Ev » Şirketler » Khmao Priobskoe depozitosu. Priobskoye sahası mı? Bu eşsiz

Khmao Priobskoe depozitosu. Priobskoye sahası mı? Bu eşsiz

Priobskoye sahası, 1985 yılında Hantı-Mansi Özerk Okrugu haritasında, 181 numaralı kuyuyla birlikte sol yaka kısmı keşfedildiğinde ortaya çıktı. Jeologlar, günde 58 metreküp hacimli bir petrol fışkırması aldı. Dört yıl sonra sol yakada sondaj başladı ve nehrin sağ yakasındaki ilk kuyunun ticari işletmesi 10 yıl sonra başladı.

Priobskoye saha özellikleri

Priobskoye sahası, Salymsky ve Lyaminsky'nin petrol ve gaz taşıyan bölgelerinin sınırlarına yakın konumdadır.

Priobskoye sahasından elde edilen yağın özellikleri, onu düşük reçineli (yüzde 2,4-2,5 düzeyinde parafinler) olarak sınıflandırmayı mümkün kılar, ancak aynı zamanda yüksek kükürt içeriğine (yüzde 1,2-1,3) sahiptir; ek saflaştırma ve karlılığı azaltır. Rezervuar yağının viskozitesi 1,4-1,6 mPa*s düzeyinde olup, katmanların kalınlığı 2 ila 40 metreye ulaşmaktadır.

Özellikleri benzersiz olan Priobskoye sahası, jeolojik olarak haklı beş milyar ton rezerve sahiptir. Bunlardan 2,4 milyarı kanıtlanmış ve kurtarılabilir olarak sınıflandırılıyor. 2013 yılı itibarıyla Priobskoye sahasındaki geri kazanılabilir rezerv tahmini 820 milyon tonun üzerindeydi.

2005 yılına gelindiğinde günlük üretim 60,2 bin ton gibi yüksek rakamlara ulaştı. 2007 yılında 40 milyon tonun üzerinde üretim gerçekleşti.

Sahada bugüne kadar bine yakın üretim kuyusu, 400'e yakın da enjeksiyon kuyusu açıldı. Priobskoye petrol sahasının rezervuar yatakları 2,3,2,6 kilometre derinlikte bulunmaktadır.

2007 yılında Priobskoye sahasındaki yıllık sıvı hidrokarbon üretimi 33,6 milyon tona (veya Rusya'daki tüm üretimin %7'sinden fazlasına) ulaştı.

Priobskoye petrol sahası: geliştirme özellikleri

Sondajın özelliği, Priobskoye sahasının çalılarının Ob Nehri'nin her iki tarafında yer alması ve çoğunun nehrin taşkın yatağında bulunmasıdır. Bu temelde, Priobskoye yatağı Güney ve Kuzey Priobskoye'ye bölünmüştür. İlkbahar ve sonbaharda tarla alanı düzenli olarak sel sularıyla sular altında kalıyor.

Bu düzenleme, parçalarının farklı sahiplere sahip olmasının nedenidir.

Nehrin kuzey kıyısında geliştirme Yuganskneftegaz (YUKOS'tan sonra Rosneft'e geçen bir yapı) tarafından yürütülüyor ve güney kıyısında Gazprom Neft'in bir yapısı olan Khantos şirketi tarafından geliştirilen alanlar var (ek olarak) Priobsky'ye göre Palyanovsky projesinde de yer alıyor). Priobskoye sahasının güney kesiminde Russneft'in yan kuruluşu Aki Otyr şirketine Verkhne ve Sredne-Shapshinsky bölgeleri için küçük lisans alanları tahsis edildi.

Bu faktörler, karmaşık jeolojik yapının (çoklu katmanlar ve düşük üretkenlik) yanı sıra, Priobskoye sahasının erişimi zor olarak nitelendirilmesini mümkün kılmaktadır.

Ancak modern hidrolik kırma teknolojileri, büyük miktarlarda su karışımını yeraltına pompalayarak bu zorluğun üstesinden gelebilir. Bu nedenle, Priobskoye sahasında yeni delinmiş tüm pedler yalnızca hidrolik kırma ile kullanılmaya başlanıyor, bu da işletme maliyetlerini ve sermaye yatırımlarını önemli ölçüde azaltıyor.

Bu durumda üç yağ tabakası aynı anda kırılıyor. Ek olarak, yan kuyular farklı açılara yönlendirildiğinde kuyuların ana kısmı ilerici kümeleme yöntemi kullanılarak döşenir. Enine kesitte dalları aşağıya doğru bakan bir çalıyı andırır. Bu yöntem, yüzey sondaj sahalarının düzenlenmesinden tasarruf sağlar.

Küme sondaj tekniği, verimli toprak tabakasının korunmasına olanak sağladığı ve çevreye yalnızca küçük bir etkisi olduğu için yaygınlaştı.

Haritada Priobskoye alanı

Khanty-Mansi Özerk Okrugu haritasındaki Priobskoye alanı aşağıdaki koordinatlar kullanılarak belirlenir:

61°20′00″ kuzey enlemi,
70°18′50″D.

Priobskoye petrol sahası, Özerk Okrug'un başkenti Khanty-Mansiysk'e sadece 65 km ve Nefteyugansk şehrine 200 kilometre uzaklıkta bulunuyor. Saha geliştirme alanında yerli küçük ulusların yerleşim yerlerinin bulunduğu alanlar vardır:

Khanty (nüfusun yaklaşık yarısı),
Nenets,
Muncie,
Selup'lar.

Bölgede Elizarovsky (cumhuriyetçi önemi), Vaspukholsky ve Shapshinsky sedir ormanı da dahil olmak üzere birçok doğal rezerv oluşturulmuştur. 2008 yılından bu yana, Hantı-Mansi Özerk Okrugu - Yugra'da (merkezi Samarovo'da olan bölgenin tarihi adı), fosilin bulunduğu 161,2 hektarlık bir alana sahip "Lugovskie Mamutları" doğal anıtı kuruldu. 10 ila 15 bin yıl öncesine ait mamut kalıntıları ve av araçları defalarca bulundu.

BATI SİBİRYA'DA PRIOBSKOYE SAHASINDA PETROL REZERVLERİNİN OLUŞUMUNUN TARİHSEL-GENETİK MODELİ

T.N. Nemçenko (NK "YUKOS")

Rezervler açısından Priobskoye petrol sahası benzersiz olanlar grubuna ait ve 1989 yılında geliştirilmeye başlandı. Saha, Tyumen Bölgesi'nin Khanty-Mansiysk Özerk Okrugu'nda, Khanty-Mansiysk'in 65 km doğusunda ve 100 km uzaklıkta yer almaktadır. Nefteyugansk'ın batısında. Batı Sibirya petrol ve gaz eyaletinin batı kısmı olan Frolovskaya petrol ve gaz bölgesinin bir parçasıdır.

Priobskoye petrol sahası, Batı Sibirya'nın petrol ve gaz kompleksleri sisteminde özel bir yere sahiptir. Priobskoye sahasının keşfi son yıllarda önemli bir olaydır. Tyumen ve Bazhenov formasyonlarının üst kısımlarında ve Neocomian yataklarında endüstriyel yağ içeriği tespit edilmiştir. Ana rezervler AS 10-12 Neocomian formasyonlarıdır. 20'den fazla yatak, çoğu büyük olarak sınıflandırılan, 2300-2700 m derinlikte yer alan Hauteriviyen yaş tabakalarıyla sınırlıdır. Sismostratigrafik analizlere göre Neokomiyen verimli tabakaların klinoform yapısı tespit edilmiştir. Priobskoye sahası, bu bölgede Neokomiyen tabakalarının klinoform yapısının derin sondajlarla doğrulandığı tek sahadır ().

Priobskoye sahasındaki Neocomian yataklarının üretkenliği pratikte yalnızca tek bir faktör tarafından kontrol edilmektedir - kesitteki geçirgen rezervuar katmanlarının varlığı. Çok sayıda test (AS 10-12 katmanları) sırasında formasyon suyunun bulunmaması, bu birimlerle ilişkili petrol yataklarının tamamen petrolle dolu kapalı mercek şeklindeki gövdeler olduğunu (su-yağ temasları yoktur) ve yatakların dış hatlarını göstermektedir. Her bir kum tabakası için yayılım sınırları (()) belirlenir.

Paleocoğrafik sedimantasyon koşullarının ve sismik verilerin kapsamlı bir analizi, Priobskoye sahasının güneyinde ve kuzeyinde Neocomian klinoformların geniş bir gelişim bölgesinin ana hatlarını çizmeyi mümkün kıldı. Bununla bağlantılı olarak, petrol ve gaz içeriği bölgesel yapısal arka plan tarafından belirlenmeyen, ancak Neocomian klinoformların gelişim alanı tarafından kontrol edilen bağımsız bir petrol ve gaz birikim bölgesi vardır (Karogodin Yu.N. , 1998).

Petrol yataklarının oluşumuna ilişkin koşullarla ilgili bir dizi önemli konu tam olarak anlaşılamamıştır. Bu bağlamda, Priobskoye sahasının karmaşık rezervuarlarında petrol yataklarının oluşumuna ilişkin temel bir tarihsel ve genetik modelin oluşturulması özellikle önemlidir.

Saha, Khanty-Mansi çöküntüsünün ve Salym kemerinin birleşim bölgesindeki karmaşık bir yerel monoklin yükselme grubuyla sınırlı, meridyen doğrultulu geniş bir petrol ve gaz taşıyan bölgenin bir parçasıdır.

Priob kubbe şeklindeki yükselme, Bazhenov Formasyonunun temel ufuk görevi gördüğü Büyük Salym topraklarının hemen bitişiğindedir. Bu ufukta bir grup petrol sahası göze çarpıyor - Salymskoye, Kuzey ve Batı Salymskoye, Verkhne- ve Sredne-Shapshinsky, Pravdinskoye, vb.

Batı Sibirya'nın Kretase tarihi boyunca, Hantı-Mansi çöküntüsü sedimantasyon havzasının en batık kısmı olarak kaldı ve bu nedenle buradaki bölüm çevredeki bölgelere göre daha killi. Volgian zamanında, Priobskoe yatağının alanı, yetersiz telafi edilmiş bir havzanın karakteristik özelliklerine sahip, paleobasinin derinlemesine su altında (500 m'ye kadar) eksenel bölgesinde bulundu. Bu, Bazhenov Formasyonunun OM açısından zengin çamurtaşı aralığının birikmesine yol açtı. Priobskoe yatağı alanında, Erken Berriasiyen'den bu yana, genel bir büyük gerilemenin arka planına karşı, bölgesel ve bölgesel ihlaller ve gerilemeler dönüşümlü olarak meydana gelmektedir. Havzanın paleoaksisi boyunca uzanan klinoformlar ve stratigrafik paketler doğu-güneydoğudan oluşmaya başlamış ve yavaş yavaş tüm havzayı doldurmuştur. Transgresif evrelerde ağırlıklı olarak Pimskaya ve Bystrinskaya gibi killi tabakalar, gerileme evrelerinde ise kumlu-silttaşı katmanları (AS 7 -AS 12) birikmiştir (Karogodin Yu.N., 1998).

Bazhenov Formasyonu yüksek bir toplam OM içeriğine ve üretim potansiyeline sahiptir. Bu ufkun, Batı Sibirya Havzası'ndaki Alt Kretase'de tespit edilen petrol sahalarının çoğunun kaynak kayası olduğuna inanılıyor. Bununla birlikte, Priobskoye sahasının sessiz tektonik tarihi ışığında, Neocomian rezervuarlarında hidrokarbonların büyük ölçekli dikey göçü sonucu birikintilerin oluştuğu varsayımı oldukça sorunlu görünmektedir.

Priobskoye sahasındaki Neocomian yataklarının petrol yataklarının oluşumunun tarihsel ve genetik bir modelini oluşturmak için Havza Modelleme yazılım paketi kullanıldı. Kompleks, hidrokarbon potansiyelini değerlendirmek için hızlı bir şekilde ve minimum düzeyde jeolojik veri seti ile bir model oluşturmanıza olanak tanır. Kuyular hakkında bilgi içeren program veritabanının parçaları. Priobskoe mevduatının sırasıyla 151 ve 254'ü verilmiştir. Model verilerini görselleştirmek için çökelti çökme geçmişi eğrilerinin bir görüntüsü diğer verilerle birlikte kullanıldı: olgunluk aşamaları, izotermler, vb. ().

Görülebileceği gibi, Neocomian formasyonlarının petrol yatakları, petrol taşıma kapasitesinin ana aşamasına, daha doğrusu üst kısmına, yani oluşumun erken aşamasına aittir. Neocomian yağlarının aksine, Bazhenov formasyonunun yağları neslin geç aşamasına () aittir. Bu sonuç, Batı Sibirya havzasında kurulan hidrokarbon sistemlerinin dikey faz-genetik bölgelenmesiyle tamamen uyumludur. Mezozoik yataklar bölümünde, her biri kendi hidrokarbon faz durumu, bileşimi, OM'nin olgunluk derecesi, termobarik koşullar vb. ile karakterize edilen beş bölge ayırt edilir. Neocomian ufukları (Orta Ob bölgesinin Valanginiyen-Hauteriviyen), Batı Sibirya havzasının Mesozoyik bölümünde (oluşum sıcaklığı 80-100 ° C) petrol oluşumu ve birikiminin ana bölgesi olan üçüncü, ağırlıklı olarak petrol bölgesinin bir parçasıdır. , Üst ve Orta Jura yataklarında tanımlanan birikintiler - hafif petrol birikimlerinin bulunduğu dördüncü petrol ve gaz yoğunlaşma bölgesine (Salym, Krasnoleninsky bölgeleri, rezervuar sıcaklığı 100-120 ° C).

Priobskoye sahasının Neocomian yataklarından ve Salym sahasının Bazhenov formasyonundan elde edilen petrollerin genetik, parametreler (grup, karbon izotop bileşimi vb.) dahil olmak üzere jeokimyasal analizi, bu yağların farklı olduğunu ve farklı genetik bölgelere ait olduğunu gösterdi () .

Jeokimyasal ve termobarik göstergeler açısından Priobskoye alanı farklılık gösterir:

· Alt Kretase yataklarındaki yağların hidrokarbon gazları ile önemli ölçüde yetersiz doygunluğu (düşük P sat / P pl değerleri ve gaz faktörü);

· Kretase'den Jura yataklarına geçiş sırasında Ppl'nin büyümesinde bir sıçrama (Jura kompleksinde AHPD'nin varlığı). Petrol doygunluğunun pratik olarak izole edilmiş iki aşaması vardır - Alt Kretase ve Jura. Priobskoye sahasındaki Neocomian formasyonlarının petrol yataklarının oluşumu bağımsız olarak gerçekleşmiştir ve Bazhenov formasyonundan dikey göçle ilişkili değildir.

Priobskoye sahasının karmaşık Neocomian rezervuarlarında petrol yataklarının oluşumunun temel tarihsel ve genetik modeli aşağıdaki şekilde sunulmaktadır. Neokomiyen rezervuarlarının oluşumuna büyük olasılıkla yol açan mekanizma, petrolün aynı dönemdeki kil birikintilerinden klinoformların kumlu kısımlarına yanal (yukarı doğru) göçüdür. Petrol ve gaz ayaklanmaya doğru ilerleyerek geçirgen kum-silttaşı oluşumlarını ve merceklerini doldurdu. Petrol göçünün mekanizması hakkındaki bu fikir aşağıdakiler tarafından desteklenmektedir: baskın litolojik tipteki yataklar; AC grubunun ufuklarında formasyon suyunun bulunmaması; Bazhenov ve Neocomian yağları arasındaki fark.

Tuzakların petrolle doldurulmasının, en derindeki tuzakların nispeten hafif yağla (AC 12 oluşumu, yoğunluk 0,86-0,87 g/cm3) doldurulması, üsttekilerin ise diferansiyel yakalama ilkesine göre gerçekleştiği dikkat çekicidir. - nispeten ağır (AC 10 katmanı, yoğunluk 0,88-0,89 g/cm3) ve en üstteki tuzaklar sudur (AC 6 katmanı).

Priobskoye sahasındaki petrol yataklarının oluşumunun tarihsel ve genetik bir modelinin oluşturulması temel öneme sahiptir. Priobskoye yatağının hemen yakınında, Khanty-Mansiysk, Frolovskaya ve diğer bölgelerde benzer tipte kum kütleleri bulunmaktadır. Görünüşe göre, Neocomian yatakları içinde Batı Sibirya'nın diğer bölgelerinde de benzer kökene sahip petrol yatakları keşfedilecek.

Sedimantasyon ve sismik araştırma verilerinin paleocoğrafik koşullarının kapsamlı bir analizi, Shapshinskoye'den 25-50 km genişliğinde bir şerit halinde uzanan Priobskoye yatağının güneyinde ve kuzeyinde Neocomian klinoformlarının geniş bir gelişim bölgesinin ana hatlarını çizmeyi mümkün kıldı ve Güneyde Erginskoye yatakları, kuzeyde Tumannoye ve Studenoye'ye kadar uzanır ve bağımsız bir bölge, petrol ve gaz birikimleriyle ilişkilendirilir; burada ana petrol kaynağı kayaları, Neocomian klinoformlarının kalın, aynı yaştaki kalın killi tabakaları olacaktır.

Edebiyat

1) Rusya'daki en büyük ve eşsiz petrol, petrol ve gaz sahalarının jeolojisi ve gelişimi. // Batı Sibirya petrol ve gaz eyaleti / Ed. V.E. Gavur. - M. VNIIOENG, 1996. - T.2.

2) Batı Sibirya'da petrol ve gaz jeolojisi / A.E. Kontorovich, I.I. Nesterov, F.K. Salmanov ve diğerleri - M.: Nedra, 1975.

3) Maksimov S.P. Paleozoik yataklarda petrol ve gaz yataklarının oluşumu için konum ve koşullar. - M.: Nedra, 1965.

4) Rylko A.V., Poteryayeva V.V. Batı Sibirya Mesozoik'inde sıvı ve gaz halindeki hidrokarbonların dağılımında dikey bölgeleme / Tr. ZapSibVNIGNI. - Cilt. 147. - Tümen, 1979.

5) Leonard S, Leonard J. Havza Mod 1D // Platte River Associates. -Denver, ABD. - 1993.

Batı Sibirya'nın petrol ve gaz kompleksleri sisteminde Priob petrol sahası özel bir yere sahiptir. Klinoform yapıya sahip olan Neocomian yatakları AC10-12, petrol rezervleri açısından ana yatak olarak değerlendirilmektedir. Paleocoğrafik sedimantasyon koşullarının ve sismik araştırma verilerinin karmaşık analizi, Priob sahasının güneyinde ve kuzeyinde gelişen geniş bir Neokomiyen klinoformlar bölgesinin tanınmasına olanak sağladı. Petrol ve gaz potansiyelinin bölgesel yapı tarafından yönetilmediği, ancak Neocomian klinoform gelişim bölgesi tarafından kontrol edilen bağımsız petrol ve gaz birikim bölgesi bu bölge ile ilişkilidir.

Priob sahasındaki Neocomian yataklarının petrol havuzları oluşumunun tarihi-genetik modelini oluşturmak amacıyla Havza Modellemesi program kompleksi kullanıldı.

Formasyon	Tip	Yaş, milyon yıl	Çatı derinliği, m	Güç, m	Litoloji
Kuznetsovskaya			1104		Killer
Uvatskaya			1128	292	Kumtaşları, kil
Hantı-Mansiysk (üst)		105	1420	136	“
Hantı-Mansiysk (alt)		112	1556	159	Killer
Vikulovskaya		118	1715	337	Kumtaşları, kil
Alymskaya		120	2052	250	“
Frolovskaya		145	2302	593	Killer

Formasyon	Tip	Yaş, milyon yıl	Çatı derinliği, m	Güç, m
Kuznetsovskaya			1058
Uvatskaya			1082	293
Hantı-Mansiysk (üst)		105	1375	134
Hantı-Mansiysk (alt)		112	1509	162
Vikulovskaya		118	1671	187
Alymskaya		120	1858	156
Frolovskaya		145	2014	837

Seçenekler	Alan
Seçenekler	Priobskoe	Salymskoe
Oluşma aralığı, m	2350-2733	2800-2975
Yaş, maaş	K 1, ahskaya	J 3, Bazhenov
Yağın grup bileşimi, %:
doymuş hidrokarbonlar	30,8-46,4	48,0-74,0
aromatik hidrokarbonlar	33,8-40,1	18,0-33,0
HC olmayan	16,2-29,1	7,0-16,0
doymuş hidrokarbonlar/aromatik hidrokarbonlar	0,8-1,3	1,4-40,0
İzotopik bileşimD 13 C, %o
doymuş hidrokarbonlar	31,78...-31,35	31,22...-30,69
aromatik hidrokarbonlar	31,25--31,07	30,92...-30,26
Yoğunluk, g/cm3	0,88-0,89	0,80-0,81
Gaz faktörü, m3 /t	67,7	100,0-500,0
Doyma basıncı, MPa	11-13	25-30
Rezervuar basıncı, MPa	25,0	37,7
Rezervuar sıcaklığı, °С	87-90	120

Pirinç. 1. ENLEM ÖNCELİĞİ BOYUNCA JEOLOJİK BÖLÜMÜN PARÇASI (F.Z. Khafizov, T.N. Onischuk, S.F. Panov'a göre)

Tortular: 1 - kumlu, 2 - killi; 3 - bitümlü çamur taşları; 4 – ayrışma kabuğu; 5 - petrol yatakları; 6 - kuyu

Pirinç. 2. JEOLOJİK BÖLÜM (Priobskoye sahası)

1 - kumlu-killi yataklar; 2 - test aralığı. Diğer koşullar tanımlamalar için bkz. 1

Pirinç. 3. İLK VERİLERİN GÖRSELLEŞTİRİLMESİ VE VERSİYONLAR KULLANILARAK İŞLENME SONUÇLARINA İLİŞKİN ÖRNEKLER. 151 (A) VE 245 (B)

Olgunluk aşamaları (R 0, %): 1 - erken (0,5-0,7), 2 - orta (0,7-1,0), 3 - geç (1,0-1,3); 4 - ana üretim aşaması (1.3-2.6); satırlar: I - dalış geçmişi, başlangıç (II) ve yaklaşık (III) sıcaklıklar

Pirinç. 4. PRIOBSKY MEVDUATIN DİJİTAL TARİHİNİN MODELLENMESİ

Olgunluk aşamaları (R 0,%): 1 - erken (10-25), 2 - orta (25-65), 3 - geç (65-90)

		©site
Bir ülke	Rusya
Bölge	Hantı-Mansiysk Özerk Okrugu
Konum	Ob Nehri'nin taşkın yatağı olan Khanty-Mansiysk şehrine 65 km ve Nefteyugansk şehrine 200 km
Petrol ve gaz eyaleti	Batı Sibirya petrol ve gaz eyaleti
Koordinatlar	61°20′00″ n. w. 70°18′50″ E. D.
Maden kaynağı	Yağ
Hammaddelerin özellikleri	Yoğunluk 863 - 868 kg/m3; Kükürt içeriği %1,2 - 1,3; Viskozite 1,4 - 1,6 mPa·s; Parafin içeriği %2,4 - 2,5
Rütbe	Eşsiz
Durum	Gelişim
Açılış	1982
Devreye alma	1988
Toprak altı kullanıcı şirketi	Kuzey kısmı - LLC RN-Yuganskneftegaz (PJSC NK Rosneft); Güney kısmı - Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC); Verkhne-Shapshinsky ve Sredne-Shapshinsky lisans alanları - OJSC NAK AKI OTYR (PJSC NK RussNeft)
Jeolojik rezervler	5 milyar ton petrol

Priobskoye petrol sahası- Hantı-Mansiysk Özerk Okrugu topraklarında bulunan dev bir Rus petrol sahası. Mevcut rezervler ve petrol üretim düzeyi açısından Rusya'nın en büyük sahası olarak kabul ediliyor.

Genel bilgi

Priobskoye sahası Batı Sibirya petrol ve gaz eyaletine aittir. Salym ve Lyaminsky petrol ve gaz bölgelerinin sınırında, Khanty-Mansiysk şehrine 65 km ve Nefteyugansk şehrine 200 km uzaklıkta yer alır ve Orta Ob petrol ve gaz bölgesinin yerel yapısıyla sınırlıdır. aynı isim.

Tarla alanının yaklaşık %80'i, alanı geçerek onu 2 parçaya ayıran Ob Nehri'nin taşkın yatağında yer almaktadır: sol ve sağ kıyılar. Resmi olarak Ob'nin sol ve sağ kıyılarının bölümlerine sırasıyla Yuzhno ve Kuzey Priobskoye alanları adı veriliyor. Taşkın dönemlerinde taşkın yatağı düzenli olarak sular altında kalır ve bu da karmaşık jeolojik yapının yanı sıra, yatağı erişimi zor olarak nitelendirmemize olanak tanır.

Rezervler

Sahanın jeolojik rezervlerinin 5 milyar ton petrol olduğu tahmin ediliyor. 2,3-2,6 km derinlikte hidrokarbon yatakları keşfedildi, katmanların kalınlığı 2 ila 40 metreye ulaşıyor.

Priobskoye sahasından elde edilen petrol düşük reçinelidir ve parafin içeriği %2,4-2,5'tir. Ortalama yoğunluk (863-868 kg/m³), ancak ilave saflaştırma gerektiren yüksek kükürt içeriği (%1,2-1,3) ile karakterize edilirler. Yağın viskozitesi yaklaşık 1,4-1,6 mPa*s'dir.

Açılış

Priobskoye yatağı 1982 yılında Glavtyumengeologiya'nın 151 numaralı kuyusunda keşfedildi.
Operasyonel petrol üretimi 1988 yılında sol yakada 181-R numaralı kuyudan akış yöntemi kullanılarak başladı. Doğru banka daha sonra 1999'da geliştirilmeye başlandı.

Gelişim

Şu anda, Priobskoye petrol sahasının (SLT) kuzey kısmının geliştirilmesi, Rosneft'e ait RN-Yuganskneftegaz LLC tarafından ve güney kısmı (YULT) Gazpromneft-Khantos LLC (Gazprom Neft PJSC'nin bir yan kuruluşu) tarafından gerçekleştirilmektedir.

Ayrıca sahanın güneyinde, PJSC NK RussNeft'in sahibi olduğu OJSC NAC AKI OTYR tarafından 2008'den beri geliştirilen nispeten küçük Verkhne-Shapshinsky ve Sredne-Shapshinsky lisans alanları bulunmaktadır.

Geliştirme Yöntemleri

Hidrokarbonların belirli oluşum koşulları ve yatakların coğrafi konumu nedeniyle, Priobskoye petrol sahasında üretim, işletme maliyetlerini ve sermaye yatırımını önemli ölçüde azaltan hidrolik kırma kullanılarak gerçekleştirilmektedir.

Kasım 2016'da, Rusya'daki bir petrol rezervuarının en büyük hidrolik kırılması sahada gerçekleştirildi - rezervuara 864 ton propant pompalandı. Operasyon Newco Well Service uzmanlarıyla ortaklaşa gerçekleştirildi.

Mevcut üretim seviyesi

Priobskoye sahası, rezervler ve üretim hacimleri açısından haklı olarak Rusya'nın en büyük petrol sahası olarak kabul ediliyor. Bugüne kadar burada 1.000'e yakın üretim kuyusu ve 400'e yakın enjeksiyon kuyusu açıldı.

Saha, 2016 yılında Rusya'daki tüm petrol üretiminin %5'ini sağlamış olup, 2017 yılının ilk beş ayında 10 milyon tondan fazla petrol üretilmiştir.

Priobskoye petrol sahası

§1 Priobskoye petrol sahası.

Priobskoe- Batı Sibirya'daki en büyük saha idari olarak Khanty-Mansiysk bölgesinde, Khanty-Mansiysk'e 65 km ve Nefteyugansk'a 200 km uzaklıkta bulunmaktadır. Ob Nehri tarafından iki kısma bölünmüştür - sol ve sağ kıyılar. Sol kıyının gelişimi 1988'de, sağ kıyı ise 1999'da başladı. Jeolojik rezervlerin 5 milyar ton olduğu tahmin ediliyor. Kanıtlanmış ve geri kazanılabilir rezervlerin 2,4 milyar ton olduğu tahmin edilmektedir. 1982'de açıldı. 2,3-2,6 km derinlikte birikintiler. Yağ yoğunluğu 863-868 kg/m3 (orta yağ türü, 851-885 kg/m3 aralığına düştüğü için), orta parafin içeriği (%2,4-2,5) ve kükürt içeriği %1,2-1 ,3 (sülfür grubuna aittir) sınıf, sınıf 2 yağ, GOST 9965-76'ya uygun olarak rafinerilere tedarik edilir). 2005 yılı sonu itibariyle sahada 954 adet üretim ve 376 adet enjeksiyon kuyusu bulunmaktadır. 2007 yılında Priobskoye sahasındaki petrol üretimi 40,2 milyon ton olarak gerçekleşti; bunun 32,77 milyon tonu Rosneft ve 7,43 milyon tonu Gazprom Neft'ti. Petrolün eser element bileşimi, bu tür hammaddelerin önemli bir özelliğidir ve petrolün yaşı, oluşum koşulları, menşei ve göç yolları hakkında çeşitli jeokimyasal bilgiler taşır ve petrol sahalarının belirlenmesi, saha arama stratejisinin optimize edilmesi için yaygın olarak kullanılır. ve ortak işletilen kuyulardan çıkan ürünlerin ayrıştırılması.

Tablo 1. Priobsk yağındaki mikro elementlerin aralığı ve ortalama içeriği (mg/kg)

Mevcut petrol kuyularının başlangıç akış hızı 35 ton/gün'dür. 180 ton/güne kadar. Kuyuların konumu kümelenmiştir. Yağ geri kazanım faktörü 0,35.

Kuyu kümesi, kuyu başlarının aynı teknolojik saha üzerinde birbirine yakın konumlandırıldığı ve kuyu tabanlarının rezervuar geliştirme ağının düğüm noktalarında yer aldığı bir konumdur.

Şu anda çoğu üretim kuyusu küme yöntemi kullanılarak açılmaktadır. Bu, sahaların toplu sondajının, sondaj ve ardından üretim kuyuları, yollar, enerji hatları ve boru hatları tarafından işgal edilen alanların boyutunu önemli ölçüde azaltabileceği gerçeğiyle açıklanmaktadır.

Bu avantaj, verimli topraklarda, doğa rezervlerinde, dünyanın bozulmuş yüzey katmanının birkaç on yıl sonra restore edildiği tundrada, maliyeti karmaşıklaştıran ve büyük ölçüde artıran bataklık alanlarda kuyuların inşası ve işletilmesi sırasında özellikle önemlidir. sondaj ve işletme tesislerinin inşaat ve montaj işleri. Endüstriyel ve sivil yapıların altında, nehirlerin ve göllerin dibinde, kıyıdan ve üst geçitlerden raf bölgesinin altında petrol yataklarının keşfedilmesi gerektiğinde küme sondajı da gereklidir. Tyumen, Tomsk ve Batı Sibirya'nın diğer bölgelerindeki kümelenmiş kuyu inşaatı, uzak, bataklık ve nüfuslu bir bölgedeki dolgu adalarında başarılı bir şekilde petrol ve gaz kuyuları inşa etmeyi mümkün kılan özel bir yer işgal ediyor.

Bir kümedeki kuyuların konumu, arazi koşullarına ve kümeyi tabana bağlamanın amaçlanan araçlarına bağlıdır. Tabana kalıcı yollarla bağlanmayan çalılar yerel olarak kabul edilir. Bazı durumlarda çalılar ulaşım yolları üzerinde bulunduklarında temel olabilir. Yerel pedlerde, kuyucuklar genellikle her yöne doğru yelpaze şeklinde yerleştirilir, bu da bir ped üzerinde maksimum sayıda kuyucuğa sahip olmanızı sağlar.

Sondaj ve yardımcı ekipman, sondaj makinesi bir kuyudan diğerine hareket ettiğinde, sondaj pompaları, alıcı çukurlar ve temizleme, kimyasal işlem ve sondaj sıvısının hazırlanmasına yönelik ekipmanın bir kısmı, sondaj işlemi tamamlanana kadar sabit kalacak şekilde monte edilir. bu ped üzerindeki kuyuların tamamının (veya bir kısmının) inşası.

Bir kümedeki kuyucukların sayısı 2 ile 20-30 veya daha fazla arasında değişebilir. Üstelik kümedeki kuyu sayısı arttıkça yüzlerin kuyu başlarından sapması artar, gövdelerin uzunluğu artar, gövdelerin uzunluğu artar, bu da kuyu açma maliyetinin artmasına neden olur. Ayrıca sandıkların buluşma tehlikesi de var. Bu nedenle bir kümede gerekli sayıda kuyunun hesaplanmasına ihtiyaç vardır.

Petrol üretiminde derin pompalama yöntemi, çeşitli tipteki çubuklu ve çubuksuz pompalama üniteleri kullanılarak sıvının kuyudan yüzeye yükseltildiği bir yöntemdir.
Priobskoye sahasında elektrikli santrifüj pompalar kullanılıyor - ortak bir şaft üzerinde dikey olarak yerleştirilmiş çok kademeli (50-600 kademeli) bir santrifüj pompadan, bir elektrik motorundan (dielektrik ile doldurulmuş bir asenkron elektrik motoru) oluşan çubuksuz bir derin kuyu pompası yağ) ve elektrik motorunu içine giren sıvıdan korumaya yarayan bir koruyucu. Motor, pompalama borularıyla birlikte indirilen zırhlı bir kabloyla çalıştırılır. Elektrik motoru şaftının dönüş hızı yaklaşık 3000 rpm'dir. Pompa yüzeyde bir kontrol istasyonu tarafından kontrol edilir. Elektrikli bir santrifüj pompanın verimliliği, %30-50 verimlilikle günde 10 ila 1000 m3 sıvı arasında değişir.

Elektrikli santrifüj pompa kurulumu yer altı ve yerüstü ekipmanlarını içerir.
Kuyu içi elektrikli santrifüj pompanın (ESP) kurulumu, kuyu yüzeyinde yalnızca bir güç transformatörü bulunan bir kontrol istasyonuna sahiptir ve boru boruları ile birlikte kuyuya indirilen güç kablosunda yüksek voltajın varlığı ile karakterize edilir. Elektrikli santrifüj pompa kurulumları, yüksek rezervuar basıncına sahip, yüksek verimli kuyuları çalıştırır.

Depozito uzak, erişilemez, bölgenin% 80'i Ob Nehri'nin taşkın yatağında bulunuyor ve sel döneminde sular altında kalıyor. Mevduat, karmaşık bir jeolojik yapı ile ayırt edilir - alan ve bölümdeki kum kütlelerinin karmaşık bir yapısı, katmanlar hidrodinamik olarak zayıf bir şekilde bağlanmıştır. Üretken oluşumların rezervuarları aşağıdakilerle karakterize edilir:

Düşük geçirgenlik;

Düşük kum içeriği;

Artan kil içeriği;

Yüksek diseksiyon.

Priobskoye alanı, hem alan hem de kesit olarak üretken ufukların karmaşık bir yapısı ile karakterize edilir. AC10 ve AC11 ufuklarının rezervuarları orta ve düşük verimli olarak sınıflandırılırken, AC12 ise anormal derecede düşük verimli olarak sınıflandırılmıştır. Sahanın üretken katmanlarının jeolojik ve fiziksel özellikleri, üretim katmanları üzerinde aktif etki olmadan ve üretim yoğunlaştırma yöntemleri kullanılmadan sahanın geliştirilmesinin imkansız olduğunu göstermektedir. Bu, sol banka kısmının operasyonel bölümünün geliştirilmesi deneyimiyle doğrulanmaktadır.

Çeşitli etki yöntemlerinin uygulanabilirliğini değerlendirmek için Priobskoye sahasının ana jeolojik ve fiziksel özellikleri şunlardır:

1) üretken oluşumların derinliği - 2400-2600 m,

2) yataklar litolojik olarak taranmıştır, doğal rejim elastiktir, kapalıdır,

3) sırasıyla AS 10, AS 11 ve AS 12 katmanlarının kalınlığı 20,6, 42,6 ve 40,6 m'ye kadar.

4) başlangıç rezervuar basıncı - 23,5-25 MPa,

5) rezervuar sıcaklığı - 88-90°C,

6) Rezervuarların geçirgenliği düşük, sonuçlara göre ortalama değerler

7) katmanların yüksek yanal ve dikey heterojenliği,

8) rezervuar yağının viskozitesi - 1,4-1,6 mPa*s,

9) yağ doyma basıncı 9-11 MPa,

10) naftenik yağ, parafinik ve düşük reçine.

Sunulan veriler, rezervuar stimülasyon yöntemlerinin etkili kullanımına ilişkin bilinen kriterlerle karşılaştırıldığında, ayrıntılı bir analiz olmasa bile, Priobskoye sahası için aşağıdaki yöntemlerin yukarıda listelenen yöntemlerin dışında tutulabileceği belirtilebilir: termal yöntemler ve polimer taşması (petrolün oluşumlardan uzaklaştırılması için bir yöntem olarak). Yüksek viskoziteli petrol içeren ve 1500-1700 m'ye kadar derinliklerdeki birikintiler için termal yöntemler kullanılır.Polimer taşması tercihen 10 ila 100 mPa * s viskoziteye sahip yağın yerini almak için 0,1 mikrondan fazla geçirgenliğe sahip oluşumlarda kullanılır. ve 90 ° C'ye kadar sıcaklıklarda (Daha yüksek sıcaklıklarda özel bileşimlere sahip pahalı polimerler kullanılır).

Priobskoye sahası Batı Sibirya Ovası'nın orta kesiminde yer almaktadır. İdari olarak Hantı-Mansiysk bölgesinde, Hantı-Mansiysk'in 65 km doğusunda ve şehrin 100 km batısında yer almaktadır. Nefteyugansk.

1978-1979 döneminde CDP'nin detaylı sismik incelemesi sonucunda Priobskoe yükselimi tespit edildi. Bu andan itibaren, bölgenin jeolojik yapısına ilişkin ayrıntılı bir çalışma başlıyor: sismik araştırmaların derinlerle birlikte yaygın gelişimi sondaj.

Priobskoye sahasının keşfi 1982 yılında gerçekleşti. sondaj ve ticari giriş elde edildiğinde 151 numaralı kuyunun test edilmesi yağ 2885-2977 m (Tyumen formasyonu YUS 2) ve 2463-2467 m (AS 11 1 formasyonu) aralıklarından 4 mm'lik bir boğazda 14,2 m3 /gün akış hızı - 1023 dinamik seviyede 5,9 m3 /gün M.

Meso-Senozoyik platform örtüsünün tektonik haritasına göre Priob yapısı.

Batı Sibirya jeosenklizi, Khanty-Mansi çöküntüsünün, Lyaminsky mega çukurunun, Salym ve Batı Lyaminsky yükselme gruplarının birleşme bölgesinde yer almaktadır.

Birinci dereceden yapılar, ikinci dereceden şişkin şekilli ve kubbe şeklindeki yükselmeler ve üzerinde araştırma ve keşif çalışmalarının nesneleri olan bireysel yerel antiklinal yapılarla karmaşık hale gelir. yağ Ve gaz.

Priobskoye sahasındaki üretken oluşumlar "AS" grubunun oluşumlarıdır: AS 7, AS 9, AS 10, AS 11, AS 12. Stratigrafik açıdan bu tabakalar Üst Vartov Formasyonunun Kretase çökellerine aittir. Litolojik olarak Yukarı Vartovskaya formasyonu çamurtaşlarının kumtaşları ve silttaşlarıyla sık ve düzensiz ara katmanlarından oluşur. Çamur taşları koyu gri, yeşilimsi bir renk tonu ile gri, siltli, mikalıdır. Kumtaşları ve silttaşları gri, killi, mikalı, ince tanelidir. Çamurtaşları ve kumtaşları arasında killi kireçtaşları ve siderit konkresyonlarından oluşan ara tabakalar bulunmaktadır.

Kayalar, kömürleşmiş bitki döküntüleri ve nadiren zayıf ve orta derecede korunmuş çift kabuklular (inoceramlar) içerir.

Üretken oluşumların geçirgen kayaları kuzeydoğu ve su altı doğrultusuna sahiptir. Hemen hemen tüm formasyonlar, rezervuar özelliklerini arttırmak için, esas olarak rezervuar geliştirme bölgelerinin orta kısımlarında, toplam etkin kalınlıklarda ve kum içeriği katsayısında bir artış ile karakterize edilir ve buna bağlı olarak doğuda (katmanlar için) kırıntılı malzemenin güçlendirilmesi meydana gelir. AC 12 ufku) ve kuzeydoğu yönleri (AC 11 ufku için).

Horizon AC 12, orta kısmında 42 m'ye kadar (kuyu 237) maksimum etkin kalınlığa sahip geniş bir şerit şeklinde güneybatıdan kuzeydoğuya doğru uzanan kalın bir kumlu kütledir. Bu ufukta üç nesne ayırt ediliyor: AC 12 3, AC 12 1-2, AC 12 0 katmanları.

AC 12 3 formasyonunun çökelleri kuzeydoğu doğrultulu kumlu mercek biçimli gövdeler zinciri şeklinde sunulmaktadır. Etkili kalınlıklar 0,4 m ila 12,8 m arasında değişmekte olup, daha yüksek değerler ana yatakla sınırlıdır.

AS 12 3 ana yatağı -2620 ve -2755 m derinliklerde bulunmuş olup her tarafı litolojik olarak taranmıştır. Yatağın boyutları 34 x 7,5 km, yüksekliği ise 126 m'dir.

Kuyu bölgesine AS 12 3 yatırın. 241 -2640-2707 m derinliklerde keşfedilmiştir ve Khanty-Mansi yerel yükselişiyle sınırlıdır. Yatak, rezervuar değiştirme bölgeleri tarafından her taraftan kontrol edilir. Yatağın boyutları 18 x 8,5 km, yüksekliği 76 m'dir.

Kuyu bölgesine AS 12 3 yatırın. 234, 2632-2672 m derinlikte keşfedilmiştir ve Priob yapısının batı eğimindeki bir kumtaşı merceğini temsil etmektedir. Yatak boyutları 8,5 x 4 km, yüksekliği 40 m olup litolojik olarak taranmıştır.

Kuyu bölgesine AS 12 3 yatırın. 15-C, Seliyarovsky yapısal çıkıntısında 2664-2689 m derinlikte keşfedildi. Litolojik olarak taranan yatağın boyutları 11,5 x 5,5 km, yüksekliği ise 28 m'dir.

AS 12 1-2 yatağı ana yataktır ve alandaki en büyüğüdür. Aralarında geçiş bölgeleri bulunan küçük genlikli yerel yükselmelerle (246, 400 kuyu bölgesi) karmaşık hale gelen bir monoklin ile sınırlıdır. Üç tarafı litolojik perdelerle sınırlıdır ve yalnızca güneyde (Doğu Frolovskaya bölgesine doğru) rezervuarlar gelişme eğilimindedir. Bununla birlikte, önemli mesafeler göz önüne alındığında, yatağın sınırı hala kuyunun 2 km güneyinden geçen bir hat ile şartlı olarak sınırlandırılmaktadır. 271 ve 259. Yağa doymuş kalınlıkları 0,8 m'den (kuyu 407) 40,6 m'ye (kuyu 237) kadar geniş bir aralıkta değişmektedir. yağ 6 mm'lik bir bağlantı parçasında (kuyu 235) günde 26 m3'e kadar. Yatağın boyutları 45 x 25 km, yüksekliği 176 m'dir.

Kuyu bölgesine AS 12 1-2 yatırın. 4-KhM, 2659-2728 m derinlikte keşfedildi ve Khanty-Mansiysk yerel yükselişinin kuzeybatı yamacındaki bir kum merceğiyle sınırlı kaldı. Yağa doymuş kalınlıkları 0,4 ila 1,2 m arasında değişmekte olup, dolgunun boyutları 7,5 x 7 km, yüksekliği 71 m'dir.

Kuyu bölgesine AS 12 1-2 yatırın. 2734-2753 m derinliklerde 330 keşfedildi Yağa doymuş kalınlıkları 2,2 ila 2,8 m arasında değişmektedir, yatağın boyutları 11 x 4,5 km, yüksekliği - 9 m, tipi - litolojik olarak taranmıştır.

Ana formasyon olan AC 12 0 formasyonunun yatakları 2421-2533 m derinliklerde keşfedilmiştir, güneybatıdan kuzeydoğuya doğru uzanan mercek şeklinde bir gövdedir. Yağa doymuş kalınlıkları 0,6 (kuyu 172) ile 27 m (kuyu 262) arasında değişmektedir. Kollar yağ 8 mm'lik bir bağlantı parçasında günde 48 m3'e kadar. Litolojik olarak taranan yatağın boyutları 41 x 14 km, yüksekliği - 187 m, kuyu alanında AC 12 0 yatağıdır. 331, 2691-2713 m derinlikte keşfedilmiştir ve kumlu kayalardan oluşan bir merceği temsil etmektedir. Yağa doymuş bu kuyunun kalınlığı 10 m, Boyutlar 5 x 4,2 km, yükseklik - 21 m, Akış hızı yağ- Hd = 1932 m'de 2,5 m3 /gün.

AS 11 formasyonu yatağı 2-4 adet litolojik olarak taranmış tipte olup, toplam 8 adet olup, 1-2 adet kuyu ile açılmıştır. Yataklar, alan bakımından monoklinal yapının doğu kısmında (en yüksekte) ve batıda daha batık kısmında 2 mercek zinciri şeklinde yer almaktadır. Yağa doymuş doğudaki kalınlıklar batıdaki kuyulara göre 2 kat veya daha fazla artmaktadır. Toplam değişim aralığı 0,4 ila 11 m arasındadır.

246 numaralı kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu yatağı 2513-2555 m derinlikte keşfedildi, yatağın boyutları 7 x 4,6 km, yüksekliği - 43 m'dir.

Kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu birikintisi. 247, 2469-2490 m derinlikte keşfedildi, yatağın boyutları 5 x 4,2 km, yüksekliği - 21 m'dir.

Kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu birikintisi. 251, 2552-2613 m derinlikte keşfedildi, yatağın boyutları 7 x 3,6 km, yüksekliği - 60 m'dir.

Kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu birikintisi. 232 2532-2673 m derinlikte açılmıştır. Yatağın boyutları 11,5 x 5 km, yüksekliği 140 m'dir.

Kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu birikintisi. 262 2491-2501m derinlikte açıldı. Yatağın boyutları 4,5 x 4 km, yüksekliği 10 m'dir.

271 numaralı kuyunun bulunduğu alanda AS 11 2-4 formasyonu yatağı 2550-2667 m derinlikte keşfedilmiştir. Yatağın boyutları 14 x 5 km'dir.

Kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu birikintisi. 151 tanesi 2464-2501 m derinlikte açılmıştır. Yatağın boyutları 5,1 x 3 km, yüksekliği 37 m'dir.

Kuyu alanında AS 11 2-4 formasyonu birikintisi. 293, 2612-2652 m derinlikte keşfedildi, yatağın boyutları 6,2 x 3,6 km, yüksekliği - 40 m'dir.

AS 11 1 formasyonunun çökelleri esas olarak kuzeydoğu doğrultulu geniş bir şerit şeklinde tepeye yakın kısımla sınırlı olup, üç tarafı kil zonlarıyla sınırlıdır.

Ana yatak AS 11 1, 2421-2533 m derinlikte keşfedilen Priobskoye sahasındaki ikinci en büyük yataktır.Üç tarafta yatak kil bölgeleriyle sınırlıdır ve güneyde sınır şartlı olarak 2 yönünde uzanan bir çizgi boyunca çizilir. 271 ve 259 numaralı kuyuların km güneyinde. yağ 1195 m (kuyu 243) dinamik seviyesinde 2,46 m3/gün ile 8 mm'lik bir bağlantı parçasıyla (kuyu 246) 118 m3/gün arasında değişir. Yağa doymuş kalınlıkları 0,4 m (kuyu 172) ile 41,6 m (kuyu 246) arasında değişmektedir. Yatağın boyutları 48 x 15 km, yüksekliği 112 m'ye kadar, tip - litolojik olarak taranmıştır.

AS 11 0 formasyonunun yatakları. AS 11 0 formasyonu, tepeye yakın kısmın su altındaki alanlarıyla sınırlı, mercek biçimli gövdeler biçiminde rezervuarların geliştiği çok küçük bir gelişim bölgesine sahiptir.

Kuyu bölgesine AS 11 0 yatırın. 408 2432-2501 m derinlikte açılmıştır.Devletin boyutları 10,8 x 5,5 km, yüksekliği - 59 m, litolojik olarak taranmış tiptedir. Borç yağ kuyudan 252, Нд =1410 m'de 14,2 m3/gün idi.

Kuyu bölgesine AS 11 0 yatırın. 172 numaralı kuyuya 2442-2446 m derinlikte bir kuyu açılmıştır ve boyutları 4,7 x 4,1 km, yüksekliği 3 m'dir. yağ Hd = 1150 m'de 4,8 m 3 /gün olmuştur.

Kuyu bölgesine AS 11 0 yatırın. 461, 16 x 6 km ölçülerindedir. Yağa doymuş kalınlığı 1,6 ile 4,8 m arasında değişmektedir.Yatağın türü - litolojik olarak taranmıştır. Borç yağ kuyudan 461, 15,5 m3/gün, Nd = 1145 m idi.

Kuyu bölgesine AS 11 0 yatırın. 425'e bir kuyu girildi. Yağa doymuş güç - 3,6 m Akış hızı yağ Hd = 1260 m'de 6,1 m 3 /gün olmuştur.

AS 10 ufku, Priobskoye sahasının merkezi bölgesinde keşfedildi; burada tepeye yakın kısmın daha su altında kalan alanlarıyla ve aynı zamanda yapının güneybatı kanadıyla sınırlıydı. Ufuk çizgisinin AS 10 1, AS 10 2-3 (orta ve doğu kısımlarda) ve AS 10 2-3 (batıda) katmanlarına bölünmesi bir dereceye kadar keyfidir ve oluşum koşullarına göre belirlenir ve kayaların litolojik bileşimi ve fiziksel kimyasal özellikleri dikkate alınarak bu yatakların oluşumu yağlar.

AS 10 2-3 ana yatağı 2427-2721 m derinlikte keşfedilmiştir ve sahanın güney kesiminde yer almaktadır. Borçlar yağ 8 mm'lik bir bağlantıda (kuyu 181) 1,5 m3/gün ila Nd = 1633 m'de (kuyu 421) 10 m3/gün aralığındadır. Yağa doymuş kalınlıkları 0,8 m (kuyu 180) ile 15,6 m (kuyu 181) arasında değişmektedir. Yatak boyutları 31 x 11 km, yüksekliği 292 m'ye kadar olup yatak litolojik olarak taranmıştır.

Kuyu bölgesine AC 10 2-3 yatırın. 243 adet 2393-2433 m derinlikte keşfedildi Üretim hızı yağНд =1248 m'de (kuyu 237) 8,4 m3 /gün'dür. Yağa doymuş kalınlık - 4,2 - 5 m Boyutlar 8 x 3,5 km, yükseklik 40 m'ye kadar Mevduat tipi - litolojik olarak taranmıştır.

Kuyu bölgesine AC 10 2-3 yatırın. 295 2500-2566 m derinlikte açılmıştır ve kil oluşum bölgeleri tarafından kontrol edilmektedir. Yağa doymuş Kuyu içerisinde kalınlıklar 1,6 ile 8,4 m arasında değişmektedir. Hd = 1100 m'de 295, 3.75 m 3 /gün elde edilmiştir.Devletin boyutları 9.7 x 4 km, yüksekliği - 59 m'dir.

AS 10 1 ana yatağı 2374-2492 m derinlikte keşfedilmiştir, rezervuar değiştirme bölgeleri üç taraftaki yatağı kontrol etmektedir ve güneyde sınırı kuyudan 2 km mesafede şartlı olarak çizilmektedir. 259 ve 271. Yağa doymuş kalınlıkları 0,4 (kuyu 237) ila 11,8 m (kuyu 265) arasında değişmektedir. Borçlar yağ: Нд =1064 m'de (kuyu 236) 2,9 m3/gün'den, 2 mm bağlantı parçasında 6,4 m3/gün'e. Yatak boyutları 38 x 13 km, yüksekliği 120 m'ye kadar, yatak tipi - litolojik olarak taranmıştır.

Kuyu bölgesine AC 10 1 yatırın. 420, 2480-2496 m derinlikte keşfedilmiştir, yatağın boyutları 4,5 x 4 km, yüksekliği - 16 m'dir.

Kuyu bölgesine AC 10 1 yatırın. 330, 2499-2528 m derinlikte keşfedilmiştir, yatağın boyutları 6 x 4 km, yüksekliği - 29 m'dir.

Kuyu bölgesine AC 10 1 yatırın. 255, 2468-2469 m derinlikte keşfedilmiştir, yatağın boyutları 4 x 3,2 km'dir.

AS 10 formasyonunun bölümü AS 10 0 üretken formasyonuyla tamamlanıyor. İçinde bir denizaltı saldırısı zinciri şeklinde yer alan üç yatak tespit edildi.

Kuyu bölgesinde AC 10 0 depozito. 242 no'lu mağara 2356-2427 m derinlikte açılmış olup, litolojik olarak taranmaktadır. Borçlar yağ Hd-1261-1312 m'de 4,9 - 9 m3 /gün'dür. Yağa doymuş kalınlıkları 2,8 - 4 m, dolgunun boyutları 15 x 4,5 km, yüksekliği 58 m'ye kadardır.

Kuyu bölgesinde AC 10 0 depozito. 2370-2433 m derinliklerde 239 keşfedildi Üretim oranları yağ Hd-1244-1275 m'de 2,2 - 6,5 m3 /gün'dür. Yağa doymuş kalınlıkları 1,6 -2,4 m, dolgunun boyutları 9 x 5 km, yüksekliği 63 m'ye kadardır.

Kuyu bölgesinde AC 10 0 depozito. 180 2388-2391 m derinlikte açılmış olup litolojik olarak taranmaktadır. Yağa doymuş kalınlık - 2,6 m. Giriş yağ Hd-1070 m'de 25,9 m3 /gün'e ulaştı.

AC 10 ufku üzerindeki örtü doğudan batıya 10 ila 60 m arasında değişen killi kayalardan oluşan bir üye ile temsil edilmektedir.

AC 9 formasyonunun kumlu-silttaşı kayaları sınırlı bir dağılıma sahiptir ve esas olarak yapının kuzeydoğu ve doğu bölümlerinin yanı sıra güneybatı dalma yönünde çekim yapan fasiyes pencereleri şeklinde sunulur.

Kuyu alanında AC 9 rezervuarı. 290, 2473-2548 m derinlikte keşfedilmiştir ve sahanın batı kısmıyla sınırlıdır. Yağa doymuş kalınlıklar 3,2 ile 7,2 m arasında değişmektedir.Akış hızları yağ Hd - 1382-1184 m'de 1,2 - 4,75 m3 /gün, yatağın boyutu 16,1 x 6 km, yüksekliği 88 m'ye kadardır.

Sahanın doğusunda iki adet küçük çökel (6 x 3 km) tespit edilmiştir. Yağa doymuş kalınlıkları 0,4 ila 6,8 m arasında değişmektedir. yağ Hd = 1300-1258 m'de 6 ve 5,6 m 3 /gün Yataklar litolojik olarak taranmaktadır.

Neokomiyen verimli yataklar, yerleşimi oldukça mozaik bir desene sahip olan AC 7 formasyonu ile tamamlanmaktadır. petrol ve akifer alanları.

Alanın en büyüğü olan AS 7 formasyonunun doğu yatağı 2291-2382 m derinlikte keşfedilmiştir, üç tarafı rezervuar değiştirme bölgeleri ile çevrelenmiştir ve güneyde sınırı koşullu olup 2 yönünde uzanan bir çizgi boyunca çizilmiştir. 271 ve 259 numaralı kuyulardan km. Mevduat güneybatıdan kuzeydoğuya doğru yönlendirilmiştir. Kollar yağ: Hd = 1359-875 m'de 4,9 - 6,7 m 3 /gün. Yağa doymuş kalınlıkları 0,8 ila 7,8 m arasında değişmekte olup, litolojik olarak taranan dolgunun boyutları 46 x 8,5 km, yüksekliği ise 91 m'ye kadar çıkmaktadır.

Kuyu bölgesinde AC 7 depozitosu. 290 2302-2328 m derinlikte açılmıştır. Petrol Kuyu içerisinde kalınlıkları 1.6 - 3 m'dir. 290 kişi 5,3 m3 /gün aldı yağ P = 15 MPa'da. Yatağın boyutu 10 x 3,6 km, yüksekliği 24 m'dir.

Kuyu bölgesinde AC 7 depozitosu. 331, 2316-2345 m derinlikte keşfedilmiştir ve kemerli mercek şeklinde bir gövdedir. Yağa doymuş Kuyu içerisinde kalınlıklar 3 ile 6 m arasında değişmektedir. 331 akın alındı yağ Hd = 1511 m'de 1,5 m 3 /gün Litolojik olarak taranan dolgunun boyutları 17 x 6,5 km, yüksekliği 27 m'dir.

Kuyu bölgesinde AC 7 depozitosu. 243, 2254-2304 m derinlikte keşfedildi. Yağa doymuş kalınlık 2,2-3,6 m Boyutlar 11,5 x 2,8 km, yükseklik - 51 m. Kuyuda 243 alındı yağ Nd-1362 m'de 1,84 m3 /gün.

Kuyu bölgesinde AC 7 depozitosu. 259, 2300 m derinlikte keşfedildi ve bir kumtaşı merceğini temsil ediyor. Yağa doymuş kalınlık 5,0 m Boyutlar 4 x 3 km.

Priobskoye alanı

İsim

göstergeler

Kategori

AS 12 3

AS 12 1-2

AS 12 0

AS 11 2-4

AC 11 1

AS 11 0

AS 10 2-3

AC 10 1

AC 10 0

AC 9

AC 7

İlk alınabilir

rezervler, bin ton

Pazar 1

7737

3502

230392

39058

26231

1908

3725

266919

4143

1377

40981

4484

33247

2643

1879

5672

Birikmiş

üretme,bin ton

1006

Yıllık

üretme,bin ton

Peki stok

madencilik

enjeksiyon

Şema

sondaj

3 sıralı

Örgü boyutu

500*500

Yoğunluk

kuyular

Formasyonların kısa jeolojik ve saha özellikleri