Now LLC RN-Yuganskneftegaz กำลังทำงานอย่างต่อเนื่องในการพัฒนาทางตอนเหนือของแหล่งน้ำมัน Priobskoye และการพัฒนาทางตอนใต้ของแหล่งน้ำมันกำลังดำเนินการโดย Gazpromneft-Khantos LLC ซึ่งเป็นของ บริษัท Gazpromneft ส่วนตอนใต้ของแหล่งน้ำมัน Priobskoye มีพื้นที่ที่ได้รับใบอนุญาตขนาดเล็ก ตั้งแต่ปี 2008 การพัฒนากลุ่ม Sredne-Shapshinsky และ Verkhne-Shapshinsky ดำเนินการโดย NAC AKI OTYR ซึ่งเป็นของ OJSC Russneft

อนาคตสำหรับ Priobskoye NM

เมื่อปีที่แล้ว บริษัท Gazpromneft-Khantos กลายเป็นเจ้าของใบอนุญาตให้ทำการวิจัยทางธรณีวิทยาเกี่ยวกับพารามิเตอร์ที่เกี่ยวข้องกับขอบเขตอันไกลโพ้นที่มีน้ำมันอิ่มตัว หัวข้อการวิจัย ภาคใต้ NM Priobskoe รวมถึงรูปแบบ Bazhenov และ Achimov

ปีที่แล้วถูกทำเครื่องหมายโดยการวิเคราะห์ข้อมูลทางภูมิศาสตร์ในอาณาเขตของคอมเพล็กซ์ Bazheno-Abalak ของ South Priobskoe NM ชุดการวิเคราะห์หลักเฉพาะทางและการประเมินปริมาณสำรองประเภทนี้เกี่ยวข้องกับขั้นตอนการขุดเจาะหลุมสำรวจและประเมินผลสี่หลุมโดยมีทิศทางเอียง

บ่อแนวนอนจะถูกเจาะในปี 2559 เพื่อประเมินปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ มีการวางแผนการแตกหักแบบไฮดรอลิกหลายขั้นตอน

ผลกระทบของการสะสมต่อระบบนิเวศน์ของพื้นที่

ปัจจัยหลักที่มีอิทธิพลต่อสถานการณ์สิ่งแวดล้อมในพื้นที่ภาคสนามคือการมีการปล่อยก๊าซเรือนกระจกออกสู่ชั้นบรรยากาศ ชั้น การปล่อยก๊าซเรือนกระจกเหล่านี้รวมถึงก๊าซปิโตรเลียม ผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้น้ำมัน และส่วนประกอบของการระเหยจากเศษส่วนไฮโดรคาร์บอนเบา นอกจากนี้ยังสังเกตการหกของผลิตภัณฑ์น้ำมันและส่วนประกอบลงสู่ดิน

ลักษณะอาณาเขตที่เป็นเอกลักษณ์ของแหล่งเงินฝากนี้เนื่องมาจากสถานที่ตั้งบนภูมิทัศน์แม่น้ำที่ราบน้ำท่วมถึงและอยู่ภายในเขตป้องกันน้ำ การสร้างข้อกำหนดการพัฒนาเฉพาะนั้นขึ้นอยู่กับมูลค่าที่สูง ในสถานการณ์เช่นนี้ จะพิจารณาพื้นที่ที่ราบน้ำท่วมถึง โดยมีลักษณะเฉพาะพลวัตสูงและระบอบอุทกวิทยาที่ซับซ้อน ดินแดนนี้ได้รับเลือกให้ทำรัง นกอพยพพันธุ์กึ่งสัตว์น้ำหลายชนิดรวมอยู่ในสมุดปกแดง เงินฝากตั้งอยู่ในอาณาเขตของเส้นทางการอพยพและพื้นที่หลบหนาวสำหรับตัวแทน ichthyofauna ที่หายากจำนวนมาก

เมื่อ 20 ปีที่แล้ว คณะกรรมการกลางเพื่อการพัฒนา NM และ GPS ภายใต้กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซีย รวมถึงกระทรวงคุ้มครอง สิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของรัสเซีย โครงการที่แน่นอนสำหรับการพัฒนาแหล่งสะสมน้ำมัน Priobskoye และส่วนสิ่งแวดล้อมของเบื้องต้นทั้งหมด เอกสารโครงการ.

เงินฝาก Priobskoye ถูกตัดออกเป็นสองส่วนริมแม่น้ำออบ เป็นหนองน้ำและช่วงน้ำท่วมส่วนใหญ่จะท่วม เงื่อนไขเหล่านี้มีส่วนทำให้เกิดแหล่งวางไข่ของปลาในอาณาเขตของ NM กระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของรัสเซียนำเสนอวัสดุแก่ State Duma โดยสรุปได้ว่าการพัฒนาท่อส่งน้ำมัน Priobskoye นั้นซับซ้อนเนื่องจากปัจจัยทางธรรมชาติที่มีอยู่ เอกสารดังกล่าวยืนยันความต้องการทรัพยากรทางการเงินเพิ่มเติมเพื่อใช้เทคโนโลยีล่าสุดและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมในอาณาเขตของสนามซึ่งจะช่วยให้การดำเนินการตามมาตรการปกป้องสิ่งแวดล้อมมีประสิทธิภาพสูง

แหล่งน้ำมันและก๊าซ Priobskoye ตั้งอยู่ในพื้นที่ทางภูมิศาสตร์ในอาณาเขตของ Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ของภูมิภาค Tyumen สหพันธรัฐรัสเซีย. เมืองที่อยู่ใกล้กับสนาม Priobskoye ที่สุดคือ Nefteyugansk (อยู่ห่างจากสนามไปทางตะวันออก 200 กม.)

ทุ่ง Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 การสะสมมีลักษณะเป็นหลายชั้นและให้ผลผลิตต่ำ อาณาเขตถูกตัดโดยแม่น้ำออบ เป็นหนองน้ำ และในช่วงน้ำท่วมส่วนใหญ่จะถูกน้ำท่วม นี่คือแหล่งวางไข่ของปลา ตามที่ระบุไว้ในเอกสารของกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียที่นำเสนอต่อ State Duma ปัจจัยเหล่านี้ทำให้การพัฒนาซับซ้อนและต้องใช้ทรัพยากรทางการเงินจำนวนมากเพื่อใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพสูงและเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมล่าสุด

ใบอนุญาตสำหรับการพัฒนาเขต Priobskoye เป็นของ บริษัท ย่อย OJSC Rosneft บริษัท Rosneft-Yuganskneftegaz

ตามที่ผู้เชี่ยวชาญระบุว่าการพัฒนาด้านที่ ระบบที่มีอยู่การเก็บภาษีนั้นไม่ได้ผลกำไรและเป็นไปไม่ได้ ภายใต้เงื่อนไขของ PSA การผลิตน้ำมันในระยะเวลา 20 ปีจะอยู่ที่ 274.3 ล้านตัน รายได้ของรัฐจะอยู่ที่ 48.7 พันล้านดอลลาร์

ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ของแหล่ง Priobskoye คือน้ำมันก๊าซ 578 ล้านตัน - 37 พันล้านลูกบาศก์เมตร ระยะเวลาการพัฒนาภายใต้เงื่อนไขของ PSA คือ 58 ปี ระดับการผลิตสูงสุด - 19.9 ล้าน ตันในปีที่ 16 ของการพัฒนา เงินทุนเริ่มแรกมีการวางแผนไว้ที่ 1.3 พันล้านดอลลาร์ ต้นทุนเงินทุน - 28 พันล้านดอลลาร์ ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงาน - 27.28 พันล้านดอลลาร์ ทิศทางที่เป็นไปได้ในการขนส่งน้ำมันจากแหล่งคือ Ventspils, Novorossiysk, Odessa, Druzhba

Yugansneftegaz และ Amoso ​​​​เริ่มหารือเกี่ยวกับความเป็นไปได้ของการพัฒนาร่วมกันทางตอนเหนือของเขต Priobskoye ในปี 1991 ในปี 1993 Amoso ​​​​มีส่วนร่วมในการประกวดราคาระดับนานาชาติสำหรับสิทธิ์ในการใช้ดินใต้ผิวดินในทุ่งของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug และได้รับการยอมรับว่าเป็นผู้ชนะการแข่งขันเพื่อรับสิทธิพิเศษในการเป็นพันธมิตรต่างประเทศในการพัฒนา สนาม Priobskoye ร่วมกับ Yuganskneftegaz

ในปี 1994 Yuganskneftegaz และ Amoso ​​​​ได้เตรียมและส่งร่างข้อตกลงการแบ่งปันการผลิตและการศึกษาความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจและสิ่งแวดล้อมของ Tenico สำหรับโครงการให้กับรัฐบาล

ในช่วงต้นปี พ.ศ. 2538 มีการส่งการศึกษาความเป็นไปได้เพิ่มเติมไปยังรัฐบาล ซึ่งได้รับการแก้ไขในปีนั้นโดยพิจารณาจากข้อมูลใหม่ที่ได้รับเกี่ยวกับสาขานี้
พ.ศ. 2538 คณะกรรมการพัฒนาปิโตรเลียมกลาง แหล่งน้ำมันและก๊าซกระทรวงเชื้อเพลิงและพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียและกระทรวงคุ้มครองสิ่งแวดล้อมและทรัพยากรธรรมชาติของสหพันธรัฐรัสเซียได้อนุมัติโครงการพัฒนาภาคสนามที่ได้รับการปรับปรุงและส่วนด้านสิ่งแวดล้อมของเอกสารก่อนโครงการ

เมื่อวันที่ 7 มีนาคม พ.ศ. 2538 นายกรัฐมนตรีในขณะนั้น Viktor Chernomyrdin ได้ออกคำสั่งให้จัดตั้งคณะผู้แทนรัฐบาลของตัวแทนของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug และกระทรวงและหน่วยงานต่างๆ เพื่อเจรจา PSA สำหรับการพัฒนาทางตอนเหนือของ Priobskoye สนาม.

ในเดือนกรกฎาคม พ.ศ. 2539 ที่กรุงมอสโก คณะกรรมาธิการร่วมรัสเซีย - อเมริกันด้านความร่วมมือทางเศรษฐกิจและทางเทคนิคได้ออกแถลงการณ์ร่วมเกี่ยวกับลำดับความสำคัญของโครงการในสาขาพลังงาน โดยมีการตั้งชื่อเขต Priobskoye โดยเฉพาะ แถลงการณ์ร่วมระบุว่ารัฐบาลทั้งสองยินดีรับข้อผูกพันในการสรุปข้อตกลงแบ่งปันการผลิตสำหรับโครงการนี้ในการประชุมคณะกรรมาธิการครั้งต่อไปในเดือนกุมภาพันธ์ พ.ศ. 2540

ในตอนท้ายของปี 1998 หุ้นส่วนของ Yuganskneftegaz ในโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye บริษัท Amoso ​​ของอเมริกาถูกดูดซึม บริษัทอังกฤษปิโตรเลียมของอังกฤษ

เมื่อต้นปี 1999 BP/Amoso ​​​​ได้ประกาศถอนตัวจากการเข้าร่วมโครงการพัฒนาภาคสนาม Priobskoye อย่างเป็นทางการ

ประวัติศาสตร์ชาติพันธุ์ของการฝาก Priobskoye

ตั้งแต่สมัยโบราณ Khanty เป็นที่อยู่อาศัยของพื้นที่ฝาก Khanty พัฒนาระบบสังคมที่ซับซ้อนที่เรียกว่าอาณาเขตและในช่วงศตวรรษที่ 11-12 พวกเขามีการตั้งถิ่นฐานของชนเผ่าขนาดใหญ่พร้อมเมืองหลวงที่มีป้อมปราการซึ่งปกครองโดยเจ้าชายและได้รับการปกป้องโดยกองกำลังมืออาชีพ

การติดต่อครั้งแรกของรัสเซียกับดินแดนนี้เกิดขึ้นในศตวรรษที่ 10 หรือ 11 ในเวลานี้ ความสัมพันธ์ทางการค้าเริ่มพัฒนาระหว่างประชากรรัสเซียและชนพื้นเมือง ไซบีเรียตะวันตกซึ่งนำการเปลี่ยนแปลงทางวัฒนธรรมมาสู่ชีวิตของชาวอะบอริจิน เครื่องใช้ในครัวเรือนและผ้าที่ทำจากเหล็กและเซรามิกปรากฏขึ้นและกลายเป็นส่วนสำคัญในชีวิตของ Khanty การค้าขนสัตว์มีความสำคัญอย่างยิ่งในการได้รับสินค้าเหล่านี้

ในปี ค.ศ. 1581 ไซบีเรียตะวันตกถูกผนวกเข้ากับรัสเซีย รัฐบาลซาร์เข้ามาแทนที่เจ้าชาย และภาษีก็จ่ายเข้าคลังรัสเซีย ในศตวรรษที่ 17 เจ้าหน้าที่ซาร์และผู้ให้บริการ (คอสแซค) เริ่มตั้งถิ่นฐานในดินแดนนี้และได้รับการติดต่อระหว่างรัสเซียและคันตี การพัฒนาต่อไป. อันเป็นผลมาจากการติดต่อที่ใกล้ชิดกันมากขึ้น ชาวรัสเซียและ Khanty เริ่มรับเอาคุณลักษณะของวิถีชีวิตของกันและกัน Khanty เริ่มใช้ปืนและกับดัก บ้างตามแบบอย่างของรัสเซีย เริ่มแพร่พันธุ์เป็นจำนวนมาก วัวและม้า รัสเซียยืมเทคนิคการล่าสัตว์และตกปลาจากคานตี ชาวรัสเซียได้รับที่ดินและพื้นที่ตกปลาจาก Khanty และเมื่อถึงศตวรรษที่ 18 ที่ดินส่วนใหญ่ของ Khanty ก็ถูกขายให้กับผู้ตั้งถิ่นฐานชาวรัสเซีย อิทธิพลทางวัฒนธรรมของรัสเซียขยายออกไปในต้นศตวรรษที่ 18 ด้วยการนำศาสนาคริสต์เข้ามา ในเวลาเดียวกัน จำนวนชาวรัสเซียยังคงเพิ่มขึ้นอย่างต่อเนื่อง และเมื่อสิ้นสุดศตวรรษที่ 18 ประชากรชาวรัสเซียในบริเวณนี้มีจำนวนมากกว่า Khanty ถึงห้าเท่า ครอบครัว Khanty ส่วนใหญ่ยืมความรู้จากชาวรัสเซีย เกษตรกรรม, การเพาะพันธุ์ปศุสัตว์และการทำสวน

การผสมผสานระหว่าง Khanty เข้ากับวัฒนธรรมรัสเซียเกิดขึ้นอย่างรวดเร็วด้วยการก่อตั้งในปี 1920 อำนาจของสหภาพโซเวียต. การเมืองโซเวียต บูรณาการทางสังคมนำมาลงพื้นที่ ระบบแบบครบวงจรการศึกษา. เด็ก Khanty มักถูกส่งจากครอบครัวไปโรงเรียนประจำเป็นระยะเวลา 8 ถึง 10 ปี หลังจากจบการศึกษาจากโรงเรียนหลายคนไม่สามารถกลับไปสู่วิถีชีวิตแบบเดิมได้อีกต่อไปโดยไม่มีทักษะที่จำเป็นสำหรับสิ่งนี้

การรวมตัวกันซึ่งเริ่มขึ้นในทศวรรษที่ 1920 มีผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อลักษณะทางชาติพันธุ์วิทยาของดินแดน ในช่วงทศวรรษที่ 50-60 การก่อตัวของฟาร์มรวมขนาดใหญ่เริ่มต้นขึ้น และการตั้งถิ่นฐานเล็กๆ หลายแห่งก็หายไปเมื่อประชากรรวมตัวกันเป็นชุมชนที่ใหญ่ขึ้น ในช่วงทศวรรษที่ 50 การแต่งงานแบบผสมผสานระหว่างชาวรัสเซียและ Khanty เริ่มแพร่หลาย และ Khanty เกือบทั้งหมดที่เกิดหลังยุค 50 ก็เกิดในการแต่งงานแบบผสม ตั้งแต่ทศวรรษที่ 60 ในขณะที่ชาวรัสเซีย, ชาวยูเครน, ชาวเบลารุส, มอลโดวา, ชูวัช, บาชเคอร์, อาวาร์และตัวแทนของเชื้อชาติอื่น ๆ อพยพไปยังภูมิภาคนี้ เปอร์เซ็นต์ของ Khanty ก็ลดลงมากยิ่งขึ้น ปัจจุบัน Khanty มีจำนวนน้อยกว่า 1 เปอร์เซ็นต์ของประชากรของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug

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

แบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุศาสตร์ของการก่อตัวของน้ำมันสำรองในเขต PRIOBSKOYE ในไซบีเรียตะวันตก

ที.เอ็น. เนมเชนโก้ (NK "YUKOS")

ในแง่ของปริมาณสำรอง แหล่งน้ำมัน Priobskoye เป็นของกลุ่มที่มีเอกลักษณ์และได้รับการพัฒนาในปี 1989 สนามนี้ตั้งอยู่ใน Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug ของภูมิภาค Tyumen ห่างจาก Khanty-Mansiysk ไปทางตะวันออก 65 กม. และ 100 กม. ทางตะวันตกของ Nefteyugansk เป็นส่วนหนึ่งของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Frolovskaya ทางตะวันตกของจังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ครอบครองสถานที่พิเศษในระบบน้ำมันและก๊าซเชิงซ้อนของไซบีเรียตะวันตก การค้นพบทุ่ง Priobskoye ถือเป็นเหตุการณ์สำคัญในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา ปริมาณน้ำมันอุตสาหกรรมได้รับการจัดตั้งขึ้นในส่วนบนของการก่อตัวของ Tyumen และ Bazhenov และในเงินฝาก Neocomian กองหนุนหลักคือรูปแบบ Neocomian AS 10-12 เงินฝากมากกว่า 20 แห่งถูกจำกัดอยู่ในชั้นอายุ Hauterivian ซึ่งอยู่ที่ระดับความลึก 2,300-2,700 เมตร ซึ่งส่วนใหญ่จัดอยู่ในประเภทขนาดใหญ่ จากการวิเคราะห์แผ่นดินไหว โครงสร้างคลิโนฟอร์มของชั้นการผลิตแบบนีโอโคเมียนได้ถูกสร้างขึ้นแล้ว สนาม Priobskoye เป็นสนามเดียวในพื้นที่นี้ที่โครงสร้างคลิโนฟอร์มของชั้น Neocomian ได้รับการยืนยันโดยการเจาะลึก ()

ผลผลิตของเงินฝาก Neocomian ของเขต Priobskoye นั้นถูกควบคุมโดยปัจจัยเดียวเท่านั้น - การมีอยู่ของชั้นอ่างเก็บน้ำที่ซึมเข้าไปได้ในส่วนนี้ การไม่มีน้ำในชั้นหินในระหว่างการทดสอบหลายครั้ง (ชั้น AS 10-12) แสดงให้เห็นว่าคราบน้ำมันที่เกี่ยวข้องกับหน่วยเหล่านี้เป็นวัตถุรูปทรงเลนส์ปิดซึ่งเต็มไปด้วยน้ำมันอย่างสมบูรณ์ (ไม่มีหน้าสัมผัสระหว่างน้ำกับน้ำมัน) และรูปทรงของคราบสะสม สำหรับแต่ละชั้นทรายจะถูกกำหนดโดยขอบเขตของการแพร่กระจาย ()

การวิเคราะห์อย่างครอบคลุมเกี่ยวกับสภาพการตกตะกอนทางภูมิศาสตร์และข้อมูลแผ่นดินไหวทำให้สามารถสรุปขอบเขตการพัฒนาขนาดใหญ่ของนีโอโคเมียนคลิโนฟอร์มทางทิศใต้และทิศเหนือของสนาม Priobskoye เกี่ยวข้องกับมันเป็นเขตอิสระของการสะสมน้ำมันและก๊าซปริมาณน้ำมันและก๊าซที่ไม่ได้ถูกกำหนดโดยพื้นหลังโครงสร้างของภูมิภาค แต่ถูกควบคุมโดยพื้นที่การพัฒนาของ Neocomian clinoforms (Karogodin Yu.N. , 1998)

ประเด็นสำคัญจำนวนหนึ่งที่เกี่ยวข้องกับเงื่อนไขในการก่อตัวของคราบน้ำมันยังคงไม่เป็นที่เข้าใจกัน ในเรื่องนี้การสร้างแบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุกรรมพื้นฐานของการก่อตัวของแหล่งสะสมน้ำมันในแหล่งเก็บที่ซับซ้อนของแหล่ง Priobskoye มีความสำคัญเป็นพิเศษ

สนามนี้เป็นส่วนหนึ่งของเขตรับน้ำมันและก๊าซขนาดใหญ่ที่มีการโจมตีแบบ Meridional ซึ่งจำกัดอยู่เฉพาะกลุ่มที่ซับซ้อนของการยกระดับ monocline ในท้องถิ่นในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi และซุ้มประตู Salym

การยกทรงโดม Priob อยู่ติดกับดินแดน Greater Salym โดยตรง โดยมีแนวหิน Bazhenov ทำหน้าที่เป็นขอบฟ้าฐาน กลุ่มแหล่งน้ำมันมีความโดดเด่นตามแนวขอบฟ้านี้ - Salymskoye, Salymskoye ทางเหนือและตะวันตก, Verkhne- และ Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye เป็นต้น

ในช่วงประวัติศาสตร์ยุคครีเทเชียสของไซบีเรียตะวันตก พื้นที่ลุ่ม Khanty-Mansi ยังคงเป็นส่วนที่จมอยู่ใต้น้ำมากที่สุดของแอ่งตกตะกอน ดังนั้นส่วนที่ตรงนี้จึงเป็นดินเหนียวมากกว่าเมื่อเทียบกับพื้นที่โดยรอบ ในสมัยโวลเจียน พื้นที่ของเงินฝาก Priobskoe พบว่าตัวเองอยู่ในโซนแนวแกนที่จมอยู่ใต้น้ำลึก (สูงถึง 500 ม.) ของ Paleobasin ด้วย คุณสมบัติลักษณะสระว่ายน้ำที่ได้รับการชดเชยน้อยเกินไป สิ่งนี้นำไปสู่การสะสมของช่วงหินโคลนที่อุดมไปด้วย OM ของการก่อตัวของ Bazhenov ในพื้นที่ของเงินฝาก Priobskoe ตั้งแต่ต้น Berriasian เมื่อเทียบกับพื้นหลังของการถดถอยที่สำคัญทั่วไปการสลับของการล่วงละเมิดและการถดถอยในระดับภูมิภาคและระดับโซนได้เกิดขึ้น ลักษณะคลิโนฟอร์มและชั้นหินที่ทอดตัวยาวไปตามแกนกลางของแอ่ง เริ่มก่อตัวจากทิศตะวันออก-ตะวันออกเฉียงใต้ และค่อยๆ เต็มไปทั่วทั้งแอ่ง ในช่วงระยะรุกล้ำ ชั้นดินเหนียวจะสะสมเป็นส่วนใหญ่ เช่น Pimskaya และ Bystrinskaya และในช่วงระยะถดถอย ชั้นหินตะกอนทราย (AS 7 -AS 12) จะสะสม (Karogodin Yu.N., 1998)

การก่อตัวของ Bazhenov มีเนื้อหา OM ทั้งหมดและศักยภาพในการสร้างสูง เชื่อกันว่าขอบฟ้านี้เป็นแหล่งกำเนิดหินสำหรับแหล่งน้ำมันส่วนใหญ่ที่พบในยุคครีเทเชียสตอนล่างในแอ่งไซบีเรียตะวันตก อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงประวัติศาสตร์การแปรสัณฐานอันเงียบสงบของทุ่ง Priobskoye ข้อสันนิษฐานที่ว่าตะกอนก่อตัวขึ้นในอ่างเก็บน้ำนีโอโคเมียนอันเป็นผลมาจากการอพยพของไฮโดรคาร์บอนในแนวดิ่งขนาดใหญ่ดูเหมือนจะเป็นปัญหามาก

เพื่อที่จะสร้างแบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุกรรมของการก่อตัวของแหล่งสะสมน้ำมันของแหล่งสะสม Neocomian ของเขต Priobskoye เราใช้ แพคเกจซอฟต์แวร์การสร้างแบบจำลองลุ่มน้ำ อาคารที่ซับซ้อนช่วยให้คุณสร้างแบบจำลองสำหรับประเมินศักยภาพของไฮโดรคาร์บอนได้อย่างรวดเร็วและใช้ชุดข้อมูลทางธรณีวิทยาน้อยที่สุด ส่วนของฐานข้อมูลโปรแกรมที่มีข้อมูลเกี่ยวกับบ่อน้ำ 151 และ 254 ของเงินฝาก Priobskoe จะได้รับตามลำดับ เพื่อให้เห็นภาพข้อมูลแบบจำลอง มีการใช้รูปภาพเส้นโค้งประวัติการทรุดตัวของตะกอนร่วมกับข้อมูลอื่นๆ เช่น ระยะการเจริญเติบโต อุณหภูมิไอโซเทอร์ม ฯลฯ ()

ดังที่เห็นได้จาก คราบน้ำมันการก่อตัวของนีโอโคเมียนอยู่ในระยะการแบกน้ำมันหลักหรืออย่างแม่นยำมากกว่านั้นคือส่วนบน - โซนของระยะเริ่มต้นของการสร้าง ต่างจากน้ำมัน Neocomian น้ำมันของการก่อตัวของ Bazhenov อยู่ในโซนของระยะปลายของรุ่น () ข้อสรุปนี้สอดคล้องกับการแบ่งเขตทางพันธุกรรมระยะแนวตั้งของระบบไฮโดรคาร์บอนที่จัดตั้งขึ้นในแอ่งไซบีเรียตะวันตก ในส่วนของการสะสมของ Mesozoic นั้นแบ่งออกเป็นห้าโซนซึ่งแต่ละโซนมีลักษณะเฉพาะด้วยสถานะเฟสของไฮโดรคาร์บอนองค์ประกอบระดับความสมบูรณ์ของ OM สภาวะเทอร์โมบาริก ฯลฯ ขอบฟ้า Neocomian (Valanginian-Hauterivian ของภูมิภาค Ob กลาง) เป็นส่วนหนึ่งของเขตที่สามซึ่งส่วนใหญ่เป็นน้ำมันโซน - โซนหลักของการก่อตัวและการสะสมน้ำมันในส่วน Mesozoic ของแอ่งไซบีเรียตะวันตก (อุณหภูมิการก่อตัว 80-100 ° C) , เงินฝากที่ระบุในเงินฝากจูราสสิกตอนบนและกลาง , - ไปยังโซนน้ำมันและก๊าซคอนเดนเสทที่สี่ซึ่งมีการสะสมของน้ำมันเบา (Salym, ภูมิภาค Krasnoleninsky, อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ 100-120 ° C)

การวิเคราะห์ธรณีเคมีรวมถึงพันธุกรรมพารามิเตอร์ (กลุ่มองค์ประกอบไอโซโทปคาร์บอน ฯลฯ ) ของน้ำมันจากแหล่งสะสม Neocomian ของเขต Priobskoye และการก่อตัวของ Bazhenov ของสนาม Salym แสดงให้เห็นว่าน้ำมันเหล่านี้แตกต่างกันและอยู่ในโซนพันธุกรรมที่แตกต่างกัน () .

ในแง่ของตัวบ่งชี้ธรณีเคมีและเทอร์โมบาริก ฟิลด์ Priobskoye แตกต่าง:

· ความอิ่มตัวของน้ำมันที่ต่ำกว่าอย่างมีนัยสำคัญของแหล่งสะสมยุคครีเทเชียสตอนล่างด้วยก๊าซไฮโดรคาร์บอน ( ค่าต่ำР us/Р pl และปัจจัยก๊าซ);

· การเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วของ Ppl ในระหว่างการเปลี่ยนจากยุคครีเทเชียสไปสู่ยุคจูราสสิก (การปรากฏตัวของ APD ในจูราสสิกคอมเพล็กซ์) ความอิ่มตัวของน้ำมันมีสองขั้นตอนที่แยกได้จริง - ยุคครีเทเชียสตอนล่างและจูราสสิก การก่อตัวของแหล่งสะสมน้ำมันของการก่อตัวของ Neocomian ของทุ่ง Priobskoye เกิดขึ้นอย่างอิสระและไม่เกี่ยวข้องกับการอพยพในแนวดิ่งจากการก่อตัวของ Bazhenov

แบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุกรรมพื้นฐานของการก่อตัวของคราบน้ำมันในอ่างเก็บน้ำ Neocomian ที่ซับซ้อนของเขต Priobskoye มีดังต่อไปนี้ กลไกที่น่าจะนำไปสู่การก่อตัวของแหล่งกักเก็บนีโอโคเมียนมากที่สุดคือการอพยพของน้ำมันจากชั้นดินเหนียว coeval ไปยังส่วนที่เป็นทรายของคลิโนฟอร์ม น้ำมันและก๊าซได้อพยพขึ้นมาจากการจลาจล เติมเต็มกลุ่มหินทรายและเลนส์ที่ซึมเข้าไปได้ แนวคิดเกี่ยวกับกลไกการอพยพของน้ำมันนี้ได้รับการสนับสนุนโดย: ประเภทเงินฝากทางหินที่โดดเด่น ไม่มีน้ำก่อตัวในขอบเขตอันไกลโพ้นของกลุ่ม AC ความแตกต่างระหว่างน้ำมัน Bazhenov และ Neocomian

เป็นที่น่าสังเกตว่าการเติมน้ำมันลงในกับดักนั้นดูเหมือนจะเกิดขึ้นตามหลักการของ Differential trapping เมื่อกับดักที่ลึกที่สุดเต็มไปด้วยน้ำมันที่ค่อนข้างเบา (รูปแบบ AC 12 ความหนาแน่น 0.86-0.87 g/cm3) ในขณะที่ชั้นบน - ค่อนข้างหนัก (ชั้น AC 10 ความหนาแน่น 0.88-0.89 g/cm3) และกับดักบนสุดคือน้ำ (ชั้น AC 6)

การสร้างแบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุกรรมของการก่อตัวของแหล่งสะสมน้ำมันในเขต Priobskoye มีความสำคัญขั้นพื้นฐาน ในบริเวณใกล้เคียงกับแหล่งฝาก Priobskoye มีแหล่งทรายประเภทเดียวกันภายใน Khanty-Mansiysk, Frolovskaya และพื้นที่อื่น ๆ เห็นได้ชัดว่าแหล่งสะสมน้ำมันที่มีต้นกำเนิดคล้ายกันจะถูกค้นพบในพื้นที่อื่นๆ ของไซบีเรียตะวันตกภายในแหล่งสะสมนีโอโคเมียน

การวิเคราะห์อย่างครอบคลุมเกี่ยวกับสภาพบรรพชีวินวิทยาของการตกตะกอนและข้อมูลการสำรวจแผ่นดินไหวทำให้สามารถร่างขอบเขตการพัฒนาขนาดใหญ่ของนีโอโคเมียนคลิโนฟอร์มทางทิศใต้และทิศเหนือของเงินฝาก Priobskoye ซึ่งทอดยาวเป็นแถบกว้าง 25-50 กม. จาก Shapshinskoye และ Erginskoye สะสมทางตอนใต้ไปยัง Tumannoye และ Studenoye ทางตอนเหนือ และด้วยเขตอิสระที่เกี่ยวข้องกับการสะสมของน้ำมันและก๊าซ โดยที่หินแหล่งน้ำมันหลักจะเป็นชั้นดินเหนียว coeval clayey หนาของ Neocomian clinoforms

วรรณกรรม

1) ธรณีวิทยาและการพัฒนาแหล่งน้ำมันและน้ำมันและก๊าซที่ใหญ่ที่สุดและมีเอกลักษณ์เฉพาะในรัสเซีย // จังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก / เอ็ด วี.อี. กาวูร์. - ม. วินิโออิง, 2539. - ต.2.

2) ธรณีวิทยาของน้ำมันและก๊าซในไซบีเรียตะวันตก / A.E. คอนโตโรวิช, I.I. เนสเตรอฟ, F.K. Salmanov และคณะ - M.: Nedra, 1975.

3) มักซิมอฟ เอส.พี. รูปแบบของตำแหน่งและเงื่อนไขในการก่อตัวของแหล่งสะสมน้ำมันและก๊าซในแหล่งสะสมพาลีโอโซอิก - ม.: เนดรา, 2508.

4) Rylko A.V., Poteryayeva V.V. การแบ่งเขตแนวตั้งในการกระจายของของเหลวและก๊าซไฮโดรคาร์บอนใน Mesozoic ของไซบีเรียตะวันตก / Tr. แซ่บซิบวนิกนี. - ฉบับที่ 147. - ทูเมน, 2522.

5) Leonard S, Leonard J. Basin Mod 1D // Platte River Associates -เดนเวอร์ สหรัฐอเมริกา - 1993.

แหล่งน้ำมัน Priob ในระบบน้ำมันและก๊าซเชิงซ้อนของไซบีเรียตะวันตกครอบครองสถานที่เฉพาะ เตียงนีโอโคเมียน AC10-12 ที่มีโครงสร้างคลิโนฟอร์มถือเป็นเตียงหลักโดยการสำรองน้ำมัน การวิเคราะห์ที่ซับซ้อนของสภาพการตกตะกอนในยุคบรรพชีวินวิทยาและข้อมูลการสำรวจแผ่นดินไหวทำให้สามารถรับรู้โซนขนาดใหญ่ของนีโอโคเมียนไคโนฟอร์มที่พัฒนาขึ้นทางทิศใต้และทิศเหนือของสนาม Priob โซนการสะสมน้ำมันและก๊าซอิสระ ซึ่งศักยภาพของน้ำมันและก๊าซไม่ได้ถูกควบคุมโดยโครงสร้างภูมิภาค แต่ควบคุมโดยโซนของการพัฒนานีโอโคเมียน คลิโนฟอร์ม เกี่ยวข้องกับโซนนี้

เพื่อวัตถุประสงค์ในการสร้างแบบจำลองทางพันธุกรรมทางประวัติศาสตร์ของการก่อตัวของแหล่งสะสมของนีโอโคเมียนที่สนาม Priob จึงได้ใช้โปรแกรมการสร้างแบบจำลองลุ่มน้ำที่ซับซ้อน

ข้าว. 1. ส่วนของส่วนธรณีวิทยาตามแนวละติจูด PRIOBIE (อ้างอิงจาก F.Z. Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov)

ตะกอน: 1 - ทราย 2 - ดินเหนียว; 3 - หินโคลนบิทูมินัส; 4 – เปลือกโลกที่ผุกร่อน; 5 - คราบน้ำมัน; 6 - หลุม

ข้าว. 2. ส่วนทางธรณีวิทยา (เขต Priobskoye)

1 - เงินฝากทรายและดินเหนียว; 2 - ช่วงเวลาทดสอบ เงื่อนไขอื่น ๆ สำหรับการกำหนดโปรดดูภาพประกอบ 1

ข้าว. 3. ตัวอย่างของการแสดงข้อมูลเริ่มต้นและผลลัพธ์ของการประมวลผลโดยใช้เวอร์ชันต่างๆ 151 (ก) และ 245 (ข)

ระยะการเจริญเติบโต (R 0,%): 1 - ช่วงต้น (0.5-0.7), 2 - กลาง (0.7-1.0), 3 - ช่วงปลาย (1.0-1.3); 4 - ระยะการสร้างหลัก (1.3-2.6) บรรทัด: I - ประวัติการดำน้ำ อุณหภูมิเริ่มต้น (II) และอุณหภูมิโดยประมาณ (III)

ข้าว. 4. การสร้างแบบจำลองประวัติศาสตร์ดิจิทัลของเงินฝาก PRIOBSKY

ระยะการเจริญเติบโต (R 0,%): 1 - ช่วงต้น (10-25), 2 - กลาง (25-65), 3 - ช่วงปลาย (65-90)

ส่งผลงานดีๆ ของคุณในฐานความรู้ได้ง่ายๆ ใช้แบบฟอร์มด้านล่าง

นักศึกษา นักศึกษาระดับบัณฑิตศึกษา นักวิทยาศาสตร์รุ่นเยาว์ ที่ใช้ฐานความรู้ในการศึกษาและการทำงาน จะรู้สึกขอบคุณเป็นอย่างยิ่ง

โพสต์บน http://www.allbest.ru/

การแนะนำ

1 ลักษณะทางธรณีวิทยาของเขต Priobskoye

1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับสนาม

1.2 ส่วนการพิมพ์หิน

1.3 โครงสร้างเปลือกโลก

1.4 ปริมาณน้ำมัน

1.5 ลักษณะของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล

1.6 ลักษณะของชั้นหินอุ้มน้ำ

1.7 คุณสมบัติทางเคมีฟิสิกส์ของของเหลวในชั้นหิน

1.8 การประมาณปริมาณสำรองน้ำมัน

1.8.1 ปริมาณสำรองน้ำมัน

2. ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนาเขต Priobskoye

2.1 พลวัตของตัวบ่งชี้หลักของการพัฒนาเขต Priobskoye

2.2 การวิเคราะห์ทางเทคนิคหลัก ตัวชี้วัดทางเศรษฐกิจการพัฒนา

2.3 คุณลักษณะการพัฒนาที่ส่งผลต่อการดำเนินงานของหลุม

3. วิธีการประยุกต์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน

3.1 การเลือกวิธีการมีอิทธิพลต่อการสะสมของน้ำมัน

3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ที่สนาม Priobskoye

3.2.1 น้ำท่วมอ่างเก็บน้ำ

3.3 วิธีการมีอิทธิพลต่อโซนก้นหลุมของบ่อเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมัน

3.3.1 การบำบัดด้วยกรด

3.3.2 การแตกหักแบบไฮดรอลิก

3.3.3 การปรับปรุงประสิทธิภาพการเจาะ

บทสรุป

การแนะนำ

อุตสาหกรรมน้ำมันเป็นหนึ่งในองค์ประกอบที่สำคัญที่สุดของเศรษฐกิจรัสเซีย ซึ่งมีอิทธิพลโดยตรงต่อการกำหนดงบประมาณของประเทศและการส่งออก

สถานะของฐานทรัพยากรของกลุ่มน้ำมันและก๊าซเป็นปัญหาเร่งด่วนที่สุดในปัจจุบัน ทรัพยากรน้ำมันค่อยๆ หมดลง แหล่งน้ำมันจำนวนมากอยู่ในขั้นตอนสุดท้ายของการพัฒนาและมีการตัดน้ำเป็นจำนวนมาก ดังนั้น ภารกิจหลักและเร่งด่วนที่สุดคือการค้นหาและทดสอบการใช้งานของแหล่งอายุน้อยและมีแนวโน้มดี ซึ่งหนึ่งในนั้น คือสนาม Priobskoye (ในแง่ของทุนสำรองเป็นหนึ่งในนั้น เงินฝากที่ใหญ่ที่สุดรัสเซีย)

ยอดคงเหลือน้ำมันสำรองที่ได้รับอนุมัติจากคณะกรรมการสำรองของรัฐสำหรับประเภท C 1 อยู่ที่ 1,827.8 ล้านตัน ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ 565.0 ล้านตัน โดยมีปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมันอยู่ที่ 0.309 โดยคำนึงถึงปริมาณสำรองเข้าด้วย โซนความปลอดภัยใต้ที่ราบน้ำท่วมถึงแม่น้ำออบและบอลชอยซาลิม

ปริมาณสำรองน้ำมันคงเหลือประเภท C 2 อยู่ที่ 524,073,000 ตัน ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ 48,970,000 ตัน โดยมีปัจจัยการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่เท่ากับ 0.093

ฟิลด์ Priobskoye มีคุณสมบัติเด่นหลายประการ:

ขนาดใหญ่หลายชั้นมีเอกลักษณ์เฉพาะในแง่ของปริมาณน้ำมัน

ไม่สามารถเข้าถึงได้โดยมีหนองน้ำอย่างมีนัยสำคัญในฤดูใบไม้ผลิและฤดูร้อนพื้นที่ส่วนใหญ่ถูกน้ำท่วม

แม่น้ำออบไหลผ่านอาณาเขตของแหล่งเงินฝากโดยแบ่งออกเป็นฝั่งขวาและฝั่งซ้าย

สนามนี้มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผล รูปแบบ AS10, AS11 และ AS12 เป็นที่สนใจของภาคอุตสาหกรรม แหล่งกักเก็บแห่งขอบฟ้า AC10 และ AC11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AC12 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ การใช้ประโยชน์จากรูปแบบ AC12 ควรถูกระบุว่าเป็นปัญหาการพัฒนาที่แยกจากกันเพราะว่า รูปแบบ AC12 ยังเป็นรูปแบบที่สำคัญที่สุดในแง่ของการสำรองของรูปแบบทั้งหมด คุณลักษณะนี้บ่งบอกถึงความเป็นไปไม่ได้ในการพัฒนาสาขาโดยไม่ส่งผลกระทบอย่างแข็งขันต่อชั้นการผลิต

วิธีหนึ่งในการแก้ปัญหานี้คือการใช้มาตรการเพื่อเพิ่มการผลิตน้ำมันให้เข้มข้นขึ้น

1 . ลักษณะทางธรณีวิทยาปริออบสกี้สถานที่เกิด

1.1 ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับสนาม

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ในเขตการปกครองในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ของเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansiysk ของเขต Tyumen

พื้นที่ทำงานตั้งอยู่ 65 กม. ทางตะวันออกของเมือง Khanty-Mansiysk และ 100 กม. ทางตะวันตกของเมือง Nefteyugansk ปัจจุบันพื้นที่ดังกล่าวเป็นพื้นที่ที่มีการพัฒนาทางเศรษฐกิจมากที่สุดแห่งหนึ่งใน Okrug อัตโนมัติซึ่งเกิดขึ้นได้เนื่องจากปริมาณการสำรวจทางธรณีวิทยาและการผลิตน้ำมันที่เพิ่มขึ้น

พื้นที่ใกล้เคียงที่ใหญ่ที่สุดที่กำลังพัฒนา ได้แก่ Salymskoye ซึ่งอยู่ห่างออกไป 20 กม. ไปทางทิศตะวันออก Prirazlomnoye ซึ่งตั้งอยู่ใกล้กัน Pravdinskoye - 57 กม. ไปทางทิศตะวันออกเฉียงใต้

ไปทางตะวันออกเฉียงใต้ของสนามคือเส้นทางของท่อส่งก๊าซ Urengoy - Chelyabinsk - Novopolotsk และท่อส่งน้ำมัน Ust-Balyk-Omsk

ทางตอนเหนือของพื้นที่ Priobskaya ตั้งอยู่ภายในที่ราบน้ำท่วม Ob ซึ่งเป็นที่ราบลุ่มน้ำเล็กที่มีการสะสมของตะกอนควอเทอร์นารีที่มีความหนาค่อนข้างมาก ระดับความสูงที่แน่นอนของความโล่งใจอยู่ที่ 30-55 ม. ทางตอนใต้ของพื้นที่เคลื่อนตัวไปทางที่ราบลุ่มน้ำที่ราบเรียบที่ระดับระเบียงที่สองเหนือที่ราบน้ำท่วมถึงโดยมีรูปแบบการกัดเซาะและการสะสมของแม่น้ำที่แสดงออกมาไม่ชัดเจน ระดับความสูงสัมบูรณ์ที่นี่คือ 46-60 ม.

เครือข่ายอุทกศาสตร์แสดงโดยช่อง Maly Salym ซึ่งไหลไปในทิศทาง sublatitudinal ทางตอนเหนือของพื้นที่และในบริเวณนี้เชื่อมต่อกันด้วยช่องแคบเล็ก ๆ ของ Malaya Berezovskaya และ Pola กับช่อง Ob ขนาดใหญ่และไหลเต็มของ Bolshoi ซาลิม. แม่น้ำอ็อบเป็นทางน้ำหลักของภูมิภาคทูเมน มีทะเลสาบจำนวนมากในภูมิภาคนี้ ทะเลสาบที่ใหญ่ที่สุด ได้แก่ ทะเลสาบ Olevashkina, ทะเลสาบ Karasye, ทะเลสาบ Okunevoe หนองน้ำไม่สามารถผ่านได้ และจะกลายเป็นน้ำแข็งภายในสิ้นเดือนมกราคม และเป็นอุปสรรคสำคัญในการเคลื่อนย้ายยานพาหนะ

สภาพภูมิอากาศของพื้นที่เป็นแบบทวีปที่รุนแรง โดยมีฤดูหนาวที่ยาวนานและฤดูร้อนที่อบอุ่นระยะสั้น ฤดูหนาวมีอากาศหนาวจัดและมีหิมะตก เดือนที่หนาวที่สุดของปีคือเดือนมกราคม (อุณหภูมิเฉลี่ยต่อเดือน -19.5 องศาเซลเซียส) ค่าต่ำสุดสัมบูรณ์คือ -52 องศาเซลเซียส เดือนที่อบอุ่นที่สุดคือเดือนกรกฎาคม (อุณหภูมิเฉลี่ยรายเดือนคือ +17 องศาเซลเซียส) ค่าสูงสุดสัมบูรณ์คือ +33 องศาเซลเซียส ปริมาณฝนเฉลี่ยต่อปีอยู่ที่ 500-550 มม. ต่อปี โดยเกิดขึ้น 75% ในฤดูร้อน หิมะปกคลุมก่อตั้งขึ้นในช่วงครึ่งหลังของเดือนตุลาคมและดำเนินต่อไปจนถึงต้นเดือนมิถุนายน ความหนาของหิมะปกคลุม 0.7 ม. ถึง 1.5-2 ม. ความลึกของการแช่แข็งของดินอยู่ที่ 1-1.5 ม.

ภูมิภาคที่อยู่ระหว่างการพิจารณามีลักษณะเป็นดินเหนียวพอซโซลิกในพื้นที่ที่ค่อนข้างสูงและดินพรุ-พอซโซลิก-ตะกอน และดินพรุในพื้นที่ชุ่มน้ำ ภายในที่ราบ ดินลุ่มน้ำของขั้นบันไดแม่น้ำส่วนใหญ่เป็นทราย และในบางพื้นที่เป็นดินเหนียว พืชพรรณมีความหลากหลาย ป่าสนและป่าเบญจพรรณมีอำนาจเหนือกว่า

พื้นที่ดังกล่าวตั้งอยู่ในเขตพื้นที่ห่างไกลจากพื้นผิวใกล้ผิวดินและมีชั้นหินเพอร์มาฟรอสต์อาศัยอยู่ ดินเยือกแข็งใกล้พื้นผิวเกิดขึ้นบนแหล่งต้นน้ำใต้พื้นที่ป่าพรุ ความหนาถูกควบคุมโดยระดับน้ำใต้ดินและสูงถึง 10-15 ม. อุณหภูมิคงที่และใกล้ 0 องศาเซลเซียส

ในดินแดนที่อยู่ติดกัน (ยังไม่มีการศึกษาชั้นดินเยือกแข็งถาวรในเขต Priobskoye) ชั้นดินเยือกแข็งถาวรเกิดขึ้นที่ระดับความลึก 140-180 ม. (เขต Lyantorskoye) ความหนาของชั้นดินเยือกแข็งถาวรคือ 15-40 ม. น้อยมาก Novomikhailovskaya และส่วนเล็ก ๆ ของการก่อตัวของ Atlym มักจะถูกแช่แข็ง

การตั้งถิ่นฐานที่ใหญ่ที่สุดใกล้กับพื้นที่ทำงานคือเมือง Khanty-Mansiysk, Nefteyugansk, Surgut และเมืองเล็ก ๆ บางแห่ง การตั้งถิ่นฐาน- หมู่บ้าน Seliyarovo, Sytomino, Lempino และอื่น ๆ

1.2 การพิมพ์หินแผล

ส่วนทางธรณีวิทยาของสนาม Priobskoye ประกอบด้วยชั้นหนา (มากกว่า 3,000 ม.) ของชั้นหินตะกอนของชั้นตะกอนที่ปกคลุมในยุคมีโซโซอิก-ซีโนโซอิก ซึ่งอยู่เหนือหินของกลุ่มก่อนยุคจูราสสิก ซึ่งแสดงด้วยเปลือกโลกที่ผุกร่อน

ก่อนยุคจูราสสิก การศึกษา (Pz)

ในส่วนของชั้นก่อนยุคจูราสสิก มีพื้นโครงสร้าง 2 ชั้นที่แตกต่างกัน ชั้นล่างซึ่งถูกจำกัดอยู่ในเปลือกโลกที่รวมตัว จะแสดงด้วยกราไฟท์-พอร์ไฟไรต์ กรวด และหินปูนที่แปรสภาพอย่างมาก ชั้นบนซึ่งถูกระบุว่าเป็นคอมเพล็กซ์ระดับกลาง ประกอบด้วยตะกอนที่ไหลออกมาและเคลื่อนตัวน้อยกว่าอายุเพอร์เมียน-ไทรแอสซิก ที่ความหนาสูงสุด 650 ม.

ระบบจูราสสิก (J)

ระบบจูราสสิกมีทั้งสามแผนก: ล่าง กลาง และบน

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

ตะกอน ตูย์เมนการก่อตัวอยู่ที่ฐานของชั้นตะกอนที่ปกคลุมบนหินของเปลือกโลกที่ผุกร่อนซึ่งมีความไม่สอดคล้องเชิงมุมและชั้นหินทราย และแสดงด้วยกลุ่มหิน terrigenous ที่ซับซ้อนที่ประกอบด้วยองค์ประกอบหินดินเหนียว-ทราย-ทรายตะกอน

ความหนาของตะกอนการก่อตัวของ Tyumen แตกต่างกันไปตั้งแต่ 40 ถึง 450 ม. ภายในสนามพวกเขาถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2806-2973 ม. การทับถมของชั้นหิน Tyumen นั้นถูกทับซ้อนกันโดยชั้นหินจูราสสิกตอนบนของชั้นหิน Abalak และ Bazhenov อาบาลัคสกายาการก่อตัวนี้ประกอบด้วยสีเทาเข้มถึงสีดำ เป็นหินปูนเฉพาะที่ เป็นหินโคลนกลูโคนิติก โดยมีชั้นหินตะกอนแทรกอยู่ในส่วนบนของส่วนนี้ ความหนาของการก่อตัวมีตั้งแต่ 17 ถึง 32 ม.

ตะกอน บาเชนอฟสกายาการก่อตัวนี้แสดงด้วยหินโคลนบิทูมินัสสีเทาเข้มเกือบดำ โดยมีชั้นของหินโคลนที่มีตะกอนเล็กน้อยและหินคาร์บอเนตที่เป็นดินเหนียวออร์แกนิก ความหนาของการก่อตัวคือ 26-38 ม.

ระบบชอล์ก (K)

เงินฝากของระบบครีเทเชียสได้รับการพัฒนาทุกที่และแสดงโดยส่วนบนและส่วนล่าง

ในองค์ประกอบของส่วนล่างจากล่างขึ้นบนการก่อตัวของ Akhskaya, Cherkashinskaya, Alymskaya, Vikulovskaya และ Khanty-Mansiysk มีความโดดเด่นและในส่วนบนการก่อตัวของ Khanty-Mansiysk, Uvatskaya, Kuznetsovskaya, Berezovskaya และ Gankinskaya

ส่วนล่าง สุดยอดการก่อตัว (K1g) ส่วนใหญ่แสดงด้วยหินโคลนที่มีชั้นบางรองลงมาคือหินตะกอนและหินทราย รวมกันเป็นลำดับอาคิมอฟ

ในส่วนบนของรูปแบบ Akh มีสมาชิกที่โตเต็มวัยของดินเหนียว Pim สีเทาเข้มที่แหลกละเอียดและเข้าใกล้แล้วมีความโดดเด่น

ความหนารวมของการก่อตัวแตกต่างกันไปจากตะวันตกไปตะวันออกตั้งแต่ 35 ถึง 415 ม. ในส่วนต่างๆ ที่ตั้งอยู่ทางทิศตะวันออก กลุ่มของชั้น BS1-BS12 ถูกจำกัดอยู่ในชั้นนี้

กรีด เชอร์คาชินสกายาการก่อตัว (K1g-br) แสดงโดยการสลับจังหวะของดินเหนียวสีเทา หินตะกอน และหินทรายปนทราย อย่างหลังภายในสนามเช่นเดียวกับหินทรายนั้นมีน้ำมันในเชิงพาณิชย์และมีความโดดเด่นในรูปแบบ AC7, AC9, AC10, AC11, AC12

ความหนาของชั้นหินแตกต่างกันไปตั้งแต่ 290 ถึง 600 ม.

ด้านบนเป็นดินเหนียวสีเทาเข้มถึงสีดำ อลิมสกายาการก่อตัว (K1a) ในส่วนบนโดยมีชั้นหินโคลนบิทูมินัสซ้อนกันในส่วนล่าง - หินตะกอนและหินทราย ความหนาของชั้นหินแตกต่างกันไปตั้งแต่ 190 ถึง 240 ม. ดินเหนียวเป็นสัญลักษณ์ประจำภูมิภาคสำหรับการสะสมไฮโดรคาร์บอนทั่วทั้งภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Middle Ob

วิคูลอฟสกายารูปแบบ (K1a-al) ประกอบด้วยรูปแบบย่อยสองรูปแบบ

ชั้นล่างเป็นดินเหนียวเป็นส่วนใหญ่ ส่วนชั้นบนเป็นดินเหนียวทรายซึ่งมีหินทรายและหินทรายเป็นส่วนใหญ่ การก่อตัวนี้มีลักษณะเฉพาะคือการมีเศษซากพืชอยู่ ความหนาของชั้นหินมีตั้งแต่ 264 ม. ทางตะวันตกถึง 296 ม. ในภาคตะวันออกเฉียงเหนือ

คันตี-มานซีสค์การก่อตัว (K1a-2s) แสดงได้จากการแทรกตัวของหินดินทรายและดินเหนียวที่ไม่สม่ำเสมอโดยมีลักษณะเด่นกว่าแบบแรกในส่วนบนของส่วน หินที่ก่อตัวมีลักษณะเป็นเศษคาร์บอนจำนวนมาก ความหนาของชั้นหินแตกต่างกันไปตั้งแต่ 292 ถึง 306 ม.

อูวัตสกายาการก่อตัว (K2s) แสดงโดยการสลับกันของทราย หินตะกอน และหินทรายอย่างไม่สม่ำเสมอ การก่อตัวนี้มีลักษณะเฉพาะคือมีซากพืชที่ไหม้เกรียมและมีแร่เป็นเหล็ก เศษคาร์บอน และอำพัน ความหนาของการก่อตัวคือ 283-301 ม.

เบิร์ตซอฟสกายารูปแบบการเล่น (K2k-st-km) แบ่งออกเป็นสองรูปแบบย่อย ชั้นล่างประกอบด้วยดินเหนียวมอนต์โมเรลโลไนต์สีเทา ชั้นที่มีลักษณะคล้ายโอโปก้ามีความหนา 45 ถึง 94 ม. และชั้นบนแสดงด้วยสีเทา เทาเข้ม ดินเหนียวทราย หนา 87-133 ม.

กันคินสกายาการก่อตัว (K2mP1d) ประกอบด้วยดินเหนียวสีเทา สีเทาแกมเขียว กลายเป็นมาร์ลที่มีเมล็ดกลาโคไนต์และปมไซเดอไรต์ ความหนา 55-82ม.

ระบบพาลีโอจีน (P2)

ระบบ Paleogene รวมถึงหินของการก่อตัวของ Talitsky, Lyulinvor, Atlym, Novomikhailovsky และ Turtas สามรายการแรกแสดงด้วยแหล่งสะสมทางทะเล ส่วนที่เหลือ - ทวีป

ทาลิตสกายาการก่อตัวประกอบด้วยดินเหนียวสีเทาเข้มหนาและพื้นที่ปนทราย นอกจากนี้ยังพบซากพืชที่ถูกทำลายและเกล็ดปลาด้วย ความหนาของการก่อตัวคือ 125-146 ม.

ลูลินวอร์สกายาการก่อตัวจะแสดงด้วยดินเหนียวสีเหลืองแกมเขียว ในส่วนล่างของส่วนนั้นมักจะเป็นโอโพคอยด์ที่มีอินเทอร์เลเยอร์โอโพคอยด์ ความหนาของการก่อตัวคือ 200-363 ม.

ทาฟดินสกายาการก่อตัวที่ทำให้ส่วน Paleogene ทางทะเลสมบูรณ์นั้นประกอบด้วยดินเหนียวสีเทาอมฟ้าอมเทาและมีหินตะกอนซ้อนกันเป็นชั้น ความหนาของการก่อตัวคือ 160-180 ม.

แอตลิมสกายาการก่อตัวนี้ประกอบด้วยตะกอนจากลุ่มน้ำภาคพื้นทวีป-ทะเล ซึ่งประกอบด้วยทราย สีเทาถึงสีขาว ส่วนใหญ่เป็นผลึกควอตซ์ โดยมีชั้นถ่านหินสีน้ำตาล ดินเหนียว และหินตะกอนซ้อนทับกัน ความหนาของการก่อตัวคือ 50-60 ม.

โนโวมิไคลอฟสกายาการก่อตัว - แสดงโดยการทับซ้อนกันของทรายที่ไม่สม่ำเสมอ, สีเทา, เนื้อละเอียด, ควอตซ์ - เฟลด์สปาติกที่มีดินเหนียวและหินตะกอนสีเทาและสีน้ำตาลอมเทาพร้อมชั้นทรายและถ่านหินสีน้ำตาล ความหนาของการก่อตัวไม่เกิน 80 ม.

ตูร์ทัสสกายาการก่อตัวนี้ประกอบด้วยดินเหนียวและหินทรายสีเทาแกมเขียว ซึ่งชั้นบางๆ มีไดอะตอมไมต์และทรายควอตซ์-กลูโคไนต์ซ้อนกันเป็นชั้นๆ ความหนาของการก่อตัวคือ 40-70 ม.

ระบบควอเตอร์นารี (Q)

มันมีอยู่ทุกหนทุกแห่งและแสดงไว้ในส่วนล่างด้วยทราย ดินเหนียว ดินร่วน และดินร่วนปนทรายสลับกัน ส่วนบนเป็นบริเวณหนองน้ำและทะเลสาบ ได้แก่ ดินตะกอน ดินร่วน และดินร่วนทราย ความหนารวม 70-100 ม.

1.3 เปลือกโลกโครงสร้าง

โครงสร้าง Priob ตั้งอยู่ในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, Lyaminsky megatrough, Salym และ West Lempinsky group of uplifts โครงสร้างลำดับที่หนึ่งมีความซับซ้อนโดยการยกขึ้นเป็นรูปโดมและรูปโดมของลำดับที่สองและโครงสร้างแอนติคลินิกเฉพาะที่แต่ละแห่ง ซึ่งเป็นเป้าหมายของงานสำรวจแร่และสำรวจน้ำมันและก๊าซ

แผนโครงสร้างสมัยใหม่ของมูลนิธิก่อนยุคจูราสสิกได้รับการศึกษาโดยใช้ขอบฟ้าสะท้อน "A" บนแผนที่โครงสร้างตามแนวขอบฟ้าสะท้อน "A" องค์ประกอบโครงสร้างทั้งหมดจะแสดงขึ้น ทางตะวันตกเฉียงใต้ของภูมิภาคมีทางยกระดับ Seliyarovskoye, West Sakhalin และ Svetloye ในส่วนตะวันตกเฉียงเหนือ - East Seliyarovskoye, Krestovoe, West Gorshkovskoye, Yuzhno-Gorshkovskoye ทำให้ทางลาดด้านตะวันออกของเขตยกระดับ West Lempinsky ซับซ้อน ในส่วนกลางมีรางน้ำ Sakhalin ตะวันตกทางทิศตะวันออก Gorshkovsky และ Sakhalin ยกขึ้นซึ่งทำให้การบวมของ Middle Lyaminsky และจมูกโครงสร้างของ Sakhalin ซับซ้อนตามลำดับ

ตามแนวขอบฟ้าที่สะท้อน "Db" ซึ่งจำกัดอยู่ที่หลังคาของสมาชิก Bystrinskaya สามารถติดตามการยกรูปโดม Priobskoye การยกแบบแอมพลิจูดต่ำของ Priobskoye ทางตะวันตก การยกของ West Sakhalin และ Novoobskaya ทางตะวันตกของพื้นที่มีโครงร่างการยกคันตี-มานิยา ทางเหนือของลิฟต์ Priobsky ลิฟต์ท้องถิ่น Svetloye มีความโดดเด่น ทางตอนใต้ของทุ่งในบริเวณบ่อน้ำ 291 Nameless Uplift มีความโดดเด่นตามอัตภาพ โซนยกระดับ East Seliyarovskaya ในพื้นที่ศึกษามีโครงร่างของไอโซฮิปส์แผ่นดินไหวแบบเปิด - 2280 ม. ใกล้กับบ่อ 606 โครงสร้างไอโซไฮป์แอมพลิจูดต่ำสามารถตรวจสอบได้ พื้นที่เซลิยารอฟสกายาถูกปกคลุมไปด้วยเครือข่ายโปรไฟล์แผ่นดินไหวที่หายาก บนพื้นฐานของโครงสร้างเชิงบวกที่สามารถทำนายได้ตามเงื่อนไข การยกของ Seliyarovsky ได้รับการยืนยันโดยแผนโครงสร้างตามแนวขอบฟ้าที่สะท้อน "B" เนื่องจากการศึกษาที่ไม่ดีในพื้นที่ทางตะวันตกของพื้นที่ การสำรวจแผ่นดินไหวทางตอนเหนือของโครงสร้างเซลิยารอฟสกายา ตามเงื่อนไข การยกที่ไม่ระบุชื่อรูปทรงโดมจึงโดดเด่น

1.4 ปริมาณน้ำมัน

ที่ทุ่ง Priobskoye ระดับการรองรับน้ำมันครอบคลุมความหนาที่สำคัญของตะกอนที่ปกคลุมตั้งแต่จูราสสิกตอนกลางจนถึงยุค Aptian และมีความยาวมากกว่า 2.5 กม.

การไหลเข้าของน้ำมันที่ไม่ใช่อุตสาหกรรมและแกนที่มีสัญญาณของไฮโดรคาร์บอนได้มาจากแหล่งสะสมของการก่อตัวของ Tyumen (รูปแบบ Yu 1 และ Yu 2) และ Bazhenov (รูปแบบ Yu 0) เนื่องจากวัสดุทางธรณีวิทยาและธรณีฟิสิกส์ที่มีอยู่มีจำนวนจำกัด โครงสร้างของแหล่งนี้จึงยังไม่สามารถพิสูจน์ได้เพียงพอในปัจจุบัน

ปริมาณน้ำมันเชิงพาณิชย์ได้รับการจัดตั้งขึ้นในรูปแบบ Neocomian ของกลุ่ม AS โดยที่ 90% ของปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วนั้นมีความเข้มข้น ชั้นที่มีประสิทธิผลหลักตั้งอยู่ระหว่างชุดดินเหนียว Pimskaya และ Bystrinskaya ตะกอนจะถูกจำกัดอยู่ในตัวทรายที่มีรูปร่างเป็นเลนส์ซึ่งก่อตัวขึ้นในชั้นหินนีโอโคเมียนและชั้นหินไคโนฟอร์ม ซึ่งผลผลิตไม่ได้ถูกควบคุมโดยแผนโครงสร้างสมัยใหม่ และถูกกำหนดโดยการมีอยู่ของชั้นอ่างเก็บน้ำที่มีประสิทธิผลในส่วนนี้เกือบทั้งหมด การไม่มีน้ำก่อตัวในส่วนที่มีประสิทธิผลของส่วนทดสอบระหว่างการทดสอบจำนวนมากพิสูจน์ได้ว่าการสะสมของน้ำมันที่เกี่ยวข้องกับชั้นของยูนิตเหล่านี้เป็นวัตถุรูปทรงเลนส์ปิดที่เต็มไปด้วยน้ำมัน และโครงร่างของสิ่งสะสมสำหรับชั้นทรายแต่ละชั้นจะถูกกำหนด ตามขอบเขตของการกระจาย ข้อยกเว้นคือรูปแบบ AS 7 ซึ่งได้รับน้ำจากชั้นหินที่ไหลเข้าจากเลนส์ทรายที่เต็มไปด้วยน้ำ

ในฐานะที่เป็นส่วนหนึ่งของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล ได้มีการระบุวัตถุนับ 9 รายการ: AS 12 3, AS 12 2, AS 11 2-4, AS 11 1, AS 11 0, AS 10 1-2, AS 10 0, AS 9, AS 7. เงินฝากของชั้น AC 7 และ AC 9 ไม่เป็นที่สนใจของอุตสาหกรรม

รายละเอียดทางธรณีวิทยาแสดงในรูปที่ 1.1

1.5 ลักษณะเฉพาะมีประสิทธิผลชั้น

ปริมาณสำรองน้ำมันหลักในแหล่ง Priobskoye นั้นกระจุกตัวอยู่ในแหล่งสะสมของนีโอโคเมียน ลักษณะเฉพาะของโครงสร้างทางธรณีวิทยาของแหล่งสะสมที่เกี่ยวข้องกับหินนีโอโคเมียนก็คือ พวกมันมีโครงสร้างแบบข้ามชั้นขนาดใหญ่ เนื่องจากการก่อตัวภายใต้เงื่อนไขของการถมด้านข้างของแอ่งทะเลที่ค่อนข้างลึก (300-400ม.) เนื่องจากการเอาก้อนออก วัสดุที่น่ากลัวจากตะวันออกและตะวันออกเฉียงใต้ การก่อตัวของหินตะกอนขนาดใหญ่ของนีโอโคเมียนเกิดขึ้นในสภาวะภูมิศาสตร์บรรพชีวินวิทยาทั้งหมด: การตกตะกอนของทวีป ชายฝั่งทะเล ชั้นวาง และการสะสมของตะกอนที่ช้ามากในทะเลลึกเปิด

เมื่อคุณเคลื่อนจากตะวันออกไปตะวันตก จะมีความลาดเอียง (สัมพันธ์กับการก่อตัวของบาเชนอฟ ซึ่งเป็นเกณฑ์มาตรฐานระดับภูมิภาค) ของทั้งสมาชิกที่เป็นดินเหนียวที่โตเต็มวัย (เกณฑ์มาตรฐานระดับโซน) และหินทรายทรายที่อยู่ระหว่างนั้น

จากการพิจารณาของผู้เชี่ยวชาญของ ZapSibNIGNI เกี่ยวกับสัตว์และละอองเกสรสปอร์ ซึ่งเลือกจากดินเหนียวในช่วงเวลาที่เกิดของสมาชิก Pimsk อายุของตะกอนเหล่านี้กลายเป็น Hauterivian ทุกเลเยอร์ที่อยู่เหนือ Pima Member มีการจัดทำดัชนีเป็นกลุ่ม AS ดังนั้นที่สนาม Priobskoye รูปแบบ BS 1-5 จึงได้รับการจัดทำดัชนีใหม่เป็น AS 7-12

เมื่อคำนวณปริมาณสำรองภายในเมกะคอมเพล็กซ์ของเงินฝาก Neocomian ที่มีประสิทธิผล ได้มีการระบุรูปแบบที่มีประสิทธิผล 11 รูปแบบ: AS12/3, AS12/1-2, AS12/0, AS11/2-4, AS11/1, AS11/0, AS10/2-3 , AS10/ 1, AC10/0, AC9, AC7.

หน่วยกักเก็บ AS 12 อยู่ที่ฐานของเมกะคอมเพล็กซ์ และเป็นส่วนน้ำลึกที่สุดเมื่อพิจารณาจากการก่อตัวของหิน ส่วนประกอบประกอบด้วยสามชั้น AS 12/3, AS 12/1-2, AS 12/0 ซึ่งแยกออกจากกันด้วยดินเหนียวที่ค่อนข้างสม่ำเสมอทั่วพื้นที่ส่วนใหญ่ โดยมีความหนาตั้งแต่ 4 ถึง 10 เมตร

การสะสมของการก่อตัวของ AS 12/3 นั้นถูกจำกัดอยู่ที่องค์ประกอบโมโนคลินิก (จมูกโครงสร้าง) ซึ่งภายในนั้นมีการยกขึ้นและลงที่แอมพลิจูดต่ำโดยมีโซนการเปลี่ยนแปลงระหว่างสิ่งเหล่านั้น

แหล่งสะสมหลัก AS12/3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,620-2,755 เมตร และได้รับการคัดกรองด้วยหินทุกด้าน ในแง่ของพื้นที่ มีลักษณะคล้ายระเบียงกลาง ซึ่งเป็นส่วนที่ยกสูงที่สุดของจมูกโครงสร้าง และหันไปจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปยังทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 12.8 ม. ถึง 1.4 ม. อัตราการไหลของน้ำมันมีตั้งแต่ 1.02 ม. 3 /วัน, Hd=1239 ม. ถึง 7.5 ม. 3 /วัน โดยที่ Hd=1327 ม. ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 25.5 กม. x 7.5 กม. สูง 126 ม.

แหล่งสะสม AS 12/3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,640-2,707 ม. และจำกัดอยู่เพียงการยกระดับในท้องถิ่น Khanty-Mansi และโซนการทรุดตัวทางทิศตะวันออก เงินฝากจะถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ อัตราการไหลของน้ำมันต่ำและมีค่า 0.4-8.5 ลบ.ม./วัน ในระดับไดนามิกต่างๆ ระดับความสูงสูงสุดในส่วนโค้งบันทึกไว้ที่ -2,640 ม. และต่ำสุดที่ (-2,716 ม.) ขนาดเงินฝากคือ 18 x 8.5 กม. สูง 76 ม. ชนิดคัดกรองด้วยหิน

เงินฝากหลัก AS12/1-2 ใหญ่ที่สุดในสนาม มันถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2536-2728 ม. มันถูกจำกัดอยู่ใน monocline ซึ่งซับซ้อนโดยการยกแอมพลิจูดเล็ก ๆ ในพื้นที่โดยมีโซนการเปลี่ยนผ่านระหว่างทั้งสาม ด้าน โครงสร้างถูกจำกัดด้วยฉากกั้นทางหินและอยู่ทางใต้เท่านั้น (ไปทาง พื้นที่ Frolovskaya ตะวันออก) อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ถึง 40.6 ม. ในขณะที่โซนที่มีความหนาสูงสุด (มากกว่า 12 ม.) ครอบคลุมส่วนกลางของคราบสะสมรวมถึงส่วนตะวันออก ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 45 กม. x 25 กม. สูง 176 ม.

ในรูปแบบ AS 12/1-2 พบตะกอนขนาด 7.5 x 7 กม. สูง 7 ม. และ 11 x 4.5 กม. สูง 9 ม. ถูกค้นพบ ตะกอนทั้งสองชนิดเป็นชนิดคัดกรองด้วยหิน

รูปแบบ AS 12/0 มีเขตการพัฒนาที่เล็กกว่า สิ่งสะสมหลัก AS 12/0 คือตัวเลนส์ที่มีรูปทรงจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปทิศตะวันออกเฉียงเหนือ ขนาดของมันคือ 41 x 14 กม. สูง 187 ม. อัตราการไหลของน้ำมันแตกต่างจากหน่วยแรกของ m 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิกสูงถึง 48 m 3 ต่อวัน

ขอบของขอบฟ้า AS 12 ก่อตัวขึ้นจากชั้นหินดินเหนียวหนา (สูงถึง 60 ม.)

ส่วนที่สูงกว่านั้นคือกลุ่มชั้นการผลิต AS 11 ซึ่งรวมถึง AS 11/0, AS 11/1, AS 11/2, AS 11/3, AS 11/4 สามอันสุดท้ายเชื่อมต่อกันเป็นวัตถุนับชิ้นเดียว ซึ่งมีโครงสร้างที่ซับซ้อนมากทั้งในส่วนและในพื้นที่ ในเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำซึ่งเคลื่อนตัวไปทางบริเวณใกล้ยอด จะมีการสังเกตความหนาของเส้นขอบฟ้าที่สำคัญที่สุด โดยมีแนวโน้มที่จะเพิ่มขึ้นไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือ (สูงถึง 78.6 ม.) ทางตะวันออกเฉียงใต้เส้นขอบฟ้านี้แสดงเฉพาะโดยชั้น AS 11/2 ในส่วนกลาง - โดยชั้น AS 11/3 ทางตอนเหนือ - โดยชั้น AC 11/2-4

เงินฝากหลัก AS11/1 นั้นใหญ่เป็นอันดับสองภายในเขต Priobskoye รูปแบบ AS11/1 ได้รับการพัฒนาในส่วนใกล้ยอดของการยกตัวของการโจมตีใต้น้ำที่มีลักษณะคล้ายการบวม ซึ่งทำให้โมโนไคลน์มีความซับซ้อน ทั้งสามด้านเงินฝากถูกจำกัดโดยโซนดินเหนียวและทางใต้เส้นขอบจะถูกวาดอย่างมีเงื่อนไข ขนาดของเงินฝากหลักคือ 48 x 15 กม. สูง 112 ม. อัตราการไหลของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.46 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. ถึง 11.8 ม. 3 ต่อวัน

รูปแบบ AS 11/0 ถูกระบุในรูปแบบของวัตถุที่มีรูปร่างเหมือนเลนส์ที่แยกออกจากกันในภาคตะวันออกเฉียงเหนือและภาคใต้ ความหนาตั้งแต่ 8.6 ม. ถึง 22.8 ม. เงินฝากครั้งแรกมีขนาด 10.8 x 5.5 กม. ส่วนที่สอง 4.7 x 4.1 กม. เงินฝากทั้งสองประเภทเป็นแบบคัดกรองด้วยหิน มีลักษณะเฉพาะคือการไหลของน้ำมันตั้งแต่ 4 ถึง 14 ลบ.ม. ต่อวันในระดับไดนามิก ขอบฟ้า AC 10 ถูกทะลุผ่านเกือบทุกหลุมและประกอบด้วยสามชั้น AC 10/2-3, AC 10/1, AC 10/0

แหล่งสะสมหลัก AS 10/2-3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2427-2721 ม. และตั้งอยู่ทางตอนใต้ของทุ่ง ประเภทของเงินฝาก - คัดกรองด้วยหิน ขนาด 31 x 11 กม. สูงถึง 292 ม. ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันอยู่ในช่วง 15.6 ม. ถึง 0.8 ม.

แหล่งกักเก็บหลัก AS10/1 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2374-2492 ม. ขนาดของแหล่งกักเก็บคือ 38 x 13 กม. สูงถึง 120 ม. ขอบเขตด้านใต้ถูกวาดขึ้นอย่างไม่แน่นอน ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 11.8 ม. การไหลเข้าของน้ำมันแอนไฮดรัสอยู่ระหว่าง 2.9 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1,064 ม. ถึง 6.4 ม. 3 ต่อวัน

ส่วนของรูปแบบ AS 10 เสร็จสมบูรณ์โดยรูปแบบการผลิต AS 10/0 ซึ่งมีการระบุเงินฝากสามรายการซึ่งตั้งอยู่ในรูปแบบของห่วงโซ่การโจมตีใต้น้ำ

Horizon AC 9 มีการกระจายที่ จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของโซน fascial ที่แยกจากกันซึ่งตั้งอยู่ในส่วนตะวันออกเฉียงเหนือและตะวันออกของโครงสร้างตลอดจนในพื้นที่ทางตะวันตกเฉียงใต้

แหล่งผลิตผลนีโอโคเมียนเสร็จสมบูรณ์โดยการก่อตัวของ AS 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคในการกระจายตัวของแหล่งน้ำมันและชั้นหินอุ้มน้ำ

แหล่งที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่คือแหล่งสะสมทางทิศตะวันออกถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,291-2,382 ม. เรียงจากตะวันตกเฉียงใต้ไปตะวันออกเฉียงเหนือ การไหลของน้ำมันอยู่ที่ 4.9-6.7 ม. 3 /วัน ที่ระดับไดนามิก 1,359-875 ม. ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.8 ถึง 67.8 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 46 x 8.5 กม. สูง 91 ม.

มีการค้นพบเงินฝากทั้งหมด 42 รายการภายในสนาม พื้นที่สูงสุดคือเงินฝากหลักในรูปแบบ AS 12/1-2 (1018 กม. 2) ขั้นต่ำ (10 กม. 2) คือเงินฝากในรูปแบบ AC 10/1

ตารางสรุปพารามิเตอร์ของรูปแบบการผลิตภายในพื้นที่การผลิต

ตารางที่ 1.1

การสร้างแบริ่งน้ำมันเงินฝากการผลิตทางธรณีวิทยา

1.6 ลักษณะเฉพาะชั้นหินอุ้มน้ำคอมเพล็กซ์

ทุ่ง Priobskoye เป็นส่วนหนึ่งของระบบอุทกพลศาสตร์ของแอ่งอาร์ทีเซียนไซบีเรียตะวันตก ลักษณะเฉพาะของมันคือการปรากฏตัวของคราบดินเหนียวกันน้ำของ Oligocene-Turonian ซึ่งมีความหนาถึง 750 ม. โดยแบ่งส่วน Mesozoic-Cenozoic ออกเป็นระดับอุทกธรณีวิทยาบนและล่าง

ชั้นบนรวมตะกอนจากยุค Turonian-Quaternary และมีลักษณะเฉพาะด้วยการแลกเปลี่ยนน้ำอย่างอิสระ ในแง่อุทกพลศาสตร์ พื้นเป็นชั้นหินอุ้มน้ำ ซึ่งพื้นดินและน้ำในชั้นบรรยากาศเชื่อมต่อถึงกัน

ระยะอุทกธรณีวิทยาตอนบนประกอบด้วยชั้นหินอุ้มน้ำ 3 ชั้น:

1- ชั้นหินอุ้มน้ำของตะกอนควอเทอร์นารี;

2- ชั้นหินอุ้มน้ำของเงินฝาก Novomikhailovsky;

3- ชั้นหินอุ้มน้ำของตะกอน Atlym

การวิเคราะห์เปรียบเทียบชั้นหินอุ้มน้ำแสดงให้เห็นว่าชั้นหินอุ้มน้ำ Atlym สามารถเป็นที่ยอมรับว่าเป็นแหล่งหลักของแหล่งน้ำดื่มและครัวเรือนส่วนกลางขนาดใหญ่ อย่างไรก็ตามเนื่องจากการลดต้นทุนการดำเนินงานลงอย่างมากจึงสามารถแนะนำขอบฟ้า Novomikhailovsky ได้

ระดับอุทกธรณีวิทยาที่ต่ำกว่าจะแสดงด้วยตะกอนในยุคซีโนเมเนียน-จูราสซิก และหินที่รดน้ำบริเวณส่วนบนของชั้นใต้ดินก่อนยุคจูราสซิก ที่ระดับความลึกมาก ในสภาพแวดล้อมที่ยากลำบาก และในบางแห่งเกือบจะนิ่ง น้ำที่มีแร่ธาตุสูงตามความร้อนจะเกิดขึ้น โดยมีความอิ่มตัวของก๊าซสูง และมีความเข้มข้นของธาตุรองเพิ่มขึ้น ชั้นล่างโดดเด่นด้วยการแยกชั้นหินอุ้มน้ำที่เชื่อถือได้จากปัจจัยทางธรรมชาติและภูมิอากาศของพื้นผิว ในส่วนของมันมีชั้นหินอุ้มน้ำสี่แห่ง คอมเพล็กซ์และ aquitard ทั้งหมดสามารถตรวจสอบได้ในระยะทางไกล แต่ในเวลาเดียวกันที่สนาม Priobskoye จะสังเกตเห็นการเกิดดินเหนียวของคอมเพล็กซ์ที่สอง

สำหรับน้ำท่วมอ่างเก็บน้ำน้ำมันในภูมิภาค Ob กลางน้ำใต้ดินของคอมเพล็กซ์ Aptian-Cenomanian ถูกนำมาใช้กันอย่างแพร่หลายประกอบด้วยชั้นของซีเมนต์อ่อนทรายหลวมหินทรายหินทรายตะกอนและดินเหนียวของการก่อตัวของ Uvat, Khanty-Mansi และ Vikulov มีความสม่ำเสมอในพื้นที่และเป็นเนื้อเดียวกันภายในพื้นที่ น้ำมีลักษณะพิเศษคือมีความสามารถในการกัดกร่อนต่ำเนื่องจากไม่มีไฮโดรเจนซัลไฟด์และออกซิเจนอยู่ในน้ำ

1.7 ฟิสิกส์เคมีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำของเหลว

น้ำมันอ่างเก็บน้ำจากการก่อตัวของผลผลิต AC10, AC11 และ AC12 ไม่มีคุณสมบัติที่แตกต่างกันอย่างมีนัยสำคัญ ธรรมชาติของการเปลี่ยนแปลง คุณสมบัติทางกายภาพน้ำมันเป็นเรื่องปกติสำหรับคราบที่ไม่ถึงพื้นผิวและถูกล้อมรอบด้วยน้ำชายขอบ ในสภาวะอ่างเก็บน้ำน้ำมันที่มีความอิ่มตัวของก๊าซโดยเฉลี่ย ความดันอิ่มตัวจะต่ำกว่าความดันอ่างเก็บน้ำ 1.5 -2 เท่า ( ระดับสูงการบีบอัด)

ข้อมูลการทดลองเกี่ยวกับความแปรปรวนของน้ำมันทั่วทั้งส่วนของโรงงานผลิตในแหล่งนี้บ่งชี้ถึงความแตกต่างของน้ำมันภายในแหล่งสะสมที่ไม่มีนัยสำคัญ

น้ำมันของรูปแบบ AS10, AS11 และ AS12 อยู่ใกล้กัน น้ำมันที่เบากว่าอยู่ในรูปแบบ AS11 เศษส่วนโมลของมีเธนในนั้นคือ 24.56% ปริมาณไฮโดรคาร์บอนทั้งหมด C2H6 -C5H12 คือ 19.85% น้ำมันจากทุกชั้นมีลักษณะเด่นคือบิวเทนและเพนเทนปกติมีความเหนือกว่าไอโซเมอร์

ปริมาณไฮโดรคาร์บอนเบา CH4 - C5H12 ที่ละลายในน้ำมันที่กำจัดก๊าซแล้วคือ 8.2-9.2%

ก๊าซน้ำมันของการแยกมาตรฐานนั้นมีไขมันสูง (ค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณไขมันมากกว่า 50) เศษส่วนโมลของมีเธนในนั้นคือ 56.19 (รูปแบบ AS10) - 64.29 (รูปแบบ AS12) ปริมาณอีเทนน้อยกว่าโพรเพนมากอัตราส่วน C2H6 / C3H8 คือ 0.6 ซึ่งเป็นเรื่องปกติสำหรับก๊าซจากแหล่งสะสมน้ำมัน ปริมาณบิวเทนทั้งหมดคือ 8.1-9.6%, เพนเทน 2.7-3.2%, ไฮโดรคาร์บอนหนัก C6H14 + สูงกว่า 0.95-1.28% ปริมาณคาร์บอนไดออกไซด์และไนโตรเจนมีน้อยประมาณ 1%

น้ำมันที่ไล่ก๊าซทุกชั้นจะมีซัลเฟอร์ พาราฟินิก เรซินต่ำ และมีความหนาแน่นปานกลาง

น้ำมันในรูปแบบ AS10 มีความหนืดปานกลาง โดยมีปริมาณเศษส่วนสูงถึง 350_C มากกว่า 55% น้ำมันในรูปแบบ AS11 และ AS12 มีความหนืด โดยมีปริมาณเศษส่วนสูงถึง 350_C จาก 45% เป็น 54.9%

รหัสเทคโนโลยีของน้ำมันจากรูปแบบ AS10 - II T1P2, รูปแบบ AS11 และ AS12 - II T2P2

การประเมินพารามิเตอร์ที่กำหนดโดยลักษณะเฉพาะของน้ำมันและก๊าซได้ดำเนินการตามเงื่อนไขที่เป็นไปได้มากที่สุดสำหรับการรวบรวม การเตรียม และการขนส่งน้ำมันในสนาม

เงื่อนไขการแยกมีดังนี้:

ขั้นตอนที่ 1 - ความดัน 0.785 MPa อุณหภูมิ 10_C;

ด่าน 2 - ความดัน 0.687 MPa อุณหภูมิ 30_C;

ด่าน 3 - ความดัน 0.491 MPa อุณหภูมิ 40_C;

ขั้นที่ 4 - ความดัน 0.103 MPa อุณหภูมิ 40_C

การเปรียบเทียบความพรุนโดยเฉลี่ยและค่าการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำเลเยอร์ AS10-AS12 ตามคอร์และ GIS

ตารางที่ 1.2

1.8 การประมาณปริมาณสำรองน้ำมัน

การประเมินปริมาณสำรองน้ำมันของแหล่ง Priobskoye ดำเนินการโดยรวมสำหรับอ่างเก็บน้ำโดยไม่มีความแตกต่างจากการสะสม เนื่องจากขาดน้ำในชั้นหินในแหล่งสะสมที่มีจำกัดทางธรณีวิทยา ปริมาณสำรองจึงคำนวณตามโซนน้ำมันล้วนๆ

ปริมาณสำรองน้ำมันที่สมดุลของแหล่ง Priobskoye ถูกประเมินโดยใช้วิธีปริมาตร

พื้นฐานในการคำนวณแบบจำลองอ่างเก็บน้ำคือผลลัพธ์ของการตีความ GIS ในเวลาเดียวกัน ค่าประมาณของพารามิเตอร์อ่างเก็บน้ำต่อไปนี้ถูกนำมาใช้เป็นค่าขอบเขตของอ่างเก็บน้ำ-ไม่ใช่อ่างเก็บน้ำ: K op 0.145, การซึมผ่าน 0.4 mD โซนอ่างเก็บน้ำซึ่งค่าของพารามิเตอร์เหล่านี้น้อยกว่ามาตรฐานจะไม่รวมอยู่ในอ่างเก็บน้ำ ดังนั้น การคำนวณปริมาณสำรอง

เมื่อคำนวณปริมาณสำรองจะใช้วิธีการคูณแผนที่ของพารามิเตอร์การคำนวณหลักสามตัว: ความหนาอิ่มตัวของน้ำมันที่มีประสิทธิภาพ, ค่าสัมประสิทธิ์ความพรุนแบบเปิด และความอิ่มตัวของน้ำมัน ปริมาตรอิ่มตัวของน้ำมันที่มีประสิทธิผลได้รับการคำนวณแยกต่างหากสำหรับประเภทสำรอง

การจัดสรรประเภทเงินสำรองดำเนินการตาม "การจำแนกประเภทของเงินสำรอง..." (1983) ขึ้นอยู่กับระดับการสำรวจแหล่งสะสมของแหล่ง Priobskoye ปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซละลายในนั้นจะถูกคำนวณตามหมวด B, C 1, C 2 ปริมาณสำรองประเภท B ระบุไว้ในหลุมสุดท้ายของชุดการผลิตทางฝั่งซ้ายของส่วนที่เจาะของสนาม ปริมาณสำรองประเภท C 1 ได้รับการระบุในพื้นที่ที่ศึกษาโดยหลุมสำรวจซึ่งมีการไหลของน้ำมันเชิงพาณิชย์หรือมีข้อมูลการตัดไม้ที่เป็นบวก ปริมาณสำรองในพื้นที่แหล่งสะสมที่ยังไม่ได้ศึกษาโดยการขุดเจาะจัดอยู่ในประเภท C 2 ขอบเขตระหว่างประเภท C 1 และ C 2 ถูกวาดในระยะไกล สองขั้นตอนตารางปฏิบัติการ (500x500 ม.) ตามที่ระบุไว้ใน "การจำแนกประเภท ... "

การประเมินปริมาณสำรองเสร็จสมบูรณ์โดยการคูณปริมาตรที่ได้รับของแหล่งกักเก็บน้ำมันอิ่มตัวสำหรับแต่ละชั้นและภายในหมวดหมู่ที่เลือกด้วยความหนาแน่นของน้ำมันที่ถูกกำจัดก๊าซในระหว่างการแยกแบบขั้นตอนและปัจจัยการแปลง ควรสังเกตว่าพวกเขาค่อนข้างแตกต่างจากที่นำมาใช้ก่อนหน้านี้ นี่เป็นเพราะประการแรก เนื่องจากการยกเว้นจากการคำนวณหลุมที่อยู่ห่างไกลจากพื้นที่ใบอนุญาต และประการที่สอง การเปลี่ยนแปลงในการจัดทำดัชนีของการก่อตัวในหลุมสำรวจแต่ละหลุมอันเป็นผลมาจากความสัมพันธ์ใหม่ของปริมาณเงินฝากที่มีประสิทธิผล

พารามิเตอร์การคำนวณที่ยอมรับและผลลัพธ์ที่ได้จากการคำนวณปริมาณสำรองน้ำมันแสดงไว้ด้านล่าง

1.8.1 ทุนสำรองน้ำมัน

ณ วันที่ 1 มกราคม 2541 ปริมาณสำรองน้ำมันในงบดุล VGF มีดังต่อไปนี้:

สามารถกู้คืนได้ 613,380,000 ตัน

สามารถกู้คืนได้ 63,718 พันตัน

สามารถกู้คืนได้ 677,098 พันตัน

น้ำมันสำรองตามอ่างเก็บน้ำ

ตารางที่ 1.3

สำหรับส่วนที่เจาะของส่วนฝั่งซ้ายของสนาม Priobskoye ได้มีการดำเนินการฝ่ายคำนวณสำรองของ Yuganskneftegaz JSC

ส่วนที่เจาะมี 109,438,000 ตัน ยอดคงเหลือและ 31131,000 ตัน ปริมาณสำรองน้ำมันที่นำกลับมาใช้ใหม่ได้โดยมีปัจจัยการคืนสภาพน้ำมันเท่ากับ 0.284

ตามส่วนที่เจาะจะมีการกระจายเงินสำรองตามตะเข็บดังนี้:

การก่อตัว AS10 ยอดคงเหลือ 50%

สามารถกู้คืนได้ 46%

การก่อตัว AS11 ยอดคงเหลือ 15%

กู้คืนได้ 21%

การก่อตัว AS12 ยอดคงเหลือ 35%

สามารถกู้คืนได้ 33%

ในดินแดนที่อยู่ระหว่างการพิจารณา ปริมาณสำรองหลักจะกระจุกตัวอยู่ในรูปแบบ AC10 และ AC12 บริเวณนี้มีปริมาณสำรองน้ำมัน 5.5% 19.5% ของทุนสำรองรูปแบบ AS10; 2.4%-AC11; 3.9%-AC12

ปริออบสโคม/ร (ฝั่งซ้ายส่วนหนึ่ง)

เงินสำรองน้ำมันโดยโซนการดำเนินการ

ตารางที่ 1.4

*) สำหรับส่วนหนึ่งของอาณาเขตประเภท C1 ที่ผลิตน้ำมัน

2 . วิธีการสกัด อุปกรณ์ที่ใช้

การพัฒนาโรงงานผลิตแต่ละแห่ง AS 10, AS 11, AS 12 ดำเนินการโดยการวางหลุมตามรูปแบบสามเหลี่ยมสามแถวเชิงเส้นที่มีความหนาแน่นของตาราง 25 เฮกตาร์/หลุม โดยเจาะหลุมทั้งหมดจนถึงรูปแบบ AS 12

ในปี พ.ศ. 2550 SibNIINP ได้เตรียม “การเพิ่มเติมไปยัง โครงการเทคโนโลยีการพัฒนาอุตสาหกรรมนำร่องของส่วนฝั่งซ้ายของสนาม Priobskoye รวมถึงส่วนที่ราบน้ำท่วมถึง N4" ซึ่งมีการปรับเปลี่ยนสำหรับการพัฒนาส่วนฝั่งซ้ายของสนามด้วยการรวมกลุ่มใหม่ N140 และ 141 ไว้ในส่วนที่ราบน้ำท่วมถึง สนาม ตามเอกสารนี้ มีการจัดให้มีการดำเนินการของระบบบล็อกสามแถว ( ความหนาแน่นของตาราง - 25 เฮกตาร์ / ตร.ม.) โดยมีการเปลี่ยนแปลงเพิ่มเติมในขั้นตอนต่อมาของการพัฒนาเป็นระบบปิดแบบบล็อก

พลวัตของตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจหลักของการพัฒนาแสดงไว้ในตารางที่ 2.1

2. 1 ไดนามิกส์หลักตัวชี้วัดการพัฒนาปริออบสกี้สถานที่เกิด

ตารางที่ 2.1

2. 2 การวิเคราะห์หลักเทคนิคและเศรษฐกิจตัวชี้วัดการพัฒนา

พลวัตของตัวบ่งชี้การพัฒนาตามตารางที่ 2.1 แสดงไว้ในรูปที่ 1 2.1.

แหล่ง Priobskoye ได้รับการพัฒนามาตั้งแต่ปี 1988 กว่า 12 ปีของการพัฒนาดังที่เห็นได้จากตารางที่ 3 การผลิตน้ำมันมีการเติบโตอย่างต่อเนื่อง

หากในปี 1988 มีจำนวนน้ำมัน 2,300 ตัน จากนั้นในปี 2010 ก็มีจำนวนถึง 1,485,000 ตัน การผลิตของเหลวเพิ่มขึ้นจาก 2,300 เป็น 1,608,000 ตัน

ดังนั้นภายในปี 2553 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตารางที่ 3.1) .

ตั้งแต่ปี 1991 เพื่อรักษาแรงดันในอ่างเก็บน้ำ จึงมีการดำเนินการบ่อฉีดและเริ่มฉีดน้ำ ณ สิ้นปี 2553 ปริมาณการฉีดอยู่ที่ 132 หลุมและการฉีดน้ำเพิ่มขึ้นจาก 100 เป็น 2,362,000 ตัน ภายในปี 2553 เมื่อการฉีดเพิ่มขึ้น อัตราการผลิตน้ำมันโดยเฉลี่ยของหลุมปฏิบัติการก็จะเพิ่มขึ้น ภายในปี 2553 อัตราการไหลเพิ่มขึ้นซึ่งมีการอธิบายไว้ ทางเลือกที่เหมาะสมปริมาณน้ำที่สูบ

นอกจากนี้ นับตั้งแต่วินาทีที่กองทุนฉีดเริ่มดำเนินการ ปริมาณน้ำที่ตัดของผลิตภัณฑ์จะเริ่มเพิ่มขึ้น และภายในปี 2010 ก็สูงถึง 9.8% ใน 5 ปีแรก ปริมาณน้ำที่ลดลงคือ 0%

ภายในปี 2553 สต็อกของการผลิตหลุมมีจำนวน 414 หลุมโดย 373 หลุมเป็นผลิตภัณฑ์สกัดบ่อโดยใช้วิธีเครื่องจักร ภายในปี 2553 การผลิตน้ำมันสะสมมีจำนวน 8583.3 พันตัน (ตารางที่ 2.1) .

ทุ่ง Priobskoye เป็นหนึ่งในทุ่งที่อายุน้อยที่สุดและมีแนวโน้มมากที่สุดในไซบีเรียตะวันตก

2.3 ลักษณะเฉพาะการพัฒนา,มีอิทธิพลบนการแสวงหาผลประโยชน์บ่อน้ำ

สนามนี้มีอัตราการไหลของบ่อน้ำต่ำ ปัญหาหลักของการพัฒนาภาคสนามคือผลผลิตต่ำของหลุมผลิต การฉีดหลุมฉีดตามธรรมชาติ (โดยไม่ทำให้รูปร่างแตกร้าวด้วยน้ำที่ฉีด) ต่ำ รวมถึงการกระจายแรงดันข้ามสิ่งสะสมที่ไม่ดีในระหว่างการบำรุงรักษาแรงดันอ่างเก็บน้ำ (เนื่องจากการเชื่อมต่อทางอุทกพลศาสตร์ที่อ่อนแอของ แต่ละส่วนของรูปแบบ) การใช้ประโยชน์จากรูปแบบ AC 12 ควรถูกเน้นว่าเป็นปัญหาแยกต่างหากของการพัฒนาภาคสนาม เนื่องจากอัตราการไหลต่ำ บ่อน้ำหลายแห่งในรูปแบบนี้จึงต้องปิดตัวลง ซึ่งอาจส่งผลให้น้ำมันสำรองจำนวนมากถูก mothballed อย่างไม่มีกำหนด วิธีหนึ่งในการแก้ปัญหานี้ในอ่างเก็บน้ำ AS 12 คือการใช้มาตรการเพื่อเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมัน

สนาม Priobskoye มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผลทั้งในพื้นที่และในส่วนต่างๆ แหล่งสะสมของขอบฟ้า AS 10 และ AS 11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AS 12 ถูกจัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ

ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นผลผลิตของพื้นที่นั้น บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ที่จะพัฒนาพื้นที่นั้นโดยไม่มีอิทธิพลเชิงรุกต่อชั้นการผลิตของพื้นที่นั้น และไม่มีการใช้วิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต

สิ่งนี้ได้รับการยืนยันจากประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย

3 . วิธีการประยุกต์เพื่อเพิ่มการฟื้นตัวของน้ำมัน

3.1 ทางเลือกวิธีผลกระทบบนน้ำมันเงินฝาก

การเลือกวิธีการมีอิทธิพลต่อการสะสมของน้ำมันนั้นพิจารณาจากปัจจัยหลายประการ ซึ่งปัจจัยที่สำคัญที่สุดคือลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของแหล่งสะสม ความสามารถทางเทคโนโลยีของการใช้วิธีการในสาขาที่กำหนดและเกณฑ์ทางเศรษฐกิจ วิธีการมีอิทธิพลต่อการก่อตัวข้างต้นมีการปรับเปลี่ยนมากมายและมีพื้นฐานอยู่บนพื้นฐานชุดองค์ประกอบจำนวนมากของสารทำงานที่ใช้ ดังนั้นเมื่อวิเคราะห์แล้ว วิธีการที่มีอยู่ประการแรกผลกระทบนั้นสมเหตุสมผลที่จะใช้ประสบการณ์การพัฒนาเขตข้อมูลในไซบีเรียตะวันตกรวมถึงเขตข้อมูลในภูมิภาคอื่น ๆ ที่มีคุณสมบัติอ่างเก็บน้ำคล้ายกับสนาม Priobskoye (ความสามารถในการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำเป็นหลักต่ำ) และของเหลวในชั้นหิน

ในบรรดาวิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตน้ำมันโดยมีอิทธิพลต่อโซนก้นหลุมของบ่อ วิธีที่ใช้กันอย่างแพร่หลายที่สุดคือ:

การแตกหักแบบไฮดรอลิก

การบำบัดด้วยกรด

การบำบัดทางกายภาพและเคมีด้วยรีเอเจนต์ต่างๆ

การบำบัดด้วยอุณหฟิสิกส์และเทอร์โมเคมี

เอฟเฟกต์แบบพัลส์ช็อต ไวโบรอะคูสติก และอะคูสติก

3.2 เกณฑ์ทางธรณีวิทยาและกายภาพสำหรับการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ที่สนาม Priobskoye

ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพหลักของเขต Priobskoye เพื่อประเมินการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่:

ความลึกของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล - 2,400-2,600 ม.

เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน ระบบการปกครองตามธรรมชาติปิดแบบยืดหยุ่น

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

แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa

อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90 0 C,

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

ความแตกต่างของการก่อตัวด้านข้างและแนวตั้งสูง

ความหนาแน่นของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 780-800 กก. / ลบ.ม. 3

ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 1.4-1.6 mPa*s,

ความดันอิ่มตัวของน้ำมัน 9-11 MPa

น้ำมันแนฟเทนิก พาราฟินิก และเรซินต่ำ

เมื่อเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นอ่างเก็บน้ำอย่างมีประสิทธิภาพสามารถสังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียด แต่วิธีการต่อไปนี้สำหรับฟิลด์ Priobskoye ก็สามารถแยกออกจากวิธีการที่ระบุไว้ข้างต้น: วิธีการระบายความร้อนและน้ำท่วมโพลีเมอร์ (เป็นวิธีการแทนที่น้ำมันจากการก่อตัว) วิธีการใช้ความร้อนใช้สำหรับการสะสมตัวด้วยน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ระดับความลึกสูงสุด 1,500-1,700 ม. ควรใช้โพลีเมอร์ฟลัดติ้งในรูปแบบที่มีการซึมผ่านมากกว่า 0.1 μm 2 เพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 0 C ( เพิ่มเติม อุณหภูมิสูงใช้โพลีเมอร์ราคาแพงที่มีองค์ประกอบพิเศษ)

3.2.1 น้ำท่วมอ่างเก็บน้ำ

ประสบการณ์ในการพัฒนาพื้นที่ในประเทศและต่างประเทศแสดงให้เห็นว่าน้ำท่วมกลายเป็นวิธีการที่มีประสิทธิภาพพอสมควรในการมีอิทธิพลต่ออ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำโดยปฏิบัติตามอย่างเคร่งครัด ข้อกำหนดที่จำเป็นไปจนถึงการนำเทคโนโลยีไปใช้งาน

สาเหตุหลักที่ทำให้ประสิทธิภาพของการระบายน้ำในรูปแบบซึมผ่านต่ำลดลง ได้แก่:

การเสื่อมสภาพของคุณสมบัติการกรองของหินเนื่องจาก:

การบวมของส่วนประกอบดินเหนียวของหินเมื่อสัมผัสกับน้ำที่ฉีดเข้าไป

การอุดตันของตัวสะสมด้วยสิ่งสกปรกเชิงกลที่พบในน้ำที่ฉีด

การตกตะกอนของเกลือในตัวกลางที่มีรูพรุนของอ่างเก็บน้ำระหว่างปฏิกิริยาทางเคมีของน้ำที่ฉีดและก่อตัว

การลดลงของความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำจากน้ำท่วมเนื่องจากการก่อตัวของรอยแตกรอบ ๆ หลุมฉีดและการแพร่กระจายของพวกมันลึกเข้าไปในการก่อตัว (สำหรับการก่อตัวที่ไม่ต่อเนื่อง ความครอบคลุมของอ่างเก็บน้ำเพิ่มขึ้นเล็กน้อยตามส่วนก็เป็นไปได้เช่นกัน)

ความไวอย่างมีนัยสำคัญต่อธรรมชาติของความสามารถในการเปียกของหินโดยสารที่ฉีด การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำลดลงอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากการตกตะกอนของพาราฟิน

การปรากฏตัวของปรากฏการณ์ทั้งหมดนี้ในแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำทำให้เกิดผลกระทบที่สำคัญมากกว่าในหินที่มีการซึมผ่านสูง

เพื่อขจัดอิทธิพลของปัจจัยเหล่านี้ต่อกระบวนการน้ำท่วมตามความเหมาะสม โซลูชั่นทางเทคโนโลยี: รูปแบบบ่อที่เหมาะสมที่สุดและรูปแบบทางเทคโนโลยีของการดำเนินงานของบ่อน้ำ การฉีดน้ำประเภทและองค์ประกอบที่ต้องการลงในชั้นต่างๆ การบำบัดทางกล เคมี และชีวภาพที่เหมาะสม รวมถึงการเติมส่วนประกอบพิเศษลงในน้ำ

สำหรับสนาม Priobskoye ควรพิจารณาน้ำท่วมขังเป็นวิธีการกระตุ้นหลัก

การใช้สารละลายลดแรงตึงผิวที่สนามถูกปฏิเสธ สาเหตุหลักมาจากประสิทธิภาพต่ำของรีเอเจนต์เหล่านี้ในสภาวะอ่างเก็บน้ำที่มีการซึมผ่านต่ำ

สำหรับสนาม Priobskoye และ น้ำท่วมอัลคาไลน์ไม่สามารถแนะนำได้ด้วยเหตุผลดังต่อไปนี้:

สิ่งสำคัญคือปริมาณดินเหนียวที่มีโครงสร้างและเป็นชั้นของอ่างเก็บน้ำ มวลรวมของดินเหนียวจะแสดงด้วยเคโอลิไนต์ คลอไรต์ และไฮโดรมิกา ปฏิกิริยาของอัลคาไลกับวัสดุดินเหนียวสามารถไม่เพียงนำไปสู่การบวมของดินเหนียวเท่านั้น แต่ยังรวมถึงการทำลายหินด้วย สารละลายอัลคาไลน์ที่มีความเข้มข้นต่ำจะเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การบวมตัวของดินเหนียว 1.1-1.3 เท่า และลดการซึมผ่านของหินได้ 1.5-2 เท่าเมื่อเทียบกับน้ำจืด ซึ่งเป็นสิ่งสำคัญสำหรับแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำของทุ่ง Priobskoye การใช้สารละลายที่มีความเข้มข้นสูง (ลดการบวมของดินเหนียว) จะกระตุ้นกระบวนการทำลายหิน นอกจากนี้ ดินเหนียวที่มีความสามารถในการแลกเปลี่ยนไอออนสูงอาจส่งผลเสียต่อขอบสารละลายอัลคาไลน์โดยการแทนที่โซเดียมด้วยไฮโดรเจน

ความหลากหลายที่ได้รับการพัฒนาอย่างมากของการก่อตัวและ interlayers จำนวนมาก นำไปสู่การครอบคลุมของการก่อตัวที่ต่ำด้วยสารละลายอัลคาไล

อุปสรรคสำคัญในการใช้งาน ระบบอิมัลชันผลกระทบต่อการสะสมของแหล่ง Priobskoye คือลักษณะการกรองต่ำของอ่างเก็บน้ำในสนาม ความต้านทานการกรองที่สร้างขึ้นโดยอิมัลชันในแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำจะทำให้การฉีดของหลุมฉีดลดลงอย่างรวดเร็วและอัตราการสกัดน้ำมันลดลง

3.3 วิธีการมีอิทธิพลต่อโซนการสร้างก้นหลุมเพื่อเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต

3.3.1 การบำบัดด้วยกรด

การบำบัดกรดของการก่อตัวจะดำเนินการทั้งเพื่อเพิ่มและฟื้นฟูความสามารถในการซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำในบริเวณใกล้หลุมเจาะของบ่อน้ำ งานนี้ส่วนใหญ่ดำเนินการเมื่อเปลี่ยนหลุมเป็นการฉีดและต่อมาเพิ่มความสามารถในการฉีด

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

เมื่อพิจารณาถึงประสิทธิผลของผลกระทบของกรดอนินทรีย์ให้คำนึงถึงหลุมฉีดที่มีการฉีดน้ำในระยะยาว (มากกว่าหนึ่งปี) ก่อนการบำบัด การบำบัดด้วยกรดของ CCD ในหลุมฉีดกลายเป็นวิธีการที่มีประสิทธิภาพในการฟื้นฟู การฉีด ตามตัวอย่าง ตารางที่ 3.1 แสดงผลการบำบัดสำหรับหลุมฉีดจำนวนหนึ่ง

ผลการรักษาในบ่อฉีด

ตารางที่ 3.1

การวิเคราะห์การบำบัดที่ดำเนินการแสดงให้เห็นว่าองค์ประกอบของกรดไฮโดรคลอริกและกรดไฮโดรฟลูออริกช่วยเพิ่มความสามารถในการซึมผ่านของหลุมเจาะ การฉีดของหลุมเพิ่มขึ้นจาก 1.5 เป็น 10 เท่า สามารถตรวจสอบผลได้ตั้งแต่ 3 เดือนถึง 1 ปี

ดังนั้น จากการวิเคราะห์การบำบัดด้วยกรดที่ดำเนินการในภาคสนาม เราสามารถสรุปได้ว่า แนะนำให้ทำการบำบัดด้วยกรดบริเวณก้นหลุมของหลุมฉีดเพื่อฟื้นฟูความสามารถในการฉีด

3.3.2 การแตกหักแบบไฮดรอลิก

การแตกหักแบบไฮดรอลิก (fracture) เป็นหนึ่งในวิธีการส่วนใหญ่ วิธีการที่มีประสิทธิภาพเพิ่มการผลิตน้ำมันจากแหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำและเพิ่มการผลิตน้ำมันสำรอง การแตกหักด้วยไฮดรอลิกถูกนำมาใช้กันอย่างแพร่หลายในการผลิตน้ำมันทั้งในประเทศและต่างประเทศ

ประสบการณ์การแตกหักแบบไฮดรอลิกที่สำคัญได้สะสมไว้แล้วที่สนาม Priobskoye การวิเคราะห์ที่ดำเนินการที่สนามการแตกหักแบบไฮดรอลิกบ่งชี้ถึงประสิทธิภาพสูงของการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิตประเภทนี้สำหรับภาคสนาม แม้ว่าอัตราการผลิตจะลดลงอย่างมีนัยสำคัญหลังจากการแตกหักแบบไฮดรอลิกก็ตาม การแตกหักด้วยไฮดรอลิกในกรณีของทุ่ง Priobskoye ไม่เพียงแต่เป็นวิธีการผลิตที่เข้มข้นเท่านั้น แต่ยังเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาอีกด้วย ประการแรก การแตกหักแบบไฮดรอลิกทำให้คุณสามารถเชื่อมต่อปริมาณสำรองน้ำมันที่ไม่ได้ระบายเข้ากับแหล่งกักเก็บที่ไม่ต่อเนื่องของสนามได้ ประการที่สอง ประเภทนี้ผลกระทบทำให้คุณสามารถเลือกปริมาตรน้ำมันเพิ่มเติมจากการก่อตัวของ AC 12 ที่มีการซึมผ่านต่ำภายในระยะเวลาที่ยอมรับได้ของการปฏิบัติงานภาคสนาม

ระดับเพิ่มเติมการผลิตจากดำเนินการการแตกหักแบบไฮดรอลิกบนปริออบสกี้สนาม.

การแนะนำวิธีการแตกหักแบบไฮดรอลิกที่สนาม Priobskoye เริ่มขึ้นในปี 2549 โดยเป็นหนึ่งในวิธีการกระตุ้นที่ได้รับการแนะนำมากที่สุดในสภาวะการพัฒนาเหล่านี้

ในช่วงระหว่างปี 2549 ถึงมกราคม 2554 มีการดำเนินการแตกหักแบบไฮดรอลิก 263 ครั้งในสนาม (61% ของกองทุน) การดำเนินการพร่าพรายไฮดรอลิกจำนวนหลักดำเนินการในปี 2551 - 126

ณ สิ้นปี 2551 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนประมาณ 48% ของน้ำมันทั้งหมดที่ผลิตได้ในปีนี้ นอกจากนี้ การผลิตเพิ่มเติมส่วนใหญ่เป็นน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำ AS-12 - 78.8% ของการผลิตทั้งหมดในอ่างเก็บน้ำและ 32.4% ของการผลิตโดยรวม สำหรับอ่างเก็บน้ำ AS11 - 30.8% ของการผลิตทั้งหมดสำหรับอ่างเก็บน้ำ และ 4.6% ของการผลิตโดยรวม สำหรับรูปแบบ AS10 - 40.5% ของการผลิตทั้งหมดสำหรับรูปแบบและ 11.3% ของการผลิตโดยรวม

อย่างที่คุณเห็นเป้าหมายหลักสำหรับการแตกหักด้วยไฮดรอลิกคือรูปแบบ AS-12 ที่ให้ผลผลิตต่ำที่สุดและบรรจุ ที่สุดน้ำมันสำรองบริเวณฝั่งซ้ายของสนาม

ณ สิ้นปี 2553 การผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกมีจำนวนมากกว่า 44% ของการผลิตน้ำมันของน้ำมันทั้งหมดที่ผลิตในระหว่างปี

พลวัตของการผลิตน้ำมันในสนามโดยรวมตลอดจนการผลิตน้ำมันเพิ่มเติมเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกแสดงไว้ในตาราง 3.2

ตารางที่ 3.2

การผลิตน้ำมันเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญเนื่องจากการแตกหักของไฮดรอลิกอย่างเห็นได้ชัด ตั้งแต่ปี พ.ศ. 2549 การผลิตเพิ่มเติมจากระบบไฮดรอลิกพร่าพรายมีจำนวน 4,900 ตัน ทุกๆ ปีปริมาณการผลิตที่เพิ่มขึ้นจากการพร่าพรายแบบไฮดรอลิกมีการเติบโต การเพิ่มขึ้นสูงสุดคือในปี 2552 (701,000 ตัน) ภายในปี 2553 มูลค่าการผลิตเพิ่มเติมลดลงเหลือ 606,000 ตัน ซึ่งต่ำกว่าปี 2551 5,000 ตัน

ดังนั้นการแตกหักด้วยไฮดรอลิกจึงควรถือเป็นวิธีการหลักในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาในเขต Priobskoye

3.3.3 การปรับปรุงประสิทธิภาพการเจาะ

วิธีเพิ่มเติมในการเพิ่มผลผลิตของหลุมคือการปรับปรุงการดำเนินการเจาะ เช่นเดียวกับการสร้างช่องทางการกรองเพิ่มเติมในระหว่างการเจาะ

การปรับปรุงการเจาะ CCD สามารถทำได้โดยใช้ประจุการเจาะที่มีประสิทธิภาพมากขึ้นเพื่อเพิ่มความลึกของช่องการเจาะ เพิ่มความหนาแน่นของการเจาะ และใช้เฟส

วิธีการสร้างช่องกรองเพิ่มเติมอาจรวมถึงตัวอย่างเช่นเทคโนโลยีการสร้างระบบรอยแตกในระหว่างการเปิดครั้งที่สองของการก่อตัวโดยใช้เครื่องเจาะบนท่อ - ระบบการเจาะแบบแตกหัก (FFS)

เทคโนโลยีนี้ถูกใช้ครั้งแรกโดย Marathon (เท็กซัส สหรัฐอเมริกา) ในปี 2549 สาระสำคัญของมันอยู่ที่การเจาะรูปแบบการผลิตด้วยเครื่องเจาะที่มีประสิทธิภาพ 85.7 มม. ที่มีความหนาแน่นประมาณ 20 รูต่อเมตรในขณะที่กดการก่อตัวตามด้วยการรักษาความปลอดภัยของช่องเจาะและรอยแตกด้วยเศษโพรเพน - อะลูมิเนียมจาก 0.42 ถึง 1.19 มม.

เอกสารที่คล้ายกัน

ลักษณะของสถานะปัจจุบันของการพัฒนาของเขต Yuzhno-Priobskoye โครงสร้างองค์กรยูบีอาร์ เทคโนโลยีการขุดเจาะน้ำมัน การออกแบบที่ดี การทำงานของปลอกและปลอกอย่างดี การรวบรวมและการเตรียมน้ำมันและก๊าซในภาคสนาม

รายงานการปฏิบัติ เพิ่มเมื่อ 06/07/2013


ประวัติความเป็นมาของการพัฒนาและการพัฒนาเขต Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยาของการก่อตัวอิ่มตัวของน้ำมัน การวิเคราะห์ประสิทธิภาพที่ดี ผลกระทบต่อการก่อตัวของการแตกหักแบบไฮดรอลิกซึ่งมีแบริ่งน้ำมัน - วิธีการหลักในการทำให้เข้มข้นขึ้น

งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 18/05/2555


ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของวัตถุ AC10 ทางตอนใต้ของทุ่ง Priobskoye ลักษณะของสต๊อกหลุมและตัวชี้วัดการดำเนินงาน การพัฒนาเทคโนโลยีเพื่อศึกษาแหล่งน้ำมันหลายชั้น การวิเคราะห์ความอ่อนไหวของโครงการต่อความเสี่ยง

วิทยานิพนธ์เพิ่มเมื่อ 25/05/2014


ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับเงินฝาก Priobskoye ลักษณะทางธรณีวิทยา ชั้นที่มีประสิทธิผลภายในเมกะคอมเพล็กซ์ของตะกอนนีโอโคเมียน คุณสมบัติของของเหลวและก๊าซที่ก่อตัว สาเหตุของการปนเปื้อนบริเวณใกล้หลุมเจาะ ประเภทของการบำบัดด้วยกรด

งานหลักสูตร เพิ่มเมื่อ 10/06/2014


คำอธิบายสั้น ๆ ของแหล่งน้ำมัน Priobskoye โครงสร้างทางธรณีวิทยาของพื้นที่และคำอธิบายของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล การประเมินปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซ การวิจัยทางธรณีฟิสิกส์ที่ซับซ้อน: การเลือกและเหตุผลของวิธีการดำเนินงานภาคสนาม

วิทยานิพนธ์เพิ่มเมื่อ 12/17/2555


การก่อสร้างบ่อทิศทางสำหรับสภาพทางธรณีวิทยาของสนาม Priobskoye อัตราการใช้ของเหลวในการเจาะตามช่วงการเจาะ สูตรของของเหลวเจาะ อุปกรณ์ในระบบหมุนเวียน การรวบรวมและทำความสะอาดของเสียจากการขุดเจาะ

งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 13/01/2554


ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของการก่อตัวและ ข้อมูลทั่วไปเกี่ยวกับหุ้น ประวัติการพัฒนาภาคสนาม การวิเคราะห์ตัวชี้วัดประสิทธิภาพของสต๊อกหลุม วิธีการพื้นฐานในการเพิ่มการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่และเกี่ยวข้องกับปริมาณสำรองน้ำมันที่เหลืออยู่ในการพัฒนา

งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 22/01/2558


ลักษณะทางธรณีวิทยาของเขต Khokhryakovskoye การให้เหตุผลของวิธีการที่สมเหตุสมผลในการยกของไหลในบ่อ อุปกรณ์ในหลุมผลิต และในหลุมเจาะ สถานะของการพัฒนาสนามและสต็อกที่ดี ควบคุมการพัฒนาภาคสนาม

วิทยานิพนธ์เพิ่มเมื่อ 09/03/2010


การพัฒนาแหล่งก๊าซ ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางเทคนิคของแหล่งสะสม การก่อตัวและวัตถุที่มีประสิทธิผล องค์ประกอบของก๊าซจากแหล่ง Orenburg เหตุผลในการออกแบบลิฟต์น้ำพุ การเลือกเส้นผ่านศูนย์กลางและความลึกของท่อน้ำพุ

งานหลักสูตรเพิ่มเมื่อ 14/08/2555


ข้อมูลเกี่ยวกับเขต Amangeldy: โครงสร้างและส่วนทางธรณีวิทยา ปริมาณก๊าซ ระบบการพัฒนาภาคสนาม การคำนวณปริมาณสำรองก๊าซและคอนเดนเสท การประเมินและการดำเนินงานที่ดี ตัวชี้วัดทางเทคนิคและเศรษฐกิจของการพัฒนาแหล่งก๊าซ