.

Приобское родовище характеризується складним будовою продуктивних горизонтів як у площі, і по розрізу. Колектори горизонтів АС 10 і АС 11 відносяться до середньої та низькопродуктивних, а АС 12 - до аномально низькопродуктивних.

Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів родовища свідчить про неможливість освоєння родовища без активного на його продуктивні пласти і використання методів інтенсифікації видобутку.

Це підтверджує досвід розробки ділянки лівобережної частини.

3 . Застосовувані методи збільшення нафтовіддачі пластів

3.1 Вибірметодувпливунанафтовупоклад

Вибір методу на нафтові поклади визначається низкою чинників, найбільш істотними у тому числі є геолого-фізичні характеристики покладів, технологічні можливості здійснення методу цьому родовищі та економічні критерії. Перераховані вище методи на пласт мають численні модифікації і, у своїй основі, базуються на величезному наборі складів використовуваних робочих агентів. Тому при аналізі існуючих методів впливу має сенс насамперед використовувати досвід розробки родовищ Західного Сибіру, ​​а також родовищ інших регіонів з аналогічними пріобським родовищу властивостями колекторів (насамперед низьку проникність колекторів) та пластових флюїдів.

З методів інтенсифікації видобутку нафти впливом на привибійну зону свердловини найпоширеніші:

гідророзрив пласта;

кислотні обробки;

фізико-хімічні обробки різними реагентами;

теплофізичні та термо-хімічні обробки;

імпульсно-ударна, віброакустична та акустична дія.

3.2 Геолого-фізичні критерії застосування різних методів впливу на Приобском родовищі

Основними геолого-фізичними характеристиками Приобського родовища для оцінки застосування різних методів впливу є:

глибина продуктивних пластів-2400-2600 м,

поклади літологічно екрановані, природний режим - замкнутий пружний,

товщина пластів АС 10 , АС 11 та АС 12 відповідно до 20,6 , 42,6 та 40,6м.

початковий пластовий тиск - 23,5-25 МПа,

пластова температура-88-90 0 С,

низька проникність колекторів, середні значення за результатами дослідження керна - за пластами АС 10 , АС 11 та АС 12 відповідно 15,4, 25,8, 2,4 мD ,

висока латеральна та вертикальна неоднорідність пластів,

щільність пластової нафти-780-800 кг/м 3 ,

в'язкість пластової нафти - 1,4-1,6 мПа * с,

тиск насичення нафти 9-11 МПа,

нафта нафтенового ряду, парафініста та малосмолиста.

Порівнюючи представлені дані з відомими критеріями ефективного застосування методів впливу на пласт можна відзначити, що, навіть без детального аналізу, з перерахованих вище методів для Приобського родовища можуть бути виключені: теплові методи та полімерне заводнення (як метод витіснення нафти з пластів). Теплові методи застосовуються для покладів з високов'язкими нафтами і на глибинах до 1500-1700 м. Полімерне заводнення переважно використовувати в пластах проникністю понад 0,1 мкм 2 для витіснення нафти з в'язкістю від 10 до 100 мПа * с і при температурі до 9 для вищих температур застосовуються дорогі, спеціальні за складами полімери).

3.2.1 Заводнення пластів

Досвід розробки вітчизняних і зарубіжних родовищ показує, що заводнення виявляється досить ефективним методом на низькопроникні колектора при суворо дотриманні необхідних вимог до технології його здійснення.

Серед основних причин, що викликають зниження ефективності заводнення низькопроникних пластів, виявляються:

погіршення фільтраційних властивостей породи за рахунок:

набухання глинистих складових породи при контакті з водою, що закачується,

засмічення колектора дрібнодисперсними механічними домішками, що знаходяться в воді, що закачується,

випаданням у пористому середовищі колектора опадів солей при хімічній взаємодії нагнітається та пластової води,

зменшення охоплення пласта заводненням внаслідок утворення навколо нагнітальних свердловин тріщин-розриву та поширення їх у глиб пласт (для переривчастих пластів можливе також деяке збільшення охоплення пласта по розрізу),

значна чутливість до характеру змочуваності порід нагнітається агентом значне зниження проникності колектора за рахунок випадання парафінів.

Прояв всіх цих явищ у низькопроникних колекторах викликає більш суттєві наслідки, ніж у високопроникних породах.

Для усунення впливу на процес заводнення зазначених факторів використовуються відповідні технологічні рішення: оптимальні сітки свердловин та технологічні режими експлуатації свердловин, нагнітання у пласти води необхідного типу та складу, відповідне її механічне, хімічне та біологічне очищення, а також добавка у воду спеціальних компонентів.

Для Приобського родовища заводнення слід розглядати як основний метод впливу.

Застосування розчинів ПАРна родовищі було відкинуто, насамперед, через низьку ефективність цих реагентів за умов низькопроникних колекторів.

Для Пріобського родовища та лужне заводненняне може бути рекомендовано з наступних причин:

Основний з них є переважна структурна та шарувата глинистість колекторів. Глинисті агрегати представлені каолінітом, хлоритом та гідрослюдою. Взаємодія лугу з глинистим матеріалом може призвести не тільки до набухання глин, а й до руйнування породи. Лужний розчин низької концентрації збільшує коефіцієнт набухання глин в 1,1-1,3 рази і знижує проникність породи в 1,5-2 рази порівняно з прісною водою, що є критичним для низькопроникних колекторів Приобського родовища. Застосування розчинів високої концентрації (що знижують набухання глин) активізує процес руйнування породи. Крім того, глини з високою здатністю до іонного обміну можуть негативно впливати на облямівку лужного розчину в результаті заміни натрію водень.

Сильно розвинена неоднорідність пласта та велика кількість пропластків, що призводять до низького охоплення пласта розчином лугу.

Основною перешкодою до застосування емульсійних системдля на поклади Приобского родовища є низькі фільтраційні характеристики колекторів родовища. Створювані емульсіями фільтраційні опори в низькопроникних колекторах призведуть до різкого зменшення прийому нагнітальних свердловин і зниження темпів відбору нафти.

3.3 Методи на привибійну зону пласта для інтенсифікації видобутку

3.3.1 Кислотні обробки

Кислотні обробки пластів здійснюються як для збільшення, так і для відновлення проникності колектора привибійної зони свердловини. Більшість цих робіт проведено при переведенні свердловин у нагнітання та подальшого збільшення їхньої прийомистості.

Стандартна кислотна обробка на Приобском родовищі полягає у приготуванні розчину у складі 14% НСl та 5% HF, об'ємом з розрахунку 1,2-1,7 м 3 на 1 метр перфорованої товщини пласта та закачування його в інтервал перфорації. Час реагування становить близько 8:00.

При розгляді ефективності впливу неорганічних кислот бралися до уваги нагнітальні свердловини з тривалим (більше одного року) закачуванням води до обробки. Як приклад, таблиці 3.1 представлені результати обробок за низкою нагнітальних свердловин.

Результати обробок у нагнітальних свердловинах

Таблиця 3.1

Аналіз проведених обробок показує, що композиція соляної та плавикової кислоти покращує проникність ПЗЗ. Приємність свердловин збільшувалася від 1,5 до 10 разів, ефект простежується від 3 місяців до 1 року.

Таким чином, на підставі аналіз проведених на родовищі кислотних обробок, можна зробити висновок про доцільність здійснення кислотних обробок привибійних зон свердловин нагнітальних з метою відновлення їх прийомистості.

3.3.2 Гідророзрив пласта

Гідророзрив пласта (ГРП) є одним із найбільш ефективних методів інтенсифікації видобутку нафти з низькопроникних колекторів та збільшення вироблення запасів нафти. Гідророзрив широко використовується як у вітчизняній, так і зарубіжній практиці нафтовидобутку.

Значний досвід ГРП вже накопичено на Приобському родовищі. Аналіз, виконаних на родовищі ГРП, свідчить про високу ефективність родовища цього виду інтенсифікації видобутку, попри суттєві темпи падіння дебіту після ГРП. Гідророзрив пласта у випадку з Приобським родовищем є не лише методом інтенсифікації видобутку, а й збільшення нафтовіддачі. По-перше, ГРП дозволяє підключити недреновані запаси нафти у переривчастих колекторах родовища. По-друге, цей вид впливу дозволяє відібрати додатковий обсяг нафти з низькопроникного пласта АС 12 за прийнятний час експлуатації родовища.

ОцінкадодатковоювидобуткувідпроведенняГРПнаПриобськомуродовищі.

Впровадження методу ГРП на Приобском родовищі почалося 2006 року, як із найбільш рекомендованих методів інтенсифікації у умовах розробки.

За період із 2006 по січень 2011 року на родовищі було проведено 263 ГРП (61% фонду). Основна кількість ГРП була зроблена в 2008 році - 126 .

На кінець 2008 року додатковий видобуток нафти за рахунок ГРП вже склав близько 48% від усієї видобутої за рік нафти. Причому більшість додаткової видобутку становила нафту пласта АС-12 - 78,8% від усього видобутку по пласту і 32,4% від видобутку загалом. По пласту АС11 - 30,8% від усього видобутку за пластом та 4,6% від видобутку в цілому. По пласту АС10 - 40,5% від усього видобутку за пластом та 11,3% від видобутку в цілому.

Як видно, основним об'єктом для проведення ГРП був пласт АС-12 як найбільш низькопродуктивний, що містить більшу частину запасів нафти по лівобережній зоні родовища.

На кінець 2010 року додатковий видобуток нафти за рахунок ГРП склав понад 44% видобутку нафти від усієї видобутої за рік нафти.

Динаміка видобутку нафти за родовищем загалом, і навіть додатковий видобуток нафти рахунок ГРП представлена ​​таблиці 3.2

Таблиця 3.2

Істотне зростання видобутку нафти рахунок ГРП очевидна. Починаючи з 2006 р. додатковий видобуток від ГРП склав 4900 т. З кожним роком приріст видобутку від гідророзриву зростає. Максимальне значення приросту - 2009 рік (701000 т.)., до 2010 року значення додаткового видобутку падає до 606000 т., що нижче, ніж у 2008 році на 5000 т.

Таким чином, ГРП слід розглядати основним способом збільшення нафтовіддачі на Приобському родовищі.

3.3.3 Підвищення ефективності перфорації

Додатковим засобом підвищення продуктивності свердловин є вдосконалення перфораційних робіт, а також утворення додаткових каналів фільтрації при перфорації.

Удосконалення перфорації ПЗЗ може бути досягнуто за рахунок застосування потужніших перфораційних зарядів для збільшення глибини перфораційних каналів, збільшення щільності перфорації та використання фазування.

До способів створення додаткових фільтраційних каналів можна віднести, наприклад, технологія створення системи тріщин при вторинному розтині пласта перфораторами на трубах - система тріщинної перфорації пласта (СТПП).

Вперше ця технологія була застосована фірмою Marathon (штат Техас, США) у 2006 році. Її суть полягає в перфорації продуктивного пласта потужними 85,7 міліметровими перфораторами щільністю близько 20 отворів на метр при репресії на пласт з наступним закріпленням перфораційних каналів і тріщин агентом, що розклинює - бокситом фракції від 0,42 до 1,19 мм.

Подібні документи

Характеристика поточного стану розробки Південно-Пріобського родовища. Організаційна структураУБР. Техніка буріння нафтових свердловин. Конструкція свердловин, спуск обсадних колон та кріплення свердловин. Промисловий збірта підготовка нафти та газу.

звіт з практики, доданий 07.06.2013


Історія розробки та освоєння Пріобського родовища. Геологічна характеристика нафтонасичених пластів. Аналіз ефективності роботи свердловин. Вплив на нафтоносні пласти проведення гідравлічного розриву – основного методу інтенсифікації.

курсова робота , доданий 18.05.2012


Геолого-фізична характеристика об'єкта АС10 південної частини Пріобського родовища. Характеристика фонду свердловин та показники їх експлуатації. Розробка технології дослідження багатопластових родовищ нафти. Аналіз чутливості проекту до ризику.

дипломна робота , доданий 25.05.2014


Загальні відомості про Пріобське родовище, його геологічна характеристика. Продуктивні пласти у складі мегакомплексу неокомських відкладень. Властивості пластових рідин та газів. Причини забруднення привибійної зони пласта. Види кислотних обробок.

курсова робота , доданий 06.10.2014


коротка характеристикаПриобського нафтового родовища, геологічну будову даного району та опис продуктивних пластів, оцінка запасів нафти та газу. Комплексні геофізичні дослідження: вибір та обґрунтування методів проведення польових робіт.

дипломна робота , доданий 17.12.2012


Будівництво похило-спрямованої свердловини для геологічних умов Приобського родовища. Норми витрати бурових розчинів за інтервалами буріння. Рецептури бурових розчинів Обладнання у циркуляційній системі. Збирання та очищення відходів буріння.

курсова робота , доданий 13.01.2011


Геолого-фізична характеристика продуктивних пластів та загальні відомостіпро запаси. Історія освоєння родовища. Аналіз показників роботи фонду свердловин. Основні методи збільшення нафтовіддачі і залучення у розробку залишкових запасів нафти.

курсова робота , доданий 22.01.2015


Геологічна характеристика Хохряківського родовища. Обгрунтування раціонального способу підйому рідини у свердловинах, гирлового, внутрішньосвердловини. Стан розробки родовища та фонду свердловин. Контроль над розробкою родовища.

дипломна робота , доданий 03.09.2010


Розробка газових родовищ. Геологотехнічна характеристика родовища. Продуктивні пласти та об'єкти. Склад газу Оренбурзького родовища. Обґрунтування конструкцій фонтанних витягів. Вибір діаметра та глибини спуску фонтанних труб.

курсова робота , доданий 14.08.2012


Відомості про родовище Амангельди: структура та геологічний розріз, газоносність. Система розробки родовища. Підрахунок запасів газу та конденсату. Оцінка та експлуатація свердловин. Техніко-економічні показники розробки газоносного родовища