บ้าน » บริษัท » เขม่าปริบสโกฝาก สนาม Priobskoye? มันมีเอกลักษณ์

เขม่าปริบสโกฝาก สนาม Priobskoye? มันมีเอกลักษณ์

ทุ่ง Priobskoye ปรากฏบนแผนที่ของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug ในปี 1985 เมื่อมีการค้นพบส่วนฝั่งซ้ายของมันถูกค้นพบด้วยบ่อหมายเลข 181 นักธรณีวิทยาได้รับน้ำมันปริมาณ 58 ลูกบาศก์เมตรต่อวัน สี่ปีต่อมา การขุดเจาะเริ่มขึ้นที่ฝั่งซ้าย และการเปิดดำเนินการเชิงพาณิชย์ของบ่อแรกบนฝั่งขวาของแม่น้ำก็เริ่มขึ้นในอีก 10 ปีต่อมา

ลักษณะของสนาม Priobskoye

แหล่ง Priobskoye ตั้งอยู่ใกล้กับเขตแดนของพื้นที่แบกน้ำมันและก๊าซของ Salymsky และ Lyaminsky

ลักษณะของน้ำมันจากแหล่ง Priobskoye ทำให้สามารถจำแนกได้ว่าเป็นเรซินต่ำ (พาราฟินที่ระดับ 2.4-2.5 เปอร์เซ็นต์) แต่ในขณะเดียวกันก็มีปริมาณกำมะถันสูง (1.2-1.3 เปอร์เซ็นต์) ซึ่งต้องใช้ การทำให้บริสุทธิ์เพิ่มเติมและลดความสามารถในการทำกำไร ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำอยู่ที่ระดับ 1.4-1.6 mPa*s และความหนาของชั้นตั้งแต่ 2 ถึง 40 เมตร

ทุ่ง Priobskoye ซึ่งมีลักษณะเฉพาะตัวมีปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาที่เหมาะสมถึงห้าพันล้านตัน ในจำนวนนี้ 2.4 พันล้านรายการจัดอยู่ในประเภทที่พิสูจน์แล้วและสามารถกู้คืนได้ ในปี 2013 ประมาณการปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้ที่แหล่ง Priobskoye อยู่ที่มากกว่า 820 ล้านตัน

ภายในปี 2548 การผลิตรายวันสูงถึง 60.2 พันตันต่อวัน ในปี 2550 มีการผลิตมากกว่า 40 ล้านตัน

จนถึงปัจจุบัน มีการขุดเจาะหลุมผลิตประมาณหนึ่งพันหลุมและหลุมฉีดเกือบ 400 หลุมที่สนาม แหล่งกักเก็บน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ที่ระดับความลึก 2,3,2,6 กิโลเมตร

ในปี 2550 การผลิตไฮโดรคาร์บอนเหลวต่อปีที่แหล่ง Priobskoye สูงถึง 33.6 ล้านตัน (หรือมากกว่า 7% ของการผลิตทั้งหมดในรัสเซีย)

แหล่งน้ำมัน Priobskoye: คุณลักษณะการพัฒนา

ลักษณะเฉพาะของการขุดเจาะคือพุ่มไม้ของทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ทั้งสองด้านของแม่น้ำออบและส่วนใหญ่ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมถึงของแม่น้ำ บนพื้นฐานนี้เงินฝาก Priobskoye แบ่งออกเป็น Priobskoye ใต้และเหนือ ในฤดูใบไม้ผลิและฤดูใบไม้ร่วง พื้นที่ทุ่งนาจะถูกน้ำท่วมเป็นประจำ

การจัดเรียงนี้เป็นสาเหตุที่ทำให้ชิ้นส่วนมีเจ้าของต่างกัน

บนฝั่งทางเหนือของแม่น้ำ Yuganskneftegaz ดำเนินการพัฒนา (โครงสร้างที่ส่งต่อไปยัง Rosneft หลังจาก YUKOS) และบนฝั่งทางใต้มีพื้นที่ที่พัฒนาโดย บริษัท Khantos ซึ่งเป็นโครงสร้างของ Gazprom Neft (เพิ่มเติม สำหรับ Priobsky ก็มีส่วนร่วมในโครงการ Palyanovsky ด้วย) ทางตอนใต้ของเขต Priobskoye บริษัท Aki Otyr ซึ่งเป็นบริษัทในเครือของ Russneft ได้รับการจัดสรรพื้นที่ใบอนุญาตขนาดเล็กสำหรับพื้นที่ Verkhne- และ Sredne-Shapshinsky

ปัจจัยเหล่านี้ ประกอบกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน (หลายชั้นและผลผลิตต่ำ) ทำให้สามารถระบุลักษณะเขต Priobskoye ว่าเข้าถึงได้ยาก

แต่เทคโนโลยีการแตกหักแบบไฮดรอลิกสมัยใหม่โดยการสูบน้ำผสมจำนวนมากไว้ใต้ดิน สามารถเอาชนะความยากลำบากนี้ได้ ดังนั้นแผ่นเจาะใหม่ทั้งหมดของสนาม Priobskoye จึงเริ่มถูกนำมาใช้ประโยชน์เฉพาะกับการแตกหักแบบไฮดรอลิกเท่านั้น ซึ่งช่วยลดต้นทุนการดำเนินงานและการลงทุนได้อย่างมาก

ในกรณีนี้ ชั้นน้ำมันทั้งสามชั้นจะแตกหักพร้อมกัน นอกจากนี้ ส่วนหลักของหลุมยังถูกวางโดยใช้วิธีคลัสเตอร์แบบโปรเกรสซีฟ เมื่อหลุมด้านข้างถูกวางในมุมที่ต่างกัน ในภาพตัดขวางจะมีลักษณะคล้ายพุ่มไม้ที่มีกิ่งก้านชี้ลงมา วิธีนี้จะช่วยประหยัดในการจัดสถานที่เจาะพื้นผิว

เทคนิคการขุดเจาะแบบคลัสเตอร์เริ่มแพร่หลายเนื่องจากสามารถรักษาชั้นดินที่อุดมสมบูรณ์และมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมเพียงเล็กน้อยเท่านั้น

สนาม Priobskoye บนแผนที่

ฟิลด์ Priobskoye บนแผนที่ของ Khanty-Mansi Autonomous Okrug ถูกกำหนดโดยใช้พิกัดต่อไปนี้:

61°20′00″ ละติจูดเหนือ
70°18′50″ตะวันออก

แหล่งน้ำมัน Priobskoye ตั้งอยู่ห่างจากเมืองหลวงของเขตปกครองตนเอง Okrug - Khanty-Mansiysk เพียง 65 กม. และห่างจากเมือง Nefteyugansk 200 กม. ในพื้นที่พัฒนาภาคสนามมีพื้นที่ที่มีการตั้งถิ่นฐานของประเทศเล็ก ๆ ที่เป็นชนพื้นเมือง:

Khanty (ประมาณครึ่งหนึ่งของประชากร)
เนเนตส์
มันซี,
เซลลัปส์

มีการจัดตั้งเขตอนุรักษ์ธรรมชาติหลายแห่งในพื้นที่ รวมถึง Elizarovsky (ความสำคัญของพรรครีพับลิกัน), Vaspukholsky และป่าซีดาร์ Shapshinsky ตั้งแต่ปี 2008 ใน Khanty-Mansi Autonomous Okrug - Yugra (ชื่อทางประวัติศาสตร์ของพื้นที่ซึ่งมีศูนย์กลางใน Samarovo) อนุสาวรีย์ธรรมชาติ "Lugovskie Mammoths" ก่อตั้งขึ้นโดยมีพื้นที่ 161.2 เฮกตาร์บนพื้นที่ที่มีฟอสซิล ซากแมมมอธและอุปกรณ์ล่าสัตว์ที่มีอายุตั้งแต่ 10 ถึง 15,000 ปีถูกค้นพบซ้ำแล้วซ้ำเล่า

แบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุศาสตร์ของการก่อตัวของน้ำมันสำรองในเขต PRIOBSKOYE ในไซบีเรียตะวันตก

ที.เอ็น. เนมเชนโก้ (NK "YUKOS")

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

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

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

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

ประเด็นสำคัญจำนวนหนึ่งที่เกี่ยวข้องกับเงื่อนไขในการก่อตัวของคราบน้ำมันยังคงไม่เป็นที่เข้าใจกัน ในเรื่องนี้การสร้างแบบจำลองทางประวัติศาสตร์และพันธุกรรมพื้นฐานของการก่อตัวของแหล่งสะสมน้ำมันในแหล่งเก็บที่ซับซ้อนของแหล่ง Priobskoye มีความสำคัญเป็นพิเศษ

สนามนี้เป็นส่วนหนึ่งของเขตรับน้ำมันและก๊าซขนาดใหญ่ที่มีการโจมตีแบบ Meridional ซึ่งจำกัดอยู่เฉพาะกลุ่มที่ซับซ้อนของการยกระดับ monocline ในท้องถิ่นในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi และซุ้มประตู Salym

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

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

การก่อตัวของ Bazhenov มีเนื้อหา OM ทั้งหมดและศักยภาพในการสร้างสูง เชื่อกันว่าขอบฟ้านี้เป็นแหล่งกำเนิดหินสำหรับแหล่งน้ำมันส่วนใหญ่ที่พบในยุคครีเทเชียสตอนล่างในแอ่งไซบีเรียตะวันตก อย่างไรก็ตาม เมื่อพิจารณาถึงประวัติศาสตร์การแปรสัณฐานอันเงียบสงบของทุ่ง Priobskoye ข้อสันนิษฐานที่ว่าตะกอนก่อตัวขึ้นในอ่างเก็บน้ำนีโอโคเมียนอันเป็นผลมาจากการอพยพของไฮโดรคาร์บอนในแนวดิ่งขนาดใหญ่ดูเหมือนจะเป็นปัญหามาก

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

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

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

ในแง่ของตัวบ่งชี้ธรณีเคมีและเทอร์โมบาริก ฟิลด์ Priobskoye แตกต่าง:

· ความอิ่มตัวของน้ำมันที่ต่ำกว่าอย่างมีนัยสำคัญของแหล่งสะสมยุคครีเทเชียสตอนล่างด้วยก๊าซไฮโดรคาร์บอน (ค่าต่ำของ P sat / P pl และปัจจัยก๊าซ)

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

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

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

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

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

วรรณกรรม

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

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

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

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

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

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

เพื่อวัตถุประสงค์ในการสร้างแบบจำลองทางพันธุกรรมทางประวัติศาสตร์ของการก่อตัวของแหล่งสะสมของนีโอโคเมียนที่สนาม Priob จึงได้ใช้โปรแกรมการสร้างแบบจำลองลุ่มน้ำที่ซับซ้อน

รูปแบบ	พิมพ์	อายุล้านปี	ความลึกของหลังคา ม	กำลัง, ม	วิทยาหิน
คุซเนตซอฟสกายา			1104		ดินเหนียว
อูวัตสกายา			1128	292	หินทรายดินเหนียว
คานตี-มานซิสค์ (บน)		105	1420	136	“
คานตี-มานซีสค์ (ล่าง)		112	1556	159	ดินเหนียว
วิคูลอฟสกายา		118	1715	337	หินทรายดินเหนียว
อลิมสกายา		120	2052	250	“
โฟรลอฟสกายา		145	2302	593	ดินเหนียว

รูปแบบ	พิมพ์	อายุล้านปี	ความลึกของหลังคา ม	กำลัง, ม
คุซเนตซอฟสกายา			1058
อูวัตสกายา			1082	293
คานตี-มานซิสค์ (บน)		105	1375	134
คานตี-มานซีสค์ (ล่าง)		112	1509	162
วิคูลอฟสกายา		118	1671	187
อลิมสกายา		120	1858	156
โฟรลอฟสกายา		145	2014	837

ตัวเลือก	สนาม
ตัวเลือก	ปริออบสโค	ซาลิมสโคย
ช่วงเวลาที่เกิดขึ้น ม	2350-2733	2800-2975
อายุผู้ติดตาม	เค 1 อาสกายา	เจ 3 บาเชนอฟ
องค์ประกอบกลุ่มน้ำมัน %:
ไฮโดรคาร์บอนอิ่มตัว	30,8-46,4	48,0-74,0
อะโรมาติกไฮโดรคาร์บอน	33,8-40,1	18,0-33,0
ไม่ใช่ HC	16,2-29,1	7,0-16,0
ไฮโดรคาร์บอนอิ่มตัว/ไฮโดรคาร์บอนอะโรมาติก	0,8-1,3	1,4-40,0
องค์ประกอบของไอโซโทปง 13 องศาเซลเซียส %o
ไฮโดรคาร์บอนอิ่มตัว	31,78...-31,35	31,22...-30,69
อะโรมาติกไฮโดรคาร์บอน	31,25--31,07	30,92...-30,26
ความหนาแน่น กรัม/ซม.3	0,88-0,89	0,80-0,81
ปัจจัยก๊าซ m 3 /t	67,7	100,0-500,0
ความดันอิ่มตัว MPa	11-13	25-30
ความดันอ่างเก็บน้ำ MPa	25,0	37,7
อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ°С	87-90	120

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

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

ข้าว. 2. ส่วนทางธรณีวิทยา (เขต Priobskoye)

1 - เงินฝากทรายและดินเหนียว; 2 - ช่วงเวลาทดสอบ เงื่อนไขอื่น ๆ สำหรับการกำหนดโปรดดูภาพประกอบ 1

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

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

ข้าว. 4. การสร้างแบบจำลองประวัติศาสตร์ดิจิทัลของเงินฝาก PRIOBSKY

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

		©เว็บไซต์
ประเทศ	รัสเซีย
ภูมิภาค	เขตปกครองตนเองคันตี-มานซีสค์
ที่ตั้ง	65 กม. จากเมือง Khanty-Mansiysk และ 200 กม. จากเมือง Nefteyugansk ที่ราบน้ำท่วมของแม่น้ำ Ob
จังหวัดน้ำมันและก๊าซ	จังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก
พิกัด	61°20′00″ น. ว. 70°18′50″ จ. ง.
ทรัพยากรแร่	น้ำมัน
ลักษณะของวัตถุดิบ	ความหนาแน่น 863 - 868 กก./ลบ.ม. 3 ; ปริมาณกำมะถัน 1.2 - 1.3%; ความหนืด 1.4 - 1.6 mPa ·s; ปริมาณพาราฟิน 2.4 - 2.5%
อันดับ	มีเอกลักษณ์
สถานะ	การพัฒนา
กำลังเปิด	1982
การว่าจ้าง	1988
บริษัทผู้ใช้ดินใต้ดิน	ภาคเหนือ - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); ภาคใต้ - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); พื้นที่ใบอนุญาต Verkhne-Shapshinsky และ Sredne-Shapshinsky - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
เขตสงวนทางธรณีวิทยา	น้ำมัน 5 พันล้านตัน

แหล่งน้ำมัน Priobskoye– แหล่งน้ำมันขนาดยักษ์ของรัสเซียที่ตั้งอยู่ในอาณาเขตของเขตปกครองตนเอง Khanty-Mansiysk ถือเป็นแหล่งที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซียในแง่ของปริมาณสำรองในปัจจุบันและระดับการผลิตน้ำมัน

ข้อมูลทั่วไป

แหล่ง Priobskoye เป็นของจังหวัดน้ำมันและก๊าซไซบีเรียตะวันตก ตั้งอยู่ที่ชายแดนของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Salym และ Lyaminsky ห่างจากเมือง Khanty-Mansiysk 65 กม. และห่างจากเมือง Nefteyugansk 200 กม. และถูกจำกัดอยู่ในโครงสร้างท้องถิ่นของภูมิภาคน้ำมันและก๊าซ Middle Ob ของ ชื่อเดียวกัน

พื้นที่ทุ่งประมาณ 80% ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมของแม่น้ำออบ ซึ่งเมื่อข้ามพื้นที่นั้นแบ่งออกเป็น 2 ส่วนคือฝั่งซ้ายและขวา อย่างเป็นทางการส่วนของฝั่งซ้ายและขวาของ Ob เรียกว่าเขต Yuzhno- และ North-Priobskoye ตามลำดับ ในช่วงน้ำท่วม บริเวณที่ราบน้ำท่วมถึงจะถูกน้ำท่วมเป็นประจำ ซึ่งรวมถึงโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน ทำให้เราระบุลักษณะของแหล่งเงินฝากว่าเข้าถึงได้ยาก

เงินสำรอง

ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาของแหล่งน้ำมันประมาณ 5 พันล้านตัน พบแหล่งสะสมไฮโดรคาร์บอนที่ระดับความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาของชั้นถึง 2 ถึง 40 เมตร

น้ำมันจากแหล่ง Priobskoye นั้นมีเรซินต่ำโดยมีปริมาณพาราฟิน 2.4-2.5% มีคุณลักษณะพิเศษคือความหนาแน่นเฉลี่ย (863-868 กิโลกรัม/ลูกบาศก์เมตร) แต่มีปริมาณกำมะถันสูง (1.2-1.3%) ซึ่งต้องมีการทำให้บริสุทธิ์เพิ่มเติม ความหนืดของน้ำมันอยู่ที่ประมาณ 1.4-1.6 mPa*s

กำลังเปิด

เงินฝาก Priobskoye ถูกค้นพบในปี 1982 โดยหลุมหมายเลข 151 ของ Glavtyumengeologiya
การผลิตน้ำมันเชิงปฏิบัติการเริ่มขึ้นในปี 1988 บนฝั่งซ้ายจากหลุมหมายเลข 181-R โดยใช้วิธีการไหล ฝั่งขวาเริ่มได้รับการพัฒนาในเวลาต่อมา – ในปี 1999

การพัฒนา

ปัจจุบัน การพัฒนาทางตอนเหนือของแหล่งน้ำมัน Priobskoye (SLT) ดำเนินการโดย RN-Yuganskneftegaz LLC ซึ่งเป็นเจ้าของโดย Rosneft และทางตอนใต้ (YULT) โดย Gazpromneft-Khantos LLC (บริษัทในเครือของ Gazprom Neft PJSC)

นอกจากนี้ ทางตอนใต้ของสนามมีพื้นที่ใบอนุญาต Verkhne-Shapshinsky และ Sredne-Shapshinsky ที่ค่อนข้างเล็กซึ่งได้รับการพัฒนาตั้งแต่ปี 2008 โดย OJSC NAC AKI OTYR ซึ่งเป็นเจ้าของโดย PJSC NK RussNeft

วิธีการพัฒนา

เนื่องจากเงื่อนไขเฉพาะของการเกิดไฮโดรคาร์บอนและที่ตั้งทางภูมิศาสตร์ของแหล่งสะสม การผลิตที่แหล่งน้ำมัน Priobskoye ดำเนินการโดยใช้การแตกหักแบบไฮดรอลิกซึ่งช่วยลดต้นทุนการดำเนินงานและการลงทุนด้านทุนได้อย่างมาก

ในเดือนพฤศจิกายน 2559 เกิดการแตกหักด้วยไฮดรอลิกที่ใหญ่ที่สุดของอ่างเก็บน้ำน้ำมันในรัสเซียที่สนาม - สูบโพรเพนต์ 864 ตันเข้าไปในอ่างเก็บน้ำ ดำเนินการร่วมกับผู้เชี่ยวชาญจาก Newco Well Service

ระดับการผลิตในปัจจุบัน

แหล่ง Priobskoye ถือเป็นแหล่งน้ำมันที่ใหญ่ที่สุดในรัสเซียอย่างถูกต้องในแง่ของปริมาณสำรองและปริมาณการผลิต จนถึงปัจจุบัน มีการเจาะหลุมผลิตประมาณ 1,000 หลุม และหลุมฉีดเกือบ 400 หลุมที่นั่น

ในปี 2559 แหล่งนี้คิดเป็น 5% ของการผลิตน้ำมันทั้งหมดในรัสเซีย และในช่วงห้าเดือนแรกของปี 2560 มีการผลิตน้ำมันมากกว่า 10 ล้านตัน

แหล่งน้ำมัน Priobskoye

§1 แหล่งน้ำมัน Priobskoye

ปริออบสโค- สนามที่ใหญ่ที่สุดในไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตการปกครองในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ในระยะทาง 65 กม. จาก Khanty-Mansiysk และ 200 กม. จาก Nefteyugansk แบ่งตามแม่น้ำออบออกเป็นสองส่วนคือฝั่งซ้ายและขวา การพัฒนาฝั่งซ้ายเริ่มขึ้นในปี 2531 ฝั่งขวา - ในปี 2542 ปริมาณสำรองทางธรณีวิทยาประมาณ 5 พันล้านตัน ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วและสามารถกู้คืนได้อยู่ที่ประมาณ 2.4 พันล้านตัน เปิดดำเนินการในปี พ.ศ. 2525 ฝากที่ระดับความลึก 2.3-2.6 กม. ความหนาแน่นของน้ำมัน 863-868 กก./ลบ.ม. (ประเภทน้ำมันปานกลาง เนื่องจากอยู่ในช่วง 851-885 กก./ลบ.ม.) ปริมาณพาราฟินปานกลาง (2.4-2.5%) และปริมาณกำมะถัน 1.2-1 .3% (เป็นของกำมะถัน) น้ำมันคลาส 2 ที่จ่ายให้กับโรงกลั่นตาม GOST 9965-76) ณ สิ้นปี 2548 มีการผลิต 954 รายการ และหลุมฉีด 376 หลุมในสนาม การผลิตน้ำมันที่แหล่ง Priobskoye ในปี 2550 มีจำนวน 40.2 ล้านตันโดย Rosneft - 32.77 และ Gazprom Neft - 7.43 ล้านตัน องค์ประกอบของธาตุปริมาณน้อยเป็นคุณลักษณะที่สำคัญของวัตถุดิบประเภทนี้ และมีข้อมูลธรณีเคมีต่างๆ เกี่ยวกับอายุของน้ำมัน สภาพการก่อตัว ต้นกำเนิดและเส้นทางการอพยพ และยังมีการใช้กันอย่างแพร่หลายในการระบุแหล่งน้ำมัน เพิ่มประสิทธิภาพกลยุทธ์การค้นหาภาคสนาม และแยกผลิตภัณฑ์ของหลุมที่ดำเนินการร่วมกัน

ตารางที่ 1.ช่วงและปริมาณเฉลี่ยของธาตุขนาดเล็กในน้ำมัน Priobsk (มก./กก.)

อัตราการไหลของบ่อน้ำมันที่มีอยู่เดิมอยู่ที่ 35 ตัน/วัน มากถึง 180 ตัน/วัน ตำแหน่งของบ่อน้ำจะกระจุกตัวกัน ปัจจัยการฟื้นตัวของน้ำมัน 0.35

คลัสเตอร์ของหลุมคือตำแหน่งที่หัวหลุมตั้งอยู่ใกล้กันบนพื้นที่เทคโนโลยีเดียวกัน และด้านล่างของหลุมอยู่ที่โหนดของตารางการพัฒนาอ่างเก็บน้ำ

ปัจจุบันหลุมผลิตส่วนใหญ่มีการเจาะโดยใช้วิธีคลัสเตอร์ สิ่งนี้อธิบายได้จากข้อเท็จจริงที่ว่าการขุดเจาะกลุ่มทุ่งสามารถลดขนาดของพื้นที่ที่ถูกครอบครองโดยการขุดเจาะและหลุมผลิต ถนน สายไฟ และท่อส่งลงได้อย่างมาก

ข้อได้เปรียบนี้มีความสำคัญเป็นพิเศษในระหว่างการก่อสร้างและการดำเนินงานบ่อน้ำบนพื้นที่อุดมสมบูรณ์ ในเขตอนุรักษ์ธรรมชาติ ในทุ่งทุนดรา ซึ่งชั้นผิวโลกที่ถูกรบกวนได้รับการฟื้นฟูหลังจากผ่านไปหลายทศวรรษ ในพื้นที่แอ่งน้ำ ซึ่งทำให้ต้นทุนซับซ้อนและเพิ่มอย่างมาก ของงานก่อสร้างและติดตั้งสถานที่ขุดเจาะและปฏิบัติการ การขุดเจาะกลุ่มยังจำเป็นเมื่อจำเป็นต้องค้นหาแหล่งสะสมน้ำมันภายใต้โครงสร้างอุตสาหกรรมและโยธา ใต้ก้นแม่น้ำและทะเลสาบ ใต้เขตชั้นวางจากชายฝั่งและสะพานลอย สถานที่พิเศษถูกครอบครองโดยการก่อสร้างบ่อน้ำแบบคลัสเตอร์ใน Tyumen, Tomsk และภูมิภาคอื่น ๆ ของไซบีเรียตะวันตก ซึ่งทำให้สามารถสร้างบ่อน้ำมันและก๊าซบนเกาะทดแทนในพื้นที่ห่างไกลที่มีหนองน้ำและมีประชากรหนาแน่นได้สำเร็จ

ตำแหน่งของหลุมในคลัสเตอร์ขึ้นอยู่กับสภาพภูมิประเทศและวิธีการเชื่อมต่อคลัสเตอร์เข้ากับฐาน พุ่มไม้ที่ไม่ได้เชื่อมต่อด้วยถนนถาวรถึงฐานถือเป็นของท้องถิ่น ในบางกรณี พุ่มไม้อาจเป็นสิ่งพื้นฐานเมื่อตั้งอยู่บนเส้นทางคมนาคม บนแผ่นอิเล็กโทรดในท้องถิ่น หลุมมักจะวางเป็นรูปพัดลมในทุกทิศทาง ซึ่งทำให้คุณมีหลุมบนแผ่นอิเล็กโทรดได้สูงสุด

อุปกรณ์ขุดเจาะและอุปกรณ์เสริมถูกติดตั้งในลักษณะที่เมื่อแท่นขุดเจาะย้ายจากหลุมหนึ่งไปอีกหลุมหนึ่ง ปั๊มเจาะ หลุมรับ และส่วนหนึ่งของอุปกรณ์สำหรับการทำความสะอาด การบำบัดทางเคมี และการเตรียมของเหลวจากการขุดเจาะจะยังคงอยู่กับที่จนกว่าการดำเนินการจะเสร็จสมบูรณ์ การก่อสร้างหลุมทั้งหมด (หรือบางส่วน) บนแผ่นนี้

จำนวนหลุมในคลัสเตอร์อาจแตกต่างกันตั้งแต่ 2 ถึง 20-30 หลุมขึ้นไป ยิ่งไปกว่านั้น ยิ่งมีหลุมในกระจุกมากเท่าใด ความเบี่ยงเบนของพื้นผิวจากหัวหลุมก็จะมากขึ้นเท่านั้น ความยาวของลำต้นก็เพิ่มขึ้น ความยาวของลำต้นก็เพิ่มขึ้น ซึ่งส่งผลให้ต้นทุนในการขุดเจาะบ่อเพิ่มขึ้น นอกจากนี้ยังมีอันตรายจากการที่ลำต้นมาบรรจบกัน ดังนั้นจึงจำเป็นต้องคำนวณจำนวนหลุมที่ต้องการในคลัสเตอร์

วิธีการสูบลึกในการผลิตน้ำมันเป็นวิธีการยกของเหลวจากบ่อขึ้นสู่ผิวน้ำโดยใช้หน่วยสูบแบบก้านและแบบไร้ก้านประเภทต่างๆ
ที่สนาม Priobskoye มีการใช้ปั๊มแรงเหวี่ยงไฟฟ้า - ปั๊มบ่อลึกแบบไม่มีก้านซึ่งประกอบด้วยปั๊มแรงเหวี่ยงหลายขั้นตอน (50-600 ขั้น) ซึ่งตั้งอยู่แนวตั้งบนเพลาทั่วไปมอเตอร์ไฟฟ้า (มอเตอร์ไฟฟ้าแบบอะซิงโครนัสที่เต็มไปด้วยอิเล็กทริก น้ำมัน) และตัวป้องกันที่ทำหน้าที่ปกป้องมอเตอร์ไฟฟ้าไม่ให้ของเหลวเข้าไป มอเตอร์ขับเคลื่อนด้วยสายเคเบิลหุ้มเกราะซึ่งลดระดับลงพร้อมกับท่อสูบน้ำ ความเร็วในการหมุนของเพลามอเตอร์ไฟฟ้าอยู่ที่ประมาณ 3,000 รอบต่อนาที ปั๊มถูกควบคุมบนพื้นผิวโดยสถานีควบคุม ผลผลิตของปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแตกต่างกันไปตั้งแต่ 10 ถึง 1,000 ลบ.ม. ของของเหลวต่อวันโดยมีประสิทธิภาพ 30-50%

การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้ารวมถึงอุปกรณ์ใต้ดินและพื้นผิว
การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าแบบ downhole (ESP) มีเพียงสถานีควบคุมที่มีหม้อแปลงไฟฟ้าอยู่บนพื้นผิวบ่อ และมีลักษณะเฉพาะคือการมีไฟฟ้าแรงสูงในสายไฟ ซึ่งหย่อนลงในบ่อพร้อมกับท่อท่อ การติดตั้งปั๊มหอยโข่งไฟฟ้าใช้งานในบ่อที่มีประสิทธิผลสูงและมีแรงดันกักเก็บสูง

เงินฝากนั้นอยู่ห่างไกลไม่สามารถเข้าถึงได้ 80% ของพื้นที่ตั้งอยู่ในที่ราบน้ำท่วมของแม่น้ำออบและมีน้ำท่วมในช่วงน้ำท่วม เงินฝากมีความโดดเด่นด้วยโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่ซับซ้อน - โครงสร้างที่ซับซ้อนของตัวทรายในพื้นที่และส่วนต่างๆ ชั้นต่างๆ มีการเชื่อมต่อแบบอุทกพลศาสตร์อย่างอ่อน อ่างเก็บน้ำของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลมีลักษณะดังนี้:

การซึมผ่านต่ำ

ปริมาณทรายต่ำ

เพิ่มปริมาณดินเหนียว

การผ่าสูง

สนาม Priobskoye มีลักษณะเฉพาะด้วยโครงสร้างที่ซับซ้อนของขอบเขตอันมีประสิทธิผลทั้งในพื้นที่และในส่วนต่างๆ แหล่งกักเก็บแห่งขอบฟ้า AC10 และ AC11 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลปานกลางและต่ำ และ AC12 จัดอยู่ในประเภทมีประสิทธิผลต่ำผิดปกติ ลักษณะทางธรณีวิทยาและทางกายภาพของชั้นผลผลิตของพื้นที่นั้น บ่งชี้ถึงความเป็นไปไม่ได้ที่จะพัฒนาพื้นที่นั้นโดยไม่มีอิทธิพลเชิงรุกต่อชั้นการผลิตของพื้นที่นั้น และไม่มีการใช้วิธีการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต สิ่งนี้ได้รับการยืนยันจากประสบการณ์ในการพัฒนาส่วนปฏิบัติการของส่วนฝั่งซ้าย

ลักษณะทางธรณีวิทยาและกายภาพหลักของเขต Priobskoye เพื่อประเมินการบังคับใช้วิธีการกระแทกต่างๆ ได้แก่:

1) ความลึกของการก่อตัวที่มีประสิทธิผล - 2,400-2,600 ม.

2) เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน ระบอบการปกครองตามธรรมชาติมีความยืดหยุ่น ปิด

3) ความหนาของชั้น AS 10, AS 11 และ AS 12 ตามลำดับสูงถึง 20.6, 42.6 และ 40.6 ม.

4) แรงดันอ่างเก็บน้ำเริ่มต้น - 23.5-25 MPa

5) อุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ - 88-90°C

6) การซึมผ่านของอ่างเก็บน้ำต่ำ ค่าเฉลี่ยตามผลลัพธ์

7) ความหลากหลายด้านข้างและแนวตั้งของชั้นสูง

8) ความหนืดของน้ำมันอ่างเก็บน้ำ - 1.4-1.6 mPa*s

9) แรงดันอิ่มตัวของน้ำมัน 9-11 MPa

10) น้ำมันแนฟเทนิก พาราฟินิก และเรซินต่ำ

เมื่อเปรียบเทียบข้อมูลที่นำเสนอกับเกณฑ์ที่ทราบสำหรับการใช้วิธีการกระตุ้นอ่างเก็บน้ำอย่างมีประสิทธิภาพสามารถสังเกตได้ว่าแม้จะไม่มีการวิเคราะห์โดยละเอียด แต่วิธีการต่อไปนี้สำหรับฟิลด์ Priobskoye ก็สามารถแยกออกจากวิธีการที่ระบุไว้ข้างต้น: วิธีการระบายความร้อนและน้ำท่วมโพลีเมอร์ (เป็นวิธีการแทนที่น้ำมันจากการก่อตัว) วิธีการใช้ความร้อนใช้สำหรับการสะสมด้วยน้ำมันที่มีความหนืดสูงและที่ระดับความลึกสูงสุด 1,500-1,700 ม. ควรใช้โพลีเมอร์น้ำท่วมในรูปแบบที่มีการซึมผ่านมากกว่า 0.1 ไมครอน เพื่อแทนที่น้ำมันที่มีความหนืด 10 ถึง 100 mPa * s และที่อุณหภูมิสูงถึง 90 ° C (สำหรับที่อุณหภูมิสูงกว่าจะใช้โพลีเมอร์ราคาแพงที่มีองค์ประกอบพิเศษ)

ทุ่ง Priobskoye ตั้งอยู่ในตอนกลางของที่ราบไซบีเรียตะวันตก ในทางปกครอง ตั้งอยู่ในภูมิภาค Khanty-Mansiysk ห่างจาก Khanty-Mansiysk ไปทางตะวันออก 65 กม. และห่างจากตัวเมืองไปทางตะวันตก 100 กม. เนฟเตยูกันสค์.

ในช่วงปี พ.ศ. 2521-2522 จากผลการสำรวจแผ่นดินไหวโดยละเอียดของ CDP ทำให้สามารถระบุการยกตัวของ Priobskoe ได้ จากช่วงเวลานี้การศึกษารายละเอียดเกี่ยวกับโครงสร้างทางธรณีวิทยาของดินแดนเริ่มต้นขึ้น: การพัฒนาอย่างกว้างขวางของการสำรวจแผ่นดินไหวร่วมกับความลึก การขุดเจาะ.

การค้นพบทุ่ง Priobskoye เกิดขึ้นในปี 1982 อันเป็นผลมาจาก การขุดเจาะและการทดสอบหลุม 151 เมื่อได้รับการไหลเข้าเชิงพาณิชย์ น้ำมันอัตราการไหล 14.2 ม. 3 /วัน ที่โช้ค 4 มม. จากช่วง 2885-2977 ม. (รูปแบบ Tyumen YUS 2) และ 2463-2467 ม. (รูปแบบ AS 11 1) - 5.9 ม. 3 /วันที่ระดับไดนามิก 1,023 ม.

โครงสร้าง Priob ตามแผนที่เปลือกโลกของแผ่นเปลือกโลกมีโซ-ซีโนโซอิก

Geosyneclise ของไซบีเรียตะวันตกตั้งอยู่ในเขตทางแยกของภาวะซึมเศร้า Khanty-Mansi, Megatrough Lyaminsky, กลุ่มการยกระดับ Salym และ West Lyaminsky

โครงสร้างลำดับที่หนึ่งมีความซับซ้อนโดยการยกขึ้นเป็นรูปโดมและรูปโดมของลำดับที่สองและโครงสร้างแอนติคลินิกเฉพาะที่แต่ละแห่ง ซึ่งเป็นเป้าหมายของงานสำรวจแร่และสำรวจ น้ำมันและ แก๊ส.

รูปแบบที่มีประสิทธิผลในฟิลด์ Priobskoye คือรูปแบบของกลุ่ม "AS": AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12 ในแง่ของชั้นหิน ชั้นเหล่านี้อยู่ในกลุ่มเงินฝากยุคครีเทเชียสของการก่อตัวของ Upper Vartov ในทางธรณีวิทยา การก่อตัวของ Upper Vartovskaya ประกอบด้วยหินโคลนสลับกับหินทรายและหินทรายบ่อยครั้งและไม่สม่ำเสมอ หินโคลนมีสีเทาเข้ม สีเทาอมเขียว มีปนทรายปนทรายเล็กน้อย หินทรายและหินทรายเป็นสีเทา ดินเหนียว มีไมเคเชียส เนื้อละเอียด ในบรรดาหินโคลนและหินทรายนั้นมีชั้นหินปูนดินเหนียวและคอนกรีตซิเดอไรต์ซ้อนกันอยู่

หินเหล่านี้ประกอบด้วยเศษซากพืชที่ไหม้เกรียม ซึ่งไม่ค่อยมีหอยสองฝา (inocerams) ที่มีการดูแลรักษาไม่ดีและปานกลาง

หินที่ซึมเข้าไปได้ของการก่อตัวที่มีประสิทธิผลนั้นมีการโจมตีทางตะวันออกเฉียงเหนือและใต้น้ำ การก่อตัวเกือบทั้งหมดมีลักษณะเฉพาะโดยการเพิ่มขึ้นของความหนาประสิทธิผลรวมและค่าสัมประสิทธิ์ปริมาณทราย โดยส่วนใหญ่อยู่ในส่วนกลางของเขตพัฒนาอ่างเก็บน้ำ เพื่อเพิ่มคุณสมบัติของอ่างเก็บน้ำ และด้วยเหตุนี้ การเสริมความแข็งแกร่งของวัสดุ clastic จึงเกิดขึ้นในภาคตะวันออก (สำหรับชั้นของ ขอบฟ้า AC 12) และทิศตะวันออกเฉียงเหนือ (สำหรับขอบฟ้า AC 11)

Horizon AC 12 เป็นเนื้อทรายหนาที่ทอดยาวจากทิศตะวันตกเฉียงใต้ไปทิศตะวันออกเฉียงเหนือในรูปแบบของแถบกว้างที่มีความหนาประสิทธิผลสูงสุดในภาคกลางสูงถึง 42 ม. (บ่อน้ำ 237) ในขอบฟ้านี้วัตถุสามชิ้นมีความโดดเด่น: เลเยอร์ AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0

การสะสมของการก่อตัวของ AC 12 3 จะแสดงในรูปแบบของสายโซ่ของวัตถุที่มีรูปทรงเลนส์ทรายและมีการโจมตีทางตะวันออกเฉียงเหนือ ความหนาใช้งานจริงแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. ถึง 12.8 ม. โดยค่าที่สูงกว่าจะจำกัดอยู่ที่คราบหลัก

แหล่งสะสมหลัก AS 12 3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก -2620 และ -2755 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหินทุกด้าน ขนาดเงินฝากคือ 34 x 7.5 กม. และสูง 126 ม.

ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 241 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก -2,640-2,707 ม. และถูกจำกัดอยู่ในบริเวณยกระดับในท้องถิ่น Khanty-Mansi เงินฝากจะถูกควบคุมจากทุกด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ ขนาดของเงินฝากคือ 18 x 8.5 กม. สูง - 76 ม.

ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 234 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,632-2,672 เมตร และแสดงถึงเลนส์หินทรายที่อยู่ทางฝั่งตะวันตกของโครงสร้าง Priob ขนาดเงินฝากคือ 8.5 x 4 กม. และความสูงคือ 40 ม. ชนิดนี้ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AS 12 3 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 15-C ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,664-2,689 ม. ภายในขอบโครงสร้าง Seliyarovsky ขนาดของแหล่งคัดกรองด้วยหินคือ 11.5 x 5.5 กม. และสูง 28 ม.

เงินฝาก AS 12 1-2 เป็นหลักและใหญ่ที่สุดในสนาม มันถูกจำกัดอยู่ที่โมโนไคลน์ ซึ่งซับซ้อนโดยการยกแอมพลิจูดขนาดเล็กในท้องถิ่น (บริเวณหลุม 246, 400) โดยมีโซนเปลี่ยนผ่านระหว่างทั้งสอง มันถูกจำกัดไว้สามด้านด้วยฉากกั้นแบบหินและมีเพียงทางใต้ (ไปทางทิศตะวันออกของพื้นที่ Frolovskaya) เท่านั้นที่อ่างเก็บน้ำมีแนวโน้มที่จะพัฒนา อย่างไรก็ตาม ด้วยระยะทางที่สำคัญ ขอบเขตของแหล่งสะสมยังคงถูกจำกัดแบบมีเงื่อนไขด้วยเส้นที่วิ่งไปทางใต้ 2 กม. จากบ่อน้ำ 271 และ 259. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปในช่วงกว้างตั้งแต่ 0.8 ม. (บ่อ 407) ถึง 40.6 ม. (บ่อ 237) น้ำมันสูงถึง 26 ลบ.ม. 3 ต่อวัน บนข้อต่อขนาด 6 มม. (หลุม 235) ขนาดของเงินฝากคือ 45 x 25 กม. สูง - 176 ม.

ฝาก AS 12 1-2 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 4-KhM ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,659-2,728 เมตร และถูกจำกัดอยู่ในเลนส์ทรายบนทางลาดด้านตะวันตกเฉียงเหนือของจุดยกระดับท้องถิ่น Khanty-Mansiysk น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ถึง 1.2 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7.5 x 7 กม. ความสูง - 71 ม.

ฝาก AS 12 1-2 ไว้บริเวณบ่อน้ำ. 330 ค้นพบที่ระดับความลึก 2,734-2,753 เมตร น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 2.2 ถึง 2.8 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11 x 4.5 กม. สูง - 9 ม. ประเภท - คัดกรองด้วยหิน

แหล่งสะสมของการก่อตัวของ AC 12 0 - แหล่งหลัก - ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. เป็นรูปเลนส์ที่มุ่งเน้นจากตะวันตกเฉียงใต้ถึงตะวันออกเฉียงเหนือ น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.6 (หลุม 172) ถึง 27 ม. (หลุม 262) แคว น้ำมันสูงถึง 48 ม. 3 /วัน ด้วยข้อต่อขนาด 8 มม. ขนาดของเงินฝากที่คัดกรองด้วยหินคือ 41 x 14 กม. สูง - 187 ม. AC 12 0 ฝากในบริเวณบ่อน้ำ 331 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2691-2713 เมตร และเป็นตัวแทนของเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัวความหนาบ่อนี้ 10 ม. ขนาด 5 x 4.2 กม. สูง 21 ม. อัตราการไหล น้ำมัน- 2.5 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Hd = 1932 ม.

เงินฝากก่อตัว AS 11 เป็นแบบคัดกรองด้วยหิน 2-4 หลุม มีทั้งหมด 8 หลุม เปิด 1-2 หลุม ในแง่ของพื้นที่ คราบจะอยู่ในรูปแบบของโซ่เลนส์ 2 เส้นทางทิศตะวันออก (ที่สูงที่สุด) และทางทิศตะวันตกในส่วนที่จมอยู่ใต้น้ำมากกว่าของโครงสร้าง monoclinal น้ำมันอิ่มตัวความหนาทางทิศตะวันออกเพิ่มขึ้น 2 เท่าหรือมากกว่าเมื่อเทียบกับบ่อตะวันตก ช่วงการเปลี่ยนแปลงทั้งหมดอยู่ที่ 0.4 ถึง 11 ม.

ค้นพบเงินฝากรูปแบบ AS 11 2-4 ในพื้นที่หลุม 246 ที่ระดับความลึก 2513-2555 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7 x 4.6 กม. สูง - 43 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 247 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2469-2490 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5 x 4.2 กม. สูง - 21 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 251 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2552-2613 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 7 x 3.6 กม. สูง - 60 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 232 เปิดที่ระดับความลึก 2532-2673 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 11.5 x 5 กม. สูง - 140 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 262 เปิดที่ระดับความลึก 2491-2501ม. ขนาดของเงินฝากคือ 4.5 x 4 กม. สูง - 10 ม.

พบตะกอนก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อ 271 ที่ระดับความลึก 2550-2667 ม. ขนาดฝากคือ 14 x 5 กม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ 151 เปิดที่ระดับความลึก 2464-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 5.1 x 3 กม. สูง - 37 ม.

ฝากก่อตัว AS 11 2-4 ในบริเวณบ่อน้ำ ค้นพบ 293 ที่ระดับความลึก 2612-2652 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 6.2 x 3.6 กม. สูง - 40 ม.

การสะสมของรูปแบบ AS 11 1 นั้นส่วนใหญ่จำกัดอยู่ที่ส่วนใกล้ยอดในรูปแบบของแถบกว้างของการปะทะทางตะวันออกเฉียงเหนือ ซึ่งจำกัดไว้ทั้งสามด้านด้วยโซนดินเหนียว

เงินฝากหลัก AS 11 1 นั้นใหญ่เป็นอันดับสองในทุ่ง Priobskoye ซึ่งค้นพบที่ระดับความลึก 2421-2533 ม. ทั้งสามด้านเงินฝากนั้นถูกจำกัดด้วยโซนดินเหนียวและทางทิศใต้เส้นขอบจะถูกวาดอย่างมีเงื่อนไขตามแนวเส้นที่ 2 กม. ทางใต้ของบ่อ 271 และ 259 เดบิต น้ำมันแปรผันจาก 2.46 ม. 3 ต่อวันที่ระดับไดนามิก 1195 ม. (บ่อ 243) ถึง 118 ม. 3 ต่อวันผ่านข้อต่อขนาด 8 มม. (บ่อ 246) น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.4 ม. (บ่อ 172) ถึง 41.6 (บ่อ 246) ขนาดของเงินฝากคือ 48 x 15 กม. ความสูงไม่เกิน 112 ม. ประเภท - คัดกรองด้วยหิน

เงินฝากของการก่อตัว AS 11 0 การก่อตัวของ AS 11 0 มีโซนการพัฒนาอ่างเก็บน้ำที่เล็กมากในรูปแบบของตัวเลนส์ซึ่งจำกัดอยู่ในบริเวณที่จมอยู่ใต้น้ำของส่วนใกล้ยอด

ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ เปิด 408 ที่ระดับความลึก 2432-2501 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 10.8 x 5.5 กม. สูง - 59 ม. แบบคัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมันจากกัน 252 เท่ากับ 14.2 ลบ.ม./วันที่ Нд =1410 ม.

ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 172 เจาะบ่อเดียว ที่ระดับความลึก 2442-2446 ม. และมีขนาด 4.7 x 4.1 กม. สูง - 3 ม. อัตราการไหล น้ำมันได้ 4.8 ลบ.ม./วัน ที่ Hd = 1150 ม.

ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 461 ขนาด 16 x 6 กม. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 4.8 ม. ประเภทของเงินฝาก - คัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมันจากกัน 461 คือ 15.5 ลบ.ม. ต่อวัน Nd = 1145 ม.

ฝาก AS 11 0 ไว้บริเวณบ่อครับ 425 ถูกเจาะเข้าไปในบ่อเดียว น้ำมันอิ่มตัวกำลังไฟฟ้า - 3.6 ม. อัตราการไหล น้ำมันเท่ากับ 6.1 ลบ.ม./วัน ที่ Hd = 1260 ม.

ขอบฟ้า AS 10 ถูกค้นพบภายในโซนกลางของสนาม Priobskoye ซึ่งถูกจำกัดอยู่ในพื้นที่ที่จมอยู่ใต้น้ำมากขึ้นของส่วนใกล้ยอด เช่นเดียวกับปีกตะวันตกเฉียงใต้ของโครงสร้าง การแบ่งขอบฟ้าออกเป็นชั้น AS 10 1, AS 10 2-3 (ในภาคกลางและตะวันออก) และ AS 10 2-3 (ทางตะวันตก) เป็นไปตามขอบเขตที่กำหนดและถูกกำหนดโดยเงื่อนไขของการเกิดขึ้นและ การก่อตัวของตะกอนเหล่านี้โดยคำนึงถึงองค์ประกอบทางธรณีวิทยาของหินและลักษณะทางเคมีกายภาพ น้ำมัน.

แหล่งสะสมหลัก AS 10 2-3 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2427-2721 ม. และตั้งอยู่ทางตอนใต้ของทุ่ง เดบิต น้ำมันอยู่ในช่วงตั้งแต่ 1.5 ม. 3 /วัน ที่ข้อต่อ 8 มม. (หลุม 181) ถึง 10 ม. 3 /วัน ที่ Nd = 1633 ม. (หลุม 421) น้ำมันอิ่มตัวความหนามีตั้งแต่ 0.8 ม. (บ่อ 180) ถึง 15.6 ม. (บ่อ 181) ขนาดของเงินฝากคือ 31 x 11 กม. ความสูงไม่เกิน 292 ม. เงินฝากได้รับการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AC 10 2-3 บริเวณบ่อน้ำ. 243 ค้นพบที่ระดับความลึก 2393-2433 ม. อัตราการผลิต น้ำมันคือ 8.4 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Нд =1248 ม. (บ่อ 237) น้ำมันอิ่มตัวความหนา 4.2 - 5 ม. ขนาด 8 x 3.5 กม. สูงถึง 40 ม. ประเภทของเงินฝาก - ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AC 10 2-3 บริเวณบ่อน้ำ. 295 เปิดที่ระดับความลึก 2,500-2566 ม. และถูกควบคุมโดยโซนที่ก่อตัวเป็นดินเหนียว น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 1.6 ถึง 8.4 ม. ในบ่อน้ำ 295, 3.75 ม. 3 /วัน ได้ที่ Hd = 1100 ม. ขนาดฝาก 9.7 x 4 กม. สูง 59 ม.

แหล่งสะสมหลัก AS 10 1 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2374-2492 ม. โซนทดแทนอ่างเก็บน้ำควบคุมการทับถมทั้งสามด้านและทางทิศใต้เส้นขอบจะถูกวาดอย่างมีเงื่อนไขในระยะทาง 2 กม. จากบ่อน้ำ 259 และ 271. น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 0.4 (หลุม 237) ถึง 11.8 ม. (หลุม 265) เดบิต น้ำมัน: จาก 2.9 ม. 3 /วัน ที่ Нд =1064 ม. (บ่อ 236) ถึง 6.4 ม. 3 /วัน ด้วยข้อต่อขนาด 2 มม. ขนาดของเงินฝากคือ 38 x 13 กม. ความสูงไม่เกิน 120 ม. ประเภทเงินฝาก - ผ่านการคัดกรองด้วยหิน

ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. ค้นพบ 420 ที่ระดับความลึก 2,480-2,496 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 4.5 x 4 กม. สูง - 16 ม.

ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. 330 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2499-2528 ม. ขนาดของเงินฝากคือ 6 x 4 กม. สูง - 29 ม.

ฝาก AC 10 1 บริเวณบ่อน้ำ. 255 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2468-2469 ม. ขนาดของแหล่งสะสมคือ 4 x 3.2 กม.

ส่วนของรูปแบบ AS 10 เสร็จสมบูรณ์โดยรูปแบบที่มีประสิทธิผล AS 10 0 ภายในนั้นมีการระบุเงินฝากสามรายการซึ่งตั้งอยู่ในรูปแบบของการโจมตีใต้น้ำ

เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 242 เปิดที่ระดับความลึก 2,356-2,427 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหิน เดบิต น้ำมัน 4.9 - 9 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1261-1312 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 2.8 - 4 ม. ขนาดฝาก 15 x 4.5 กม. สูงถึง 58 ม.

เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 239 ค้นพบที่ระดับความลึก 2370-2433 ม. อัตราการผลิต น้ำมัน 2.2 - 6.5 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1244-1275 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 1.6 -2.4 ม. ขนาดฝาก 9 x 5 กม. สูงถึง 63 ม.

เอซี 10 0 ฝากไว้บริเวณบ่อน้ำ 180 เปิดที่ระดับความลึก 2388-2391 ม. และผ่านการคัดกรองด้วยหิน น้ำมันอิ่มตัวความหนา - 2.6 ม. ไหลเข้า น้ำมันได้ 25.9 ลบ.ม./วัน ที่ Hd-1070 ม.

ฝาครอบเหนือขอบฟ้า AC 10 มีตัวแทนของหินดินเหนียว ซึ่งมีความยาวตั้งแต่ 10 ถึง 60 ม. จากตะวันออกไปตะวันตก

หินทรายทรายตะกอน AC 9 มีการกระจายตัวที่จำกัด และนำเสนอในรูปแบบของหน้าต่างด้านหน้า โดยส่วนใหญ่จะเคลื่อนไปทางทิศตะวันออกเฉียงเหนือและทิศตะวันออกของโครงสร้าง เช่นเดียวกับทางตะวันตกเฉียงใต้

อ่างเก็บน้ำเอซี 9 บริเวณบ่อน้ำ 290 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2473-2548 ม. และจำกัดอยู่ทางตะวันตกของทุ่งนา น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 3.2 ถึง 7.2 ม. อัตราการไหล น้ำมันคือ 1.2 - 4.75 ม. 3 /วัน ที่ Hd - 1382-1184 ม. ขนาดฝาก 16.1 x 6 กม. ความสูง - สูงถึง 88 ม.

ทางทิศตะวันออกของทุ่งนา มีการระบุแหล่งเงินฝากขนาดเล็กสองแห่ง (6 x 3 กม.) น้ำมันอิ่มตัวความหนาตั้งแต่ 0.4 ถึง 6.8 ม. แคว น้ำมัน 6 และ 5.6 ลบ.ม. 3 /วันที่ Hd = 1300-1258 ม. เงินฝากจะถูกคัดกรองด้วยหิน

แหล่งสะสมที่มีประสิทธิผลของนีโอโคเมียนจะเสร็จสมบูรณ์โดยการก่อตัว AC 7 ซึ่งมีรูปแบบโมเสคมากในตำแหน่ง แบริ่งน้ำมันและทุ่งน้ำแข็ง

พื้นที่ที่ใหญ่ที่สุดในพื้นที่ แหล่งสะสมทางทิศตะวันออกของรูปแบบ AS 7 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2291-2382 ม. มีรูปทรงสามด้านโดยโซนทดแทนอ่างเก็บน้ำ และทางทิศใต้ เส้นขอบมีเงื่อนไขและลากไปตามเส้นวิ่ง 2 กิโลเมตรจากบ่อที่ 271 และ 259 แหล่งเงินฝากนี้หันไปทางตะวันตกเฉียงใต้ถึงตะวันออกเฉียงเหนือ แคว น้ำมัน: 4.9 - 6.7 ลบ.ม. /วัน ที่ Hd = 1359-875 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 0.8 ถึง 7.8 ม. ขนาดของสิ่งสะสมที่คัดกรองด้วยหินคือ 46 x 8.5 กม. สูงถึง 91 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 290 เปิดที่ระดับความลึก 2302-2328 ม. แบริ่งน้ำมันความหนา 1.6 - 3 ม. ในบ่อน้ำ 290 ได้ 5.3 ลบ.ม./วัน น้ำมันที่ P = 15 MPa ขนาดเงินฝากคือ 10 x 3.6 กม. สูง - 24 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 331 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,316-2,345 เมตร และมีรูปร่างคล้ายเลนส์โค้ง น้ำมันอิ่มตัวความหนาแตกต่างกันไปตั้งแต่ 3 ถึง 6 ม. ในบ่อน้ำ 331 ได้รับการหลั่งไหลเข้ามา น้ำมัน 1.5 ม. 3 /วัน ที่ Hd = 1511 ม. ขนาดของหินที่คัดกรองด้วยหินคือ 17 x 6.5 กม. สูง - 27 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 243 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2254-2304 ม. น้ำมันอิ่มตัวความหนา 2.2-3.6 ม. ขนาด 11.5 x 2.8 กม. สูง - 51 ม. ในบ่อน้ำ 243 ได้รับแล้ว น้ำมัน 1.84 ลบ.ม. 3 /วัน ที่ Nd-1362 ม.

เอซี 7 ฝากไว้ในบริเวณบ่อน้ำ 259 ถูกค้นพบที่ระดับความลึก 2,300 เมตร และเป็นตัวแทนของเลนส์หินทราย น้ำมันอิ่มตัวหนา 5.0 ม. ขนาด 4 x 3 กม.

สนาม Priobskoye

ชื่อ

ตัวชี้วัด

หมวดหมู่

AS 12 3

เอเอส 12 1-2

เช่น 12 0

อส 11 2-4

เอซี 11 1

เช่น 11 0

AS 10 2-3

เอซี 10 1

เอซี 10 0

เอซี 9

เอซี 7

เบื้องต้นสามารถเรียกคืนได้

ปริมาณสำรองพันตัน

อาทิตย์ 1

ค 2

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

สะสมแล้ว

การผลิตพันตัน

1006

ประจำปี

การผลิตพันตัน

สต๊อกไว้เลย

การทำเหมืองแร่

การฉีด

โครงการ

การขุดเจาะ

3 แถว

ขนาดตาข่าย

500*500

ความหนาแน่น

บ่อน้ำ

ลักษณะทางธรณีวิทยาและสนามโดยย่อของการก่อตัว