| ©сайт | ||
|---|---|---|
| Страна | Россия | |
| Регион | Ханты-Мансийский автономный округ | |
| Местонахождение | 65 км от города Ханты-Мансийск и 200 км от города Нефтеюганск, пойма реки Оби | |
| Нефтегазоносная провинция | Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция | |
| Координаты | 61°20′00″ с. ш. 70°18′50″ в. д. | |
| Полезное ископаемое | Нефть | |
| Характеристики сырья | Плотность 863 - 868 кг/м 3 ; Содержание серы 1,2 - 1,3%; Вязкость 1,4 - 1,6 мПа·с; Содержание парафинов 2,4 - 2,5% |
|
| Ранг | Уникальное | |
| Статус | Разработка | |
| Открытие | 1982 г. | |
| Ввод в промышленную эксплуатацию | 1988 г. | |
| Компания-недропользователь | Северная часть - ООО «РН-Юганскнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»);
Южная часть - ООО «Газпромнефть - Хантос» (ПАО «Газпром нефть»); Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки - ОАО «НАК «АКИ ОТЫР» (ПАО НК «РуссНефть») |
|
| Геологические запасы | 5 млрд тонн нефти | |
Приобское нефтяное месторождение – гигантское российское месторождение нефти, располагающееся на территории Ханты-Мансийского автономного округа. Считается самым крупным месторождением в России по текущим запасам и уровню добычи нефти.
Общие сведения
Приобское месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Рас-полагается на границе Салымского и Ляминского нефтегазоносных районов, в 65 км от города Ханты-Мансийск и 200 км от города Нефтеюганск, и приурочено к одноимённой локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области.
Около 80% площади месторождения находится в пойме реки Оби, которая, пересекая участок, разделяет его на 2 части: лево- и правобережный. Официально участки левого и правого берегов Оби называются Южно- и Северо-Приобское месторождения соответственно. В период паводков пойма регулярно затопляется, что наряду со сложным геологическим строением, позволяет характеризовать месторождение, как труднодоступное.
Запасы
Геологические запасы месторождения оцениваются в 5 млрд тонн нефти. Залежи углеводородов обнаружены на глубине 2,3-2,6 км, толщина пластов достигает от 2 до 40 метров.
Нефть Приобского месторождения малосмолистая, содержание парафинов на уровне 2,4-2,5%. Характеризуются средней плотностью (863-868 кг/м³), но повышенным содержанием серы (1,2-1,3%), что требует ее дополнительной очистки. Вязкость нефти около 1,4-1,6 мПа*с.
Открытие
Месторождение Приобское было открыто в 1982 году скважиной №151 «Главтюменьгеологии».
Эксплуатационная добыча нефти началась в 1988 году на левом берегу из скважины №181-Р фонтанным способом. Правый берег начали осваивать позднее – в 1999 году.
Освоение
В настоящий момент разработку северной части Приобского нефтяного месторождения (СЛТ) производит ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южной (ЮЛТ) - ООО «Газпромнефть - Хантос» (дочернее общество компании ПАО «Газпром нефть»).
Кроме этого на юге месторождения выделяются относительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки, разработку которых с 2008 года ведёт компания ОАО «НАК «АКИ ОТЫР», принадлежащая ПАО НК «РуссНефть».
Методы разработки
В связи со специфическими условиями залегания углеводородов и географическим расположением залежей, добыча на Приобском нефтяном месторождении производится с помощью гидроразрыва пластов, что значительно снижает эксплуатационные расходы и капиталовложение.
В ноябре 2016 г. на месторождении был произведен крупнейший в России гидроразрыв нефтяного пласта - в пласт было закачано 864 тонны расклинивающего агента (пропанта). Операция проводилась совместно со специалистами компании Newco Well Service.
Текущий уровень добычи
Приобское месторождение по праву считается самым крупным месторождением нефти в России по запасам и по объемам добычи. К настоящему моменту на нем пробурено около 1000 добывающих и почти 400 нагнетательных скважин.
В 2016 году месторождение обеспечило 5% от всей добычи нефти в России, а за первые пять месяцев 2017 года на нем добыто более 10 млн тонн нефти.
Нефтяные месторождения России
http://www.kommersant.ru/doc-rss.aspx?DocsID=1022611
The northern three quarters of the field was controlled by YUKOS via an its daughter-company Yuganskneftegaz, and began oil production in 2000. In 2004 Yuganskneftegaz was bought by Rosneft, which is now the operating company for that portion of the field. The southern quarter of the field was controlled by Sibir energy, which began a joint venture with Sibneft to develop the field, with volume production beginning in 2003. Sibneft subsequently acquired complete control of the field via a corporate maneuver to dilute Sibir"s holding. Sibneft is now majority controlled by Gazprom and renamed Gazprom Neft.
http://en.wikipedia.org/wiki/Priobskoye_field
Приобское месторождение (ХМАО)
Запасы, млн т
АВС1 - 1061,5
С2 - 169,9
Добыча в 2007 г., млн т - 33,6
В течение многих лет крупнейшим как по величине запасов, так и по объемам нефтедобычи являлось Самотлорское месторождение. В 2007 г. оно впервые уступило первое место месторождению Приобское, добыча нефти на котором достигла 33,6 млн т (7,1% российской), а разведанные запасы увеличились по сравнению с 2006 г. почти на 100 млн т (с учетом погашения при добыче).
http://www.mineral.ru/Facts/russia/131/288/index.html
Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.
http://geofizik.far.ru/book/geol/geol009.htm
http://rutracker.org/forum/viewtopic.php?t=1726082
http://www.twirpx.com/file/141095/
http://heriot-watt.ru/t2588.html
Приобское - гигантское нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, вблизи Ханты-Мансийска. Открыто в 1982 году. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г.
Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн.
Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3-2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %.
По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин, из них 178 скважин были пробурены в течение последнего года.
Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. - составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн.
В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть».
http://ru.wikipedia.org/wiki/Приобское_нефтяное_месторождение
http://www.blackbourn.co.uk/databases/hydrocarbon-province-maps/west-siberia.pdf
ПРИОБСКОЕ: ЕСТЬ 100 МИЛЛИОНОВ! (Роснефть: Вестник компании, сентябрь 2006) -
1 мая 1985 года на Приобском месторождении была заложена первая разведочная скважина. В сентябре 1988 на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 тонн в сутки. В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти.
Лицензия на освоение месторождения принадлежит ОАО «Юганскнефтегаз».
Крупнейшее месторождение Западной Сибири - Приобское - административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Приобское было открыто в 1982 г. Разделено рекой Обь на две части - лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого - в 1999 г.
По российской классификации разведанные запасы нефти составляют 1,5 млрд. тонн, извлекаемые - более 600 млн.
Согласно анализу, подготовленному международной аудиторской компанией DeGolyer & MacNaughton, по состоянию на 31 декабря 2005 года нефтяные запасы Приобского месторождения по методологии SPE составляют: доказанные 694 млн. тонн, вероятные - 337 млн. тонн, возможные - 55 млн. тонн.
Запасы по месторождению по российским стандартам на 01.01.2006 года: НГЗ (Нефтегазовые запасы) - 2476,258 млн. тонн.
Добыча нефти на Приобском месторождении в 2003 г. - составила 17,6 млн. тонн, в 2004 г.- 20,42 млн. тонн, в 2005 г. - 20,59 млн. тонн. В стратегических планах развития компании Приобскому месторождению отведено одно из главных мест - к 2009 г. здесь планируется добывать до 35 млн. тонн.
В последний день июля 2006 года нефтяники Приобского рапортовали о добыче 100-миллионной тонны нефти. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии.
История Приобского месторождения:
В 1985 году обнаружены промышленные запасы нефти, по испытаниям скважины 181р получен приток 58 м3/сут
В 1989 году - начало бурения 101 куста (Левый берег)
В 1999 году - ввод в эксплуатацию скважин 201 куста (Правый берег)
В 2005 году суточная добыча составила 60200 т/сут, добывающий фонд 872 скважины, добыто с начала разработки 87205,81 тыс. тонн.
Только в последние годы, методом наклонно-направленного бурения, на месторождении выполнено 29 подводных переходов, в том числе построено 19 новых и реконструировано 10 старых.
Площадочные объекты:
Дожимные насосные станции - 3
Мультифазная насосная станция Sulzer - 1
Кустовые насосные станции для закачки рабочего агента в пласт - 10
Плавучие насосные станции - 4
Цеха подготовки и перекачки нефти - 2
Узел сепарации нефти (УСН) - 1
В мае 2001 года на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тысячи кубометров жидкости в час. Комплекс обслуживает один оператор, все данные и параметры выводятся на монитор компьютера. Станция является единственной в России.
Голландская насосная станция «Росскор» оборудована на Приобском месторождении в 2000 году. Она предназначена для внутрипромысловой перекачки многофазной жидкости без применения факелов (во избежание сжигания попутного газа в пойменной части реки Обь).
Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д. Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.
Не имеет аналогов построенная через Обь линия электропередачи, пролет которой составляет 1020 м, а диаметр провода, специально изготовленного в Великобритании, - 50 мм.
http://vestnik.rosneft.ru/47/article4.html
В истории Юганскнефтегаза 5 ноября 2009 года стало еще одним знаменательным днем - на Приобском месторождении добыта 200-миллионная тонна нефти. Напомним, что это гигантское нефтяное месторождение было открыто в 1982 году. Месторождение расположено недалеко от Ханты-Мансийска и разделено рекой Обь на две части. Освоение левого берега началось в 1988 году, правого – в 1999 году. 100-миллионная тонна нефти была добыта на месторождении в июле 2006 года.
http://www.uralpolit.ru/86/econom/tek/id_160828.html
24.03.2010 НК "Роснефть" планирует в 2010 г. добыть на Приобском месторождении 29,6 млн т нефти, что на 12,4% меньше, чем было добыто в 2009 г., говорится в сообщении управления информации компании. В 2009 г. "Роснефть" добыла на месторождении 33,8 млн т нефти.
Кроме того, согласно сообщению, сегодня "Роснефть" ввела в эксплуатацию первую очередь газотурбинной электростанции (ГТЭС) на Приобском нефтегазовом месторождении. Мощность первой очереди ГТЭС составляет 135 МВт, вторую очередь планируется сдать в мае 2010 г., третью - в декабре. Общая мощность станции составит 315 МВт. Строительство станции вместе со вспомогательными сооружениями обойдется "Роснефти" в 18,7 мрлд руб. При этом, согласно сообщению, за счет отказа от гидротехнических сооружений и установки паросилового оборудования капитальные затраты по строительству ГТЭС были снижены более чем на 5 млрд руб.
Глава "Роснефти" Сергей Богданчиков отметил, что ввод в строй Приобской ГТЭС решает одновременно три задачи: утилизация попутного газа (ПНГ), обеспечение электроэнергией месторождения, а также стабильность работы энергетической системы региона.
В 2009 г. "Роснефть" добыла на Приобском месторождении более 2 млрд куб. м попутного нефтяного газа (ПНГ), а использовала лишь чуть более 1 млрд куб. м. К 2013 г. картина изменится: несмотря на снижение добычи ПНГ до 1,5 млрд куб. м, его использование достигнет 95%, отмечается в сообщении.
По словам С.Богданчикова, "Роснефть" рассматривает возможность предоставления "Газпром нефти" своей трубы для транспортировки попутного нефтяного газа с Приобского месторождения на утилизацию на Южно-Балыкском газоперерабатывающем комплексе компании "СИБУР". Об этом сообщает РБК.
http://www.oilcapital.ru/news/2010/03/241042_151839.shtml
Роснефть обеспечивает до 30% своего энергопотребления собственными мощностями. Построены электростанции, работающие на попутном газе: на Приобском месторождении, на Ванкоре, в Краснодарском крае.
http://museum.rosneft.ru/future/chrono/year/2020/
19/12/2009
"Газпром нефть" запустила в эксплуатацию первую очередь Южно-Приобской газотурбинной электростанции (ГТЭС) на Приобском месторождении (ХМАО), построенную компанией для собственных производственных нужд, говорится в сообщении компании.
Мощность первой очереди ГТЭС составила 48 МВт. Объем капитальных вложений на введение первой очереди - 2,4 миллиарда рублей.
В настоящее время потребности в электроэнергии "Газпромнефть-Хантос" составляют около 75 МВт электроэнергии и по расчетам специалистов компании, к 2011 году энергопотребление вырастет до 95 МВт. Кроме того, в ближайшие годы тарифы тюменской энергосистемы существенно вырастут - с 1,59 рубля за кВт/ч в 2009 году до 2,29 рубля за кВт/ч в 2011 году.
Запуск второй очереди электростанции позволит довести энергогенерирующие мощности "Газпромнефть-Хантос" до 96 МВт и полностью удовлетворит потребности предприятия в электроэнергии.
Приобское месторождение - ключевой актив "Газпром нефти", занимающий почти 18% в структуре добычи компании.
http://www.rian.ru/economy/20091219/200247288.html
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи
На Приобском месторождении разраба-тываются совместно три пласта - АС10, АС11, АС12, причем проницаемость пласта АС11 на порядок выше проницаемости пластов АС10 и АС12. Для эффективной выработки запасов из низкопроницаемых пластов АС10 и АС12 нет другой альтернативы, как внедрение технологии ОРРНЭО, прежде всего, на нагнетательных скважинах.
http://www.neftegaz.ru/science/view/428
Методика комплексной интерпретации результатов ГИС применяемая в ОАО ЗСК «ТЮМЕНЬПРОМГЕОФИЗИКА» при изучении терригенных разрезов
http://www.tpg.ru/main.php?eng=&id=101&pid=85
Фроловская фациальная зона неокома Западной Сибири в свете оценки перспектив нефтегазоносности
http://www.neftegaz.ru/science/view/486
http://www.oilnews.ru/magazine/2005-15-09.html
Литература
Региональные стратиграфические схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины. - Тюмень.- 1991.
Геология нефти и газа Западной Сибири // А.Э.Конторович, И.И.Нестеров, В.С. Сурков и др. - М.: Недра.- 1975.- 680 с.
Каталог стратиграфических разбивок // Тр. ЗапСибНИГНИ.-1972.- Вып. 67.-313 с.
Аргентовский Л.Ю., Бочкарев В.С. и др. Стратиграфия мезозойских отложений платформенного чехла Западно-Сибирской плиты // Проблемы геологии Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции /Тр. ЗапСибНИГНИ.- 1968.- Вып 11.- 60 с.
Соколовский А.П., Соколовский Р.А. Аномальные типы разрезов баженовской и тутлеймской свит Западной Сибири // Вестник недропользователя ХМАО.- 2002.-11.- С. 64-69.
Эффективность разработки нефтяных месторождений
В России в достаточных объемах используются и горизонтальные скважины, и гидроразрывы пласта в низкопроницаемых коллекторах, например, в таких как Приобское месторождение, где проницаемость составляет всего от 1 до 12 миллидарси и без ГРП просто не обойтись.
http://energyland.info/analitic-show-neft_gaz-neftegaz-52660
Новый экологический скандал в Ханты-Мансийском автономном округе. Его участником в очередной раз стала небезызвестная фирма «Росэкопромпереработ- ка», прославившаяся загрязнением реки Вах в вотчине ТНК-ВР.
http://www.ura.ru/content/khanti/15-07-2010/articles/1036255339.html
Совершенствование качества цементирования обсадных колонн на Южно-Приобском месторождении
http://www.burneft.ru/archive/issues/2009-12/6
Термогазовое воздействие и месторождения Сибири
http://www.energyland.info/analitic-show-52541
Термогазовый метод и Баженовская свита
http://energyland.info/analitic-show-50375
Внедрение одновременнораздельной закачки на Приобском месторождении
http://www.oil-info.ru/arxivps/pdf/ORZ_N.pdf
Перевод скважин Приобского месторождения на адаптивную систему управления электроцентробежным насосом
http://www.elekton.ru/pdf/adaptive%20exploitation.pdf
Анализ отказов УЭЦН на российских месторождениях
http://neftya.ru/?p=275
Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири
http://geolib.narod.ru/Journals/OilGasGeo/1993/06/Stat/01/stat01.html
Совершенствование технологии одновременно-раздельной закачки для многопластовых месторождений
http://www.rogtecmagazine.com/rus/2009/09/blog-post_1963.html
ООО "Мамонтовский КРС"
Работа на месторождениях Мамонтовского, Майского, Правдинского, Приобского регионов
http://www.mkrs.ru/geography.aspx
28.01.2010
Еще до Нового года на двух крупнейших месторождениях Югры, - Самотлорском и Приобском - заверши-лись экологические проверки. По резуль-татам сделаны неутешительные выводы: нефтяники не только губят природу, но и недоплачивают в бюджеты разных уровней не менее 30 млрд рублей в год.
http://www.t-i.ru/article/13708/
"Сибирская нефть", № 4(32), апрель 2006. "Есть куда двигаться"
http://www.gazprom-neft.ru/press-center/lib/?id=685
BP/AMOCO Withdraws from Priobskoye Project, 1999-03-28
http://www.russiajournal.com/node/1250
Фото
Приобское месторождение
http://www.amtspb.ru/map.php?objectID=15
"Приобское месторождение, ХМАО. компания "СГК-Бурение"".
http://nefteyugansk.moifoto.ru/112353
Южно-Приобское месторождение
Приобское нефтегазовое месторождение географически расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации. Ближайший к Приобскому месторождению город - Нефтеюганск (расположен в 200 км к востоку от месторождения).
Приобское месторождение открыто в 1982 году. Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. Территория разрезана рекой Обь, заболочена и в период паводка по большей части затопляется; здесь находятся места нерестилищ рыб. Как отмечалось в материалах Минтопэнерго РФ, представленных в Госдуму, эти факторы осложняют разработку и требуют значительных финансовых средств для применения новейших высокоэффективных и экологически безопасных технологий.
Лицензия на освоение Приобского месторождения принадлежит дочернему предприятию ОАО "Роснефть", компании "Роснефть-Юганскнефтегаз".
По расчетам специалистов, разработка месторождения при существующей системе налогообложения нерентабельна и невозможна. На условиях СРП добыча нефти за 20 лет составит 274,3 млн. тонн, доход государства - $48,7 млрд.
Извлекаемые запасы Приобского месторождения - 578 млн. тонн нефти, газа - 37 млрд. кубометров. Период разработки на условиях СРП - 58 лет. Пиковый уровень добычи - 19,9 мллн. тонн на 16 году освоения. Первоначальное финансирование составляло по плану 1,3 млрд. долларов. Капитальные затраты - 28 млрд. долларов, эксплуатационные затраты - 27,28 млрд. долларов. Вероятные направления транспортировки нефти с месторождения - Вентспилс, Новороссийск, Одесса, "Дружба".
Возможность совместной разработки северной части Приобского месторождения "Юганснефтегаз" и Амосо начали обсуждать в 1991 году. В 1993 году Амосо приняла участие в международном тендере на право пользования недрами на месторождениях Ханты-Мансийского АО и была признана победителем конкурса на исключительное право стать иностранным партнером в разработке Приобского месторождения совместно с "Юганскнефтегазом".
В 1994 году "Юганскнефтегаз" и Амосо подготовили и представили в правительство проект соглашения о разделе продукции и Тенико-экономической и экологическое обоснование проекта.
В начале 1995 года в правительство было представлено дополнительное ТЭО, в которое в том же году были внесены изменения в свете полученных новых данных о месторождении.
В 1995 году Центральная комиссия по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений Министерства топлива и энергетики РФ и Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ одобрили уточненную схему разработки месторождения и природоохранную часть предпроектной документации.
7 марта 1995 года вышло распоряжение бывшего тогда премьер-министром Виктора Черномырдина о формировании правительственной делегации из представителей ХМАО и ряда министерств и ведомств для ведения переговоров по СРП при разработке северной части Приобского месторождения.
В июле 1996 года в Москве совместная российско-американская комиссия по экономическому и техническому сотрудничеству выступила с совместным заявлением о приоритетности проектов в энергетической области, в числе которых было конкретно названо Приобское месторождение. В совместном заявлении указывается, что оба правительства привествуют обязательства заключить соглашение о разделе продукции по этмоу проекту к следующему заседанию комиссии в феврале 1997 года.
В конце 1998 года партнер "Юганскнефтегаза" по проекту освоения Приобского месторождения - американская компания Амосо была поглощена британской компанией British Petroleum.
В начале 1999 года компания ВР/Амосо официально объявила о своем выходе из участия в проекте освоения Приобского месторождения.
Этническая история Приобского месторождения
С древних времен район месторождения населяли ханты. У хантов были развиты сложные социальные системы, называемые княжествами и к XI-XII вв. у них имелись крупные племенные поселения с укрепленными столицами, которые управлялись князьями и защищались профессиональными войсками.
Первые известные контакты России с данной территорией имели место в X или XI веке. В это время стали развиваться торговые отношения между русским и коренным населением Западной Сибири, которые принесли культурные изменения в жизнь аборигенов. Появились и стали материальной частью жизни хантов железная и керамическая домашняя утварь и ткани. Огромную важность приобрел пушной промысел, как средст во получения этих товаров.
В 1581 году Западная Сибирь была присоединена к России. Князей сменило царское правительство, а налоги плаитились в российскую казну. В XVII веке царские чиновники и служивые люди (казаки) начали селиться на данной территории и контакты между русскими и хантами получили дальнейшее развитие. В результате более тесных контактов русские и ханты начали перенимать атрибуты жизненных укладов друг друга. Ханты начали использовать ружья и капканы, некоторые, по примеру русских, занялись разведением крупного рогатого скота и лошадей. Русские позаимствовали у хантов некоторые приемы охоты и рыбной ловли. Русские приобретали у хантов земли и промысловые угодья и к XVIII веку большая часть хантыйской земли была продана русским поселенцам. Русское культурное влияние расширилось в начале XVIII века с введением христианства. В то же время количество русских продолжало увеличиваться и к концу XVIII века русское население в данном районе по численности превосходило хантов в пять раз. Большинство хантыйских семей заимствовало у русских ведение сельского хозяйства, разведение скота и огородничество.
Ассимиляция хантов в русскую культуру ускорилась с установлением в 1920 году советской власти. Советская политика социальной интеграции принесла в район единую систему образования. Детей хантов обычно отправляли из семей в интернаты на срок от 8 до 10 лет. Многие из них после окончания школы уже не могли вернуться к традиционному укладу жизни, не имея для этого необходимых навыков.
Начавшаяся в 20-х годах коллективизация оказала существенное влияние на этнографический характер территории. В 50-60-х годах началось образование крупных колхозов и несколько небольших поселений исчезло по мере объединения населения в более крупные населенные пункты. К 50-м годам получили распространение смешанные браки между русскими и хантами и почти все ханты, родившиеся после 50-х годов, родились в смешанных браках. С 60-х годов по мере миграции в район русских, украинцев, белоруссов, молдаван, чувашей, башкир, аварцев и представителей других национальностей процент хантов снизился еще больше. В настоящее время ханты составляют немногим меньше 1 процента населения ХМАО.
Помимо хантов, на территории Приобского месторождения проживают манси (33%), ненцы (6%) и селькупы (менее 1%).
Приобское нефтяное месторождение, было открыто в 1982 году скважиной № 151 «Главтюменьгеологии».
Относится к распределённому фонду недр. Лицензия зарегистрирована ООО «Юганскнефгегаз» и НК«Сибнефть-Югра» в 1999 году. Рас-положено на границе Салымского и Лямин-ского нефтегазоносных районов и приурочено к одноимённого локальной структуре Среднеобской нефтегазоносной области. По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изолинией - 2890 м и имеет площадь 400 км2. Фундамент вскрыт скважиной № 409 в интервале глубине 3212 - 3340 м и представлен метаморфизов. породами зеленоватого цве-та. На нём с угловым несогласием и размы-вом залегают отложения нижней юры. Основ-ной платформенный разрез сложен юрски-ми и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 50 м. Подошва многолетнемёрзлых пород отмечается на глубине 280 м, кровля - на глубине 100 м. В пределах месторождения выявлены 13 нефтяных залежей пласто-вого, пластово-сводового и литологически экранированного типов, которые связаны с песч. линзами ютерива ибаррелю. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоя-ми глин. Относится к классу уникальных.
Приобское месторождение находится в центральной части Западно-Cибирской равнины. В административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе в 65 км к востоку от г.Ханты-Мансийска и в 100 км к западу от г.Нефтеюганска .
В период 1978-1979 г.г. в результате детальных сейсморазведочных работ МОВ ОГТ было выявлено Приобское поднятие. С этого момента начинается детальное изучение геологического строения территории: широкое развитие сейсморазведочных работ в сочетании с глубинным бурением .
Открытие Приобского месторождения состоялось в 1982 г. в результате бурения и испытания скважины 151, когда был получен промышленный приток нефти дебитом 14,2 м 3 /сут на 4 мм штуцере из интервалов 2885-2977 м (Тюменская свита ЮС 2) и 2463-2467 м (пласт АС 11 1) - 5,9 м 3 /сут при динамическом уровне 1023 м.
Приобская структура, согласно тектонической карты мезокайнозойского платформенного чехла.
Западно-Сибирской геосинеклизы, располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Ляминской группы поднятий.
Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ .
Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы "АС": АС 7 , АС 9 , АС 10 , АС 11 , АС 12 . В стратиграфическом плане данные пласты относятся к меловым отложениям верхне вартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита.
В породах встречается обугленный растительный детрит, редко двустворки (иноцерамы) плохой и средней сохранности.
Проницаемые породы продуктивных пластов имеют северо-восточное и субмеридиальное простирание. Практически для всех пластов характерно увелечения суммарных эффективных толщин, коэффициента песчанистости, в основном, к центральным частям зон развития коллекторов, по повышению коллекторских свойств и соответственно, укрепление обломочного материала происходит в восточном (для пластов горизонта АС 12) и северо-восточном направлениях (для горизонта АС 11).
Горизонт АС 12 представляет собой мощное песчаное тело, вытянутое с юго-запада на северо-восток в виде широкой полосы с максимальными эффективными толщинами в центральной части до 42 м (скв. 237). В данном горизонте выделяются три объекта: пласты АС 12 3 , АС 12 1-2 , АС 12 0 .
Залежи пласта АС 12 3 представлены в виде цепочки песчаных линзовидных тел, имеющих северо-восточное простирание. Эффективные толщины изменяются от 0,4 м до 12,8 м, причём более высокие значения приурочены к основной залежи.
Основная залежь АС 12 3 вскрыта на глубинах -2620 и -2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Размеры залежи 34 х 7,5 км, а высота - 126 м.
Залежь АС 12 3 в районе скв. 241 вскрыта на глубинах -2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Размеры залежи составляют 18 х 8,5 км, высота - 76 м.
Залежь АС 12 3 в районе скв. 234 вскрыта на глубиннах 2632-2672 м и представляет собой линзу песчаников на западном погружении Приобской структуры. Размеры залежи 8,5 х 4 км, а высота - 40 м, тип литологически экранированный.
Залежь АС 12 3 в районе скв. 15-С вскрыта на глубинах 2664-2689 м в пределах Селияровского структурного выступа. Размеры литологически экранированной залежи составляют 11,5 х 5,5 км, а высота - 28 м.
Залежь АС 12 1-2 - основная, является самой крупной на месторождении. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями (р-н скв.246, 400) с зонами перехода между ними. С трех сторон ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Однако, учитывая значительные расстояния граница залежи пока условно ограничена линией, проходящей в 2 км к югу от скв. 271 и 259. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапозоне от 0,8 м (скв. 407) до 40,6 м (скв. 237) притоки нефти до 26 м 3 /сут на 6 мм штуцере (скв. 235). Размеры залежи 45 х 25 км, высота - 176 м.
Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 4-ХМ вскрыта на глубинах 2659-2728 м и приурочена к песчаной линзе на северо-западном склоне Ханты-Мансийского локального поднятия. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 1,2 м. Размеры залежи 7,5 х 7 км, высота - 71 м.
Залежь АС 12 1-2 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2734-2753м Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,2 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 11 х 4,5 км, высота - 9 м. Тип - литологически экранированный.
Залежи пласта АС 12 0 - основная - вскрыта на глубиннах 2421-2533 м. Она представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 (скв. 172) до 27 м (скв. 262). Притоки нефти до 48м 3 /сут на 8 мм штуцере. Размеры литологически экранированной залежи 41 х 14 км, высота - 187 м. Залежь АС 12 0 в районе скв. 331 вскрыта на глубиннах 2691-2713 м и представляет собой линзу песчаных пород. Нефтенасыщенная толщина в этой скважине составляет 10 м. Размеры 5 х 4,2 км, высота - 21 м. Дебит нефти - 2,5 м 3 /сут на Нд =1932 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 литологически экранированного типа, всего насчитывается 8, вскрытыми 1-2 скважинами. В площадном отношении залежи располагаются в виде 2 цепочек линз в восточной части (наиболее приподнятой) и на западе в более погруженной части моноклинальной структуры. Нефтенасыщенные толщины на востоке увеличиваются в 2 и более раз по сравнению с западными скважинами. Общий диапазон изменения от 0,4 до 11 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.246 вскрыта на глубине 2513-2555 м. Размеры залежи 7 х 4,6 км, высота - 43 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 247 вскрыта на глубине 2469-2490 м. Размеры залежи 5 х 4,2 км, высота - 21 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 251 вскрыта на глубине 2552-2613 м. Размеры залежи 7 х 3,6 км, высота - 60 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 232 вскрыта на глубине 2532-2673м. Размеры залежи 11,5 х 5 км, высота - 140 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 262 вскрыта на глубине 2491-2501м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 10 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв.271 вскрыта на глубине 2550-2667м. Размеры залежи 14 х 5 км.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 151 вскрыта на глубине 2464-2501м. Размеры залежи 5,1 х 3 км, высота - 37 м.
Залежь пласта АС 11 2-4 в районе скв. 293 вскрыта на глубине 2612-2652 м. Размеры залежи 6,2 х 3,6 км, высота - 40 м.
Залежи пласта АС 11 1 приурочены, в основном, к присводовой части в виде широкой полосы северо-восточного простирания, ограниченые с трех сторон зонами глинизации.
Основная залежь АС 11 1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения вскрыта на глубинах 2421-2533 м. С трех сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно, по линии, проходящий в 2 км к югу от скв.271 и 259. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м 3 /сут при динамическом уровне - 1195 м (скв. 243) до 118 м 3 /сут через 8 мм штуцер (скв.246). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 м (скв. 172) до 41,6 (скв.246). Размеры залежи составляют 48 х 15 км, высота до 112 м, тип - литологически экранированный.
Залежи пласта АС 11 0 . Пласт АС 11 0 имеет весьма незначительную зону развития коллекторов в виде линзовидных тел, приуроченных к погруженным участкам присводовой части.
Залежь АС 11 0 в районе скв. 408 вскрыта на глубине 2432-2501 м. Размеры залежи 10,8 х 5,5 км, высота - 59 м, тип литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 252 составил 14,2 м3/сут на Нд =1410 м.
Залежь АС 11 0 в районе скв. 172 вскрыта одной скважиной на глубине 2442-2446 м и имеет размеры 4,7 х 4,1 км, высоту - 3 м. Дебит нефти составил 4,8 м 3 /сут на Нд =1150 м.
Залежь АС 11 0 в районе скв. 461 имеет размеры 16 х 6 км. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,6 до 4,8 м. Тип залежи - литологически экранированный. Дебит нефти из скв. 461 составил 15,5 м 3 /сут, Нд =1145 м.
Залежь АС 11 0 в районе скв. 425 вскрыта одной скважиной. Нефтенасыщенная мощность - 3,6 м. Дебит нефти составил 6,1 м 3 /сут на Нд =1260 м.
Горизонт АС 10 вскрыт в пределах центральной зоны Приобского месторождения, где приурочены к более погруженным местам присводовой части, а так же к юго-западному крылу структуры. Разделение горизонта на пласты АС 10 1 , АС 10 2-3 (в центральной и восточной части) и АС 10 2-3 (в западной) в известной степени условное и определяется условиями залегания, формирования этих отложений при учёте литологического состава пород и физико-химической характеристики нефтей .
Залежь основная АС 10 2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Дебиты нефти находятся в пределах от 1,5 м 3 /сут на 8 мм штуцере (скв. 181) до 10 м 3 /сут на Нд =1633 м (скв. 421). Нефтенасыщенные толщины колеблются от 0,8 м (скв. 180) до 15,6 м (скв. 181). Размеры залежи составляют 31 х 11 км, высота до 292 м, залежь - литологически экранированная.
Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 243 вскрыта на глубинах 2393-2433 м. Дебит нефти составляет 8,4 м 3 /сут при Нд =1248 м (скв. 237). Нефтенасыщенные толщины - 4,2 - 5 м. Размеры 8 х 3,5 км, высота до 40 м. Тип залежи - литологически экранированная.
Залежь АС 10 2-3 в районе скв. 295 вскрыта на глубинах 2500-2566 м и контролируется зонами глинизации пласта. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 до 8,4 м. В скв. 295 получено 3,75 м 3 /сут при Нд =1100 м. Размеры залежи 9,7 х 4 км, высота - 59 м.
Основная залежь АС 10 1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Зоны замещения коллекторов контролируют залежь с трех сторон, а на юге ее границе проведена условно на расстоянии 2 км от скв. 259 и 271. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 (скв. 237) до 11,8 м (скв. 265). Дебиты нефти : от 2,9 м 3 /сут при Нд =1064 м (скв. 236) до 6,4 м 3 /сут на 2 мм штуцере. Размеры залежи 38 х 13 км, высота до 120 м, тип залежи - литологически экранированный.
Залежь АС 10 1 в районе скв. 420 вскрыта на глубинах 2480-2496 м. Размеры залежи 4,5 х 4 км, высота - 16 м.
Залежь АС 10 1 в районе скв. 330 вскрыта на глубинах 2499-2528 м. Размеры залежи 6 х 4 км, высота - 29 м.
Залежь АС 10 1 в районе скв. 255 вскрыта на глубинах 2468-2469 м. Размеры залежи 4 х 3,2 км.
Завершает разрез пачки пластов АС 10 продуктивный пласт АС 10 0 . В пределах которого выявлено три залежи, расположенных в виде цепочки субмеридианального простирания.
Залежь АС 10 0 в районе скв. 242 вскрыта на глубинах 2356-2427 м, является литологически экранированной. Дебиты нефти составляют 4,9 - 9 м 3 /сут при Нд-1261-1312 м. Нефтенасыщенные толщины равны 2,8 - 4 м. Размеры залежи 15 х 4,5 км, высота до 58 м.
Залежь АС 10 0 в районе скв. 239 вскрыта на глубинах 2370-2433 м. Дебиты нефти составляют 2,2 - 6,5 м 3 /сут при Нд-1244-1275 м. Нефтенасыщенные толщины равны 1,6 -2,4 м. Размеры залежи 9 х 5 км, высота до 63 м.
Залежь АС 10 0 в районе скв. 180 вскрыта на глубинах 2388-2391 м, является литологически экранированной. Нефтенасыщенная толщина - 2,6м. Приток нефти составил 25,9 м 3 /сут при Нд-1070 м.
Покрышка над горизонтом АС 10 представлена пачкой глинистых пород изменяется от 10 до 60 м с востока на запад.
Песчано-алевролитовые породы пласта АС 9 имеют ограниченное распространение и представлены в виде фациальных окон, тяготеющих преимущественно к северо-восточным и восточным участкам структуры, а так же к юго-западному погружению.
Залежь пласта АС 9 в районе скв. 290 вскрыта на глубинах 2473-2548 м и приурочена к западной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 3,2 до 7,2 м. Дебиты нефти составляют 1,2 - 4,75 м 3 /сут при Нд - 1382-1184 м. Размер залежи 16,1 х 6 км, высота - до 88 м.
На востоке месторождения выявлено две небольшие залежи (6 х 3 км). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 6,8 м. Притоки нефти 6 и 5,6 м 3 /сут при Нд =1300-1258 м. Залежи литологически экранированные.
Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС 7 , который имеет очень мозаическую картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.
Наибольшая по площади восточная залежь пласта АС 7 вскрыта на глубинах 2291-2382 м. С трех сторон оконтурена зонами замещения коллекторов, а на юге ее граница условная и проведена по линии, проходящей в 2 км от скв.271 и 259. Ориентирована залежь с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти : 4,9 - 6,7 м 3 /сут на Нд =1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 7,8 м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 46 х 8,5 км, высота до 91 м.
Залежь АС 7 в районе скв. 290 вскрыта на глубине 2302-2328 м. Нефтеносные толщины составляют 1,6 - 3 м. В скв. 290 получено 5,3 м 3 /сут нефти при Р =15МПА. Размер залежи 10 х 3,6 км, высота - 24 м.
Залежь АС 7 в районе скв. 331 вскрыта на глубине 2316-2345 м и представляет собой линзовидное тело дугообразной формы. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 3 до 6 м. В скв. 331 получен приток нефти 1,5 м 3 /сут при Нд =1511 м. Размеры литологически экранированной залежи 17 х 6,5 км, высота - 27 м.
Залежь АС 7 в районе скв. 243 вскрыта на глубине 2254-2304 м. Нефтенасыщенные толщины 2,2-3,6 м. Размеры 11,5 х 2,8 км, высота - 51м. В скв. 243 получена нефть 1,84 м 3 /сут на Нд-1362 м.
Залежь АС 7 в районе скв. 259 вскрыта на глубине 2300 м, представляет собой линзу песчаников. Нефтенасыщенная толщина 5,0 м. Размеры 4 х 3 км.
Приобского месторождения
|
Наименование показателей |
Кате-гория |
АС 12 3 |
АС 12 1-2 |
АС 12 0 |
АС 11 2-4 |
АС 11 1 |
АС 11 0 |
АС 10 2-3 |
АС 10 1 |
АС 10 0 |
АС 9 |
АС 7 |
|
Начальные извлекаемые запасы, тыс.тонн |
ВС 1 С 2 |
7737 3502 |
230392 39058 |
26231 1908 |
3725 |
266919 4143 |
1377 |
40981 4484 |
33247 2643 |
1879 5672 |
||
|
Накопленная добыча ,тыс.тонн |
1006 |
|||||||||||
|
Годовая добыча ,тыс.тонн |
||||||||||||
|
Фонд скважин добывающие нагнетательные |
||||||||||||
|
Схема разбуривания |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
3-рядн. |
|||
|
Размер сетки |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
500*500 |
|||
|
Плотность скважин |
Краткая геолого-промысловая характеристика пластов
Приобского месторождения
|
Параметры |
Индекс |
пласта |
|||||||||||||
|
Продуктивный пласт |
АС 12 3 |
АС 12 1-2 |
АС 12 0 |
АС 11 2-4 |
АС 11 1 |
АС 11 0 |
АС 10 2-3 |
АС 10 1 |
АС 10 0 |
АС 9 |
АС 7 |
||||
|
Глубина залегания кровли пласта, м |
2620-2802 |
2536-2753 |
2495-2713 |
2464-2667 |
2421-2533 |
2442-2501 |
2393-2721 |
2374-2528 |
2356-2433 |
2393-2548 |
2254-2382 |
||||
|
Абсолютная отметка кровли пласта, м |
2587-2750 |
2504-2685 |
2460-2680 |
2423-2618 |
2388-2500 |
2400-2459 |
2360-2686 |
2340-2460 |
2322-2400 |
2357-2514 |
2220-2348 |
||||
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
|||||||||||||||
|
Общая толщина пласта, м |
18.8 |
||||||||||||||
|
Эффективная толщина, м |
11.3 |
10.6 |
|||||||||||||
|
Нефтенасыщенная толщина, м |
2.88 |
4.68 |
1.69 |
1.52 |
4.72 |
3.25 |
1.72 |
2.41 |
2.47 |
||||||
|
Коэффициент песчанистости, доли,ед. |
0.49 |
0.40 |
0.45 |
0.28 |
0.53 |
0.63 |
0.47 |
0.48 |
0.51 |
0.42 |
0.54 |
||||
Петрофизичиская характеристика коллекторов
|
Параметры |
Индекс |
пласта |
|||||||||||||
|
Продуктивный пласт |
АС 12 3 |
АС 12 1-2 |
АС 12 0 |
АС 11 2-4 |
АС 11 1 |
АС 11 0 |
АС 10 2-3 |
АС 10 1 |
АС 10 0 |
АС 9 |
АС 7 |
||||
|
Карбонатность,% |
мин-мак среднее |
3.05 3.05 |
1.9-5.1 |
2.2-5.6 |
1.6-4.6 |
1.3-2.1 |
|||||||||
|
При размере зерен, 0.5-0.25мм |
мин-мак среднее |
1.75 |
|||||||||||||
|
при размере зерен, 0.25-0.1 мм |
мин-мак среднее |
35.45 |
35.9 |
38.5 |
42.4 |
41.4 |
28.7 |
||||||||
|
при размере зерен, 0.1-0.01 мм |
мин-мак среднее |
53.2 |
51.3 |
48.3 |
46.3 |
42.3 |
60.7 |
||||||||
|
при размере зерен, 0.01 мм |
мин-мак среднее |
11.0 |
10.3 |
15.3 |
|||||||||||
|
Коэффициент отсортированности, |
мин-мак среднее |
1.814 |
1.755 |
1.660 |
1.692 |
||||||||||
|
Медианный размер зерен,мм |
мин-мак среднее |
0.086 |
0.089 |
0.095 |
0.073 |
||||||||||
|
Глинистость,% |
|||||||||||||||
|
Тип цемента |
глинистый, карбонатно-глинистый, пленочно-поровый. |
||||||||||||||
|
Коэфф. Открытой пористос. по керну, доли единицы |
Мин-мак среднее |
0.17 0.16-0.18 |
0.18 0.17-0.19 |
0.18 0.17-0.20 |
0.19 0.18-0.19 |
0.20 0.18-0.22 |
0.18 0.18 |
0.20 0.20-0.22 |
0.17 0.17 |
||||||
|
Коэфф. проницаемости по керну, 10 -3 мкм 2 |
мин-мак среднее |
1.04 1.0-1.05 |
5.41 0.59-20.2 |
4.76 0.57-13.0 |
15.9 4.3-27.0 |
47.0 2.2-87.6 |
2.2 2.2-23.1 |
||||||||
|
Водоудерживающая способность,% |
мин-мак среднее |
||||||||||||||
|
Коэфф. Открытой пористости по ГИС, дол.ед. |
|||||||||||||||
|
Коэфф. Проницаемости по ГИС, 10 -3 мкм 2 |
|||||||||||||||
|
Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед |
0.41 |
0.44 |
0.45 |
0.71 |
0.62 |
0.73 |
|||||||||
|
Начальное пластовое давление, мПа |
25.73 |
25.0 |
25.0 |
25.54 |
26.3 |
||||||||||
|
Пластовая температура, С |
|||||||||||||||
|
Дебит нефти по результатам испытания разведоч. скв. м3/сут. |
Мин-мак среднее |
1.0-7.5 |
0.1-26.0 |
2.5-21.6 |
0.4-25.5 |
2.5-118 |
5.94-14.2 |
1.5-58 |
1.64-6.4 |
9-25.9 |
1.2-4.8 |
1.5-6.7 |
|||
|
Продуктивность, м3/сут. мПа |
мин-мак среднее |
2.67 |
2.12 |
4.42 |
1.39 |
||||||||||
|
Гидропроводность, 10 -11 м -3 /Па*сек. |
мин-мак среднее |
58.9 |
55.8 |
55.1 |
28.9 |
38.0 |
34.6 |
||||||||
Физико-химическая характеристика нефти и газа
|
Параметры |
Индекс |
пласта |
|
|
Продуктивный пласт |
АС 12 3 |
АС 11 2-4 |
АС 10 1 |
|
Плотность нефти в поверхностных Условиях,кг/м3 |
886.0 |
884.0 |
|
|
Плотность нефти в пластовых условиях |
|||
|
Вязкость в поверхностных условиях, мПа.сек |
32.26 |
32.8 |
29.10 |
|
Вязкость в пластовых условиях |
1.57 |
1.41 |
1.75 |
|
Смол селикагелевых |
7.35 |
7.31 |
|
|
Асфальтенов |
2.70 |
2.44 |
2.48 |
|
Серы |
1.19 |
1.26 |
1.30 |
|
Парафина |
2.54 |
2.51 |
2.73 |
|
Температура застывания нефти , С 0 |
|||
|
Температ. насыщения нефти парафином, С 0 |
|||
|
Выход фракций,% |
|||
|
до 100 С 0 |
|||
|
до 150 С 0 |
66.8 |
||
|
до 200 С 0 |
15.1 |
17.0 |
17.5 |
|
до 250 С 0 |
24.7 |
25.9 |
26.6 |
|
до 300 С 0 |
38.2 |
39.2 |
|
|
Компонентный состав нефти (молярная Концентрация,%) |
|||
|
Углекислый газ |
0.49 |
0.52 |
0.41 |
|
Азот |
0.25 |
0.32 |
0.22 |
|
Метан |
22.97 |
23.67 |
18.27 |
|
Этан |
4.07 |
4.21 |
5.18 |
|
Пропан |
6.16 |
6.83 |
7.58 |
|
Изобутан |
1.10 |
1.08 |
1.13 |
|
Нормальный бутан |
3.65 |
3.86 |
4.37 |
|
Изопентан |
1.19 |
1.58 |
1.25 |
|
Нормальный пентан |
2.18 |
2.15 |
2.29 |
|
С6+высшие |
57.94 |
55.78 |
59.30 |
|
Молекулярная масса,кг/моль |
161.3 |
||
|
Давление насыщения,мПа |
6.01 |
||
|
Объемный коэффициент |
1.198 |
1.238 |
1.209 |
|
Газовый фактор при услов.сепарации м 3 /т |
|||
|
Плотность газа ,кг/м3 |
1.242 |
1.279 |
1.275 |
|
Тип газа |
|||
|
Компонентный состав нефтяного газа (молярная концентрация,%) |
|||
|
Азот |
1.43 |
1.45 |
1.26 |
|
Углекислый газ |
0.74 |
0.90 |
0.69 |
|
Метан |
68.46 |
66.79 |
57.79 |
|
Этан |
11.17 |
1.06 |
15.24 |
|
Пропан |
11.90 |
13.01 |
16.42 |
|
Изобутан |
1.26 |
1.26 |
1.54 |
|
Нормальный бутан |
3.24 |
3.50 |
4.72 |
|
Изопентан |
0.49 |
0.67 |
0.65 |
|
Пентан |
0.71 |
0.73 |
0.95 |
|
С6+высшие |
0.60 |
0.63 |
0.74 |
Состав и свойства пластовых вод
|
Водоносный комплекс |
|||
|
Продуктивный пласт |
АС 12 0 |
АС 11 0 |
АС 10 1 |
|
Плотность воды поверхностных условиях, т/м3 |
|||
|
Минерализация,г/л |
|||
|
Тип воды |
хлор-ка- |
льцевый |
|
|
Хлор |
9217 |
||
|
Натрий+Калий |
5667 |
||
|
Кальйий |
|||
|
Магний |
|||
|
Гидрокарбонат |
11.38 |
||
|
Иод |
47.67 |
||
|
Бром |
|||
|
Бор |
|||
|
Амоний |
40.0 |
||
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
1 Геологическая характеристика Приобского месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Литостратиграфический разрез
1.3 Тектоническое строение
1.4 Нефтеносность
1.5 Характеристика продуктивных пластов
1.6 Характеристика водоносных комплексов
1.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов
1.8 Оценка запасов нефти
1.8.1 Запасы нефти
2. Основные технико-экономические показатели разработки Приобского месторождения
2.1 Динамика основных показателей разработки Приобского месторождения
2.2 Анализ основных технко- экономических показателей разработки
2.3 Особенности разработки, влияющие на эксплуатацию скважин
3. Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов
3.1 Выбор метода воздействия на нефтяную залежь
3.2 Геолого - физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении
3.2.1 Заводнение пластов
3.3 Методы воздействия на призабойную зону скважины для интенсификации добычи нефти
3.3.1 Кислотные обработки
3.3.2 Гидроразрыв пласта
3.3.3 Повышение эффективности перфорации
Заключение
Введение
Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт.
Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому, наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России) .
Балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ, по категории С 1 составляют 1827,8 млн.т., извлекаемые 565,0 млн.т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,309 с учетом запасов в охранной зоне под поймами рек Обь и Большой Салым.
Балансовые запасы нефти категории С 2 составляют 524073 тыс. т., извлекаемые - 48970 тыс. т. при коэффициенте нефтеизвлечения 0,093.
Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей:
крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;
труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;
по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.
Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС10 , АС11 , АС12 . Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 к аномально низкопродуктивным. Эксплуатацию пласта АС12 следует выделить в отдельную проблему разработки, т.к. , пласт АС12 к тому же является самым значительным по запасам из всех пластов. Эта характеристика указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты.
Одним из направлений решения этой проблемы является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.
1 . Геологическая характеристика Приобского месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска.В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.
Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.
Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.
Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов С), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня.Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.
Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.
Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.
На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.
1.2 Литостратиграфический разрез
Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.
Доюрские образования (Pz)
В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.
Юрская система (J)
Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.
В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).
Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.
Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерыми до черного цвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.
Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.
Меловая система (K)
Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.
В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.
В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.
Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12.
Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7,АС9,АС10,АС11,АС12.
Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.
Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.
Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит.
Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.
Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.
Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.
Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.
Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.
Палеогеновая система (P2)
Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.
Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.
Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.
Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.
Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.
Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.
Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.
Четвертичная система (Q)
Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.
1.3 Тектоническое строение
Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.
Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.
По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.
1.4 Нефтеносность
На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км.
Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю 1 и Ю 2) и баженовской (пласт Ю 0) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.
Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС 7 , где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.
В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: 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 7 . Залежи пластов АС 7 , АС 9 промышленного интереса не представляют.
Геологический профиль представлен на рис.1.1
1.5 Характеристика продуктивных пластов
Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения неокомского возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных с неокомскими породами является то, что они имеют мегакосослоистое строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счёт выноса обломочного терригенного материала с востока и юго-востока. Формирование неокомского мегакомплекса осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: котинентального осадконакопления, прибрежно-морского, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море.
По мере продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к баженовской свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними песчано-алевролитных пород.
Согласно определениям, выполненным специалистами ЗапСибНИГНИ по фауне и споропыльце, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался готеривским. Все пласты, что находятся выше пимской пачки. Проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты БС 1-5 были переиндексированы на АС 7-12 .
При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС12/3, АС12/1-2, АС12/0, АС11/2-4, АС11/1, АС11/0,АС10/2-3, АС10/1, АС10/0, АС9, АС7.
Пачка продуктивных пластов АС 12 залегает в основании мегакомплекса и является наиболее, с точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС 12/3 , АС 12/1-2 , АС 12/0 , которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади глинами, мощность которых колеблется от 4 до 10 м.
Залежи пласта АС 12/3 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины с зонами перехода между ними.
Основная залежь АС12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8м до 1,4м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м 3 /сут, Нд=1239м до 7,5 м 3 /сут при Нд=1327м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5км на 7,5 км, высота 126 м.
Залежь АС 12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют при различных динамических уровнях 0,4-8,5 м 3 /сут. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76м. Тип литологически экранированный.
Основная залежь АС12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими по амплитуде локальными поднятиями с зонами перехода между ними.С трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Восточно-Фроловской площади) коллектора имеют тенденцию к развитию. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м.
В пласте АС 12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологически экранированного типа.
Пласт АС 12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Основная залежь АС 12/0 представляет собой линзообразное тело, ориентированное с юго-запада на северо-восток. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м 3 /сут при динамических уровнях до 48 м 3 /сут.
Покрышка горизонта АС 12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.
Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС 11 , в состав которой входят АС 11/0 , АС 11/1 , АС 11/2 , АС 11/3 , АС 11/4 . Три последних соединены в единый подсчетный объект, имеющий очень сложное строение как по разрезу, так и по площади. В зонах развития коллекторов, тяготеющих к присводным участкам, наблюдаются наиболее значительные тлщины горизонта с тенденцией увеличения на северо-восток (до 78,6 м). На юго-востоке этот горизонт представлен лишь пластом АС 11/2 , в центральной части - пластом АС 11/3 , на севере - пластом АС 11/2-4 .
Основная залежь АС11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Пласт АС11/1 развит в присводной части валообразного поднятия субмеридионального простирания, осложняющего моноклиналь. С трёх сторон залежь ограничена зонами глинизации, а на юге граница проведена условно. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м. Дебиты нефти изменяются от 2,46 м 3 /сут при динамическом уровне 1195 м до 11,8 м 3 /сут.
Пласт АС 11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо-востоке и на юге. Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км. Обе залежи литологически экранированного типа. Характеризуются притоками нефти от 4 до 14 м 3 /сут при динамическом уровне. Горизонт АС 10 вскрыт почти всеми скважинами и состоит из трех пластов АС 10/2-3 , АС 10/1 , АС 10/0 .
Основная залежь АС 10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Тип залежи - литологически экранированный, размеры 31 на 11 км, высота до 292 м. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.
Основная залежь АС10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м. Безводные притоки нефти составили от 2,9 м 3 /сут при динамическом уровне 1064 м до 6,4м 3 /сут.
Завершает разрез пачки пластов АС 10 продуктивный пласт АС 10/0 , в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.
Горизонт АС 9 имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.
Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС 7 , который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.
Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Притоки нефти 4,9-6,7 м 3 /сут при динамических уровнях 1359-875 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.
Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС 12/1-2 (1018 км 2), минимальную (10 км 2)- залежь в пласте АС 10/1 .
Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка
Таблица 1.1
|
глубина, м |
Средняя толщина |
Открытая Пористость. % |
Нефтенасыщенн..% |
Коэффициент песчанистости |
Расчлененност |
|||
геологический добыча месторождение нефтеносность пласт
1.6 Характеристика водоносных комплексов
Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно--Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.
Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.
В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:
1- водоносный горизонт четвертичных отложений;
2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;
3- водоносный горизонт атлымских отложений.
Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт.
Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.
Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.
1.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).
Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.
Нефти пластов АС10, АС11, и АС12 близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.
Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.
Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.
Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.
Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.
Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС11 и АС12- II Т2П2.
Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.
Условия сепарации следующие:
1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10_С;
2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30_С;
3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;
4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.
Сопоставление средних значений пористости и проницаемости коллекторов пластов АС10-АС12 по керну и ГИС
Таблица 1.2
|
Образцов |
||||||||
1.8 Оценка запасов нефти
Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.
Балансовые запасы нефти Приобского месторождения оценивались объемным методом.
Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: К оп 0.145, проницаемость 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.
При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.
Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений...» (1983 г.) . В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С 1 , С 2 . Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С 1 выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С 2 . Граница между категориями С 1 и С 2 проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено «Классификацией...».
Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.
Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти и приведены ниже.
1.8.1 Запасы нефти
По состоянию на 01.01.98 г на балансе ВГФ запасы нефти числятся в объеме:
Извлекаемые 613380 тыс.т.
Извлекаемые 63718 тыс.т.
Извлекаемые 677098 тыс.т.
Запасы нефти по пластам
Таблица 1.3
|
балансовые |
балансовые |
Извлекаем. |
Балансовые |
Извлекаем. |
||||||
По разбуренному участку левобережной части Приобского месторождения была проведена Партией подсчета запасов АО «Юганскнефтегаз».
В разбуренной части сосредоточено 109438 тыс.т. балансовых и 31131 тыс.т. извлекаемых запасов нефти при КИН 0,284.
По разбуренной части по пластам запасы распределены следующим образом:
Пласт АС10 балансовые 50%
Извлекаемые 46%
Пласт АС11 балансовые 15%
Извлекаемые 21%
Пласт АС12 балансовые 35%
Извлекаемые 33%
На рассматриваемой территории основной объем запасов сосредоточен в пластах АС10 и АС12. Данный участок содержит 5,5 % запасов м/р. 19,5% запасов пласта АС10; 2,4%--АС11; 3,9%--АС12.
Приобское м/р (левобережная часть)
Запасы нефти по зоне эксплуатации
Таблица 1.4
|
Запасы нефти,тыс.т. |
КИН доли ед. |
||||
|
балансовые |
извлекаемые |
||||
*) По части территории категории С1 ,из которой осуществляется добыча нефти
2 . Способы добычи, применяемое оборудование
Разработка каждого эксплуатационного объекта АС 10 , АС 11 , АС 12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС 12 .
В 2007 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.
Динамика основных технико-экономических показателей разработки представлена в таблице 2.1
2. 1 Динамика основных показателей разработки Приобского месторождения
таблица 2.1
2. 2 Анализ основных технико-экономических показателей разработки
Динамика показателей разработки на основании таблицы 2.1 представлена на рис. 2.1 .
Приобское месторождение разрабатывается с 1988 года.. За 12 лет разработки, как видно из таблицы 3. , добыча нефти постоянно растет.
Если в 1988 году она составляла 2300 тонн нефти, то к 2010 году достигла 1485000 т., добыча жидкости возросла от 2300 до 1608000 т..
Таким образом к 2010 году накопленная добыча нефти составила 8583,3 тыс.т. (таблица 3.1) .
С 1991 года для поддержания пластового давления в эксплуатацию вводятся нагнетательные скважины и начинается закачка воды. На конец 2010 года нагнетательный фонд составляет 132 скважины, а закачка воды росла с 100 до 2362 тыс.т. к 2010 году. С ростом закачки увеличивается средний дебит действующих скважин по нефти. К 2010 году дебит увеличивается, что объясняется правильным выбором количества закачиваемой воды.
Также с момента ввода в эксплуатацию нагнетательного фонда начинается рост обводненности продукции и к 2010 году она достигает отметки - 9,8 % , первые 5 лет обводненность - 0 % .
Фонд добывающих скважин к 2010 году составил 414 скважины, из них скважин, добывающих продукцию механизированным способом - 373 К 2010 году накопленная добыча нефти составила 8583,3 тыс.т. (таблица 2.1) .
Приобское месторождение является одним из самых молодых и перспективных в Западной Сибири.
2.3 Особенности разработки, влияющие на эксплуатацию скважин
Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС 12 . Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС 12 является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.
Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС 10 и АС 11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС 12 - к аномально низкопродуктивным.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи.
Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.
3 . Применяемые методы увеличения нефтеотдачи пластов
3.1 Выбор метода воздействия на нефтяную залежь
Выбор метода воздействия на нефтяные залежи определяется рядом факторов, наиболее существенными из которых являются геолого-физические характеристики залежей, технологические возможности осуществления метода на данном месторождении и экономические критерии. Перечисленные выше методы воздействия на пласт имеют многочисленные модификации и, в своей основе, базируются на огромном наборе составов используемых рабочих агентов. Поэтому при анализе существующих методов воздействия имеет смысл, в первую очередь, использовать опыт разработки месторождений Западной Сибири, а также месторождений других регионов с аналогичными Приобскому месторождению свойствами коллекторов (в первую очередь низкую проницаемость коллекторов) и пластовых флюидов.
Из методов интенсификации добычи нефти воздействием на призабойную зону скважины наиболее широко распространены:
гидроразрыв пласта;
кислотные обработки;
физико-химические обработки различными реагентами;
теплофизические и термо-химические обработки;
импульсно-ударное, виброакустическое и акустическое воздействие.
3.2 Геолого-физические критерии применимости различных методов воздействия на Приобском месторождении
Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются:
глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м,
залежи литологически экранированные, естественный режим - упругий замкнутый,
толщина пластов АС 10 , АС 11 и АС 12 соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6м.
начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа,
пластовая температура- 88-90 0 С,
низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам исследования керна - по пластам АС 10 , АС 11 и АС 12 соответственно 15,4, 25,8, 2,4 мD ,
высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,
плотность пластовой нефти- 780-800 кг/м 3 ,
вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с,
давление насыщения нефти 9-11 МПа,
нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.
Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм 2 для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90 0 С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).
3.2.1 Заводнение пластов
Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления.
В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:
ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:
набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,
засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,
выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,
уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин-разрыва и распространения их в глубь пласт (для прерывистых пластов возможно также некоторое увеличения охвата пласта по разрезу),
значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов.
Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.
Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.
Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия.
Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:
Основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой, что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Кроме того, глины с высокой способностью к ионному обмену могут отрицательно воздействовать на оторочку щелочного раствора в результате замены натрия на водород.
Сильно развитая неоднородность пласта и большое число пропластков, приводящие к низкому охвату пласта раствором щелочи.
Основным препятствием к применению эмульсионных систем для воздействия на залежи Приобского месторождения являются низкие фильтрационные характеристики коллекторов месторождения. Создаваемые эмульсиями фильтрационные сопротивления в низкопроницаемых коллекторах приведут к резкому уменьшению приемистости нагнетательных скважин и снижению темпов отбора нефти.
3.3 Методы воздействия на призабойную зону пласта для интенсификации добычи
3.3.1 Кислотные обработки
Кислотные обработки пластов осуществляются как для увеличения, так и для восстановления проницаемости коллектора призабойной зоны скважины. Большинство этих работ проведено при переводе скважин в нагнетание и последующего увеличения их приемистости.
Стандартная кислотная обработка на Приобскому месторождении заключается в приготовлении раствора в составе 14% НСl и 5% HF, объемом из расчета 1,2-1,7 м 3 на 1 метр перфорированной толщины пласта и закачки его в интервал перфорации. Время реагирования составляет около 8 часов.
При рассмотрении эффективности воздействия неорганических кислот принимались во внимание нагнетательные скважины с длительной (более одного года) закачкой воды до обработки.. Кислотная обработка ПЗC в нагнетательных скважинах оказывается довольно эффективным методом восстановления их приемистости. В качестве примера, в таблице 3.1 представлены результаты обработок по ряду нагнетательных скважин.
Результаты обработок в нагнетательных скважинах
Таблица 3.1
|
Дата обработки |
Приемистость до обработки (м 3 /сутки) |
Приемистость после обработки (м 3 /сутки) |
Давление закачки (атм) |
Тип кислоты |
||
Анализ проведенных обработок показывает, что композиция соляной и плавиковой кислоты улучшает проницаемость ПЗС Приемистость скважин увеличивалась от 1,5 до 10 раз, эффект прослеживается от 3 месяцев до 1 года.
Таким образом, на основании анализ проведенных на месторождении кислотных обработок, можно сделать вывод о целесообразности осуществления кислотных обработок призабойных зон нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости.
3.3.2 Гидроразрыв пласта
Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов и увеличения выработки запасов нефти. Гидроразрыв широко используется как в отечественной, так и зарубежной практике нефтедобычи.
Значительный опыт ГРП уже накоплен на Приобском месторождении. Анализ, выполненных на месторождении ГРП, указывает на высокую эффективность для месторождения данного вида интенсификации добычи, несмотря на существенные темпы падения дебита после ГРП. Гидроразрыв пласта в случае с Приобским месторождением является не только методом интенсификации добычи, но и увеличения нефтеотдачи. Во-первых, ГРП позволяет подключить недренируемые запасы нефти в прерывистых коллекторах месторождения. Во-вторых, данный вид воздействия позволяет отобрать дополнительный объем нефти из низкопроницаемого пласта АС 12 за приемлемое время эксплуатации месторождения.
Оценка дополнительной добычи от проведения ГРП на Приобском месторождении.
Внедрение метода ГРП на Приобском месторождении началось в 2006 году, как одного из наиболее рекомендуемых методов интенсификации в данных условиях разработки.
За период с 2006 по январь 2011 года на месторождении было проведено 263 ГРП (61% фонда). Основное количество ГРП было произведено в 2008году - 126 .
На конец 2008 года дополнительная добыча нефти за счёт ГРП уже составила около 48% от всей добытой за год нефти. Причём большая часть дополнительной добычи составила нефть пласта АС-12 - 78,8% от всей добычи по пласту и 32,4% от добычи в целом. По пласту АС11 - 30,8% от всей добычи по пласту и 4,6% от добычи в целом. По пласту АС10 - 40,5% от всей добычи по пласту и 11,3% от добычи в целом.
Как видно, основным объектом для проведения ГРП являлся пласт АС-12 как наиболее низкопродуктивный и содержащий большую часть запасов нефти по левобережной зоне месторождения
На конец 2010 года дополнительная добыча нефти за счёт ГРП составила более 44 % добычи нефти от всей добытой за год нефти.
Динамика добычи нефти по месторождению в целом, а также дополнительная добыча нефти за счёт ГРП представлена в таблице 3.2
Таблица 3.2
Существенный рост добычи нефти за счёт ГРП налицо. Начиная с 2006 г. дополнительная добыча от ГРП составила 4900 т.. С каждым годом прирост добычи от гидроразрыва растет. Максимальное значение прироста - 2009 год (701000 т.) ., к 2010 году значение дополнительной добычи падает до 606000 т.,что ниже, чем в 2008 году на 5000 т..
Таким образом, ГРП следует рассматривать основным способом увеличения нефтеотдачи на Приобском месторождении.
3.3.3 Повышение эффективности перфорации
Дополнительным средством повышения продуктивности скважин является совершенствование перфорационных работ, а также образование дополнительных фильтрационных каналов при перфорации.
Совершенствование перфорации ПЗС может быть достигнуто за счет применения более мощных перфорационных зарядов для увеличения глубины перфорационных каналов, увеличения плотности перфорации и использования фазировки.
К методам создания дополнительных фильтрационных каналов может быть отнесена, к примеру, технология создание системы трещин при вторичном вскрытии пласта перфораторами на трубах - система трещинной перфорации пласта (СТПП).
Впервые эта технология была применена фирмой Marathon (штат Техас, США) в 2006 году. Ее суть заключается в перфорации продуктивного пласта мощными 85,7 миллиметровыми перфораторами плотностью около 20 отверстий на метр при репрессии на пласт с последующим закреплением перфорационных каналов и трещин расклинивающим агентом - бокситом фракции от 0,42 до 1,19 мм.
Подобные документы
Характеристика текущего состояния разработки Южно-Приобского месторождения. Организационная структура УБР. Техника бурения нефтяных скважин. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
отчет по практике , добавлен 07.06.2013
История разработки и освоения Приобского месторождения. Геологическая характеристика нефтенасыщенных пластов. Анализ эффективности работы скважин. Воздействие на нефтеносные пласты проведения гидравлического разрыва - основного метода интенсификации.
курсовая работа , добавлен 18.05.2012
Геолого–физическая характеристика объекта АС10 южной части Приобского месторождения. Характеристика фонда скважин и показатели их эксплуатации. Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти. Анализ чувствительности проекта к риску.
дипломная работа , добавлен 25.05.2014
Общие сведения о Приобском месторождении, его геологическая характеристика. Продуктивные пласты в составе мегакомплекса неокомских отложений. Свойства пластовых жидкостей и газов. Причины загрязнения призабойной зоны пласта. Виды кислотных обработок.
курсовая работа , добавлен 06.10.2014
Краткая характеристика Приобского нефтяного месторождения, геологическое строение данного района и описание продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа. Комплексные геофизические исследования: выбор и обоснование методов проведения полевых работ.
дипломная работа , добавлен 17.12.2012
Строительство наклонно-направленной скважины для геологических условий Приобского месторождения. Нормы расхода буровых растворов по интервалам бурения. Рецептуры буровых растворов. Оборудование в циркуляционной системе. Сбор и очистка отходов бурения.
курсовая работа , добавлен 13.01.2011
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
курсовая работа , добавлен 22.01.2015
Геологическая характеристика Хохряковского месторождения. Обоснование рационального способа подъема жидкости в скважинах, устьевого, внутрискважинного оборудования. Состояние разработки месторождения и фонда cкважин. Контроль за разработкой месторождения.
дипломная работа , добавлен 03.09.2010
Разработка газовых месторождений. Геолого-техническая характеристика месторождения. Продуктивные пласты и объекты. Состав газа Оренбургского месторождения. Обоснование конструкций фонтанных подъемников. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
курсовая работа , добавлен 14.08.2012
Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения.
Вам также будет интересно:
Непрерывное медицинское образование (НМО) - больной вопрос для медицинских работников и...
Вокруг необходимости лицензии такси для работы в Яндекс.Такси кипят нешуточные споры. Какие...
Ирина Давыдова
Время на чтение: 12 минутА
А
Поиск работы для вчерашнего выпускника...
За последние годы экономические отношения в области спорта и спортивной индустрии России...
Бухгалтер, специализирующийся на оплате труда, часто сталкивается с начислением отпускных...
