Hydrodynamic features of oil and gas bearing deposits of the southern areas of Ob-Irtysh interfluves

Abstract

The results of study of hydrogeological conditions of oil and gas bearing deposit of the southern areas of Ob-Irtysh interfluves (southern regions of West Siberian basin) are presented. The hydrodynamic field is characterized by direct dependence and the presence of normal and increased pressure (formation anomalous pressure factor not exceed 1.13) is common in Apt-Alb-Cenomanian, Neokomian, Jurassic and pre-Jurassic complexes. The results of study of the reservoir properties and hydrodynamic conditions indicated that the elision water exchange play the dominant role in the modern hydrogeological structure formation. Two types of water drive system is established: elisional (lithostatical and termodehydrational) in the inner areas (southern part of Koltogor-Nyurolsky trench, Nyurolskaya megadepression, Verkhnevasyugansk anteclise and other structures) and infiltrational within the territory of Baraba-Pikhtovo monocline. Elisional system is replaced by the elisional-termodehydrational at the depth 2.0-2.2 km. Large piezo maximum zones (southern part of Koltogor-Nyurolsky trench and Nyurolskaya megadepression) become the inner regions of water pressure generation (the inner feed areas) with the maximal degree of hydrogeological closure of the interior. The region of piezo minima, tracing the structures of the Barabinsk-Pikhtovskaya megamonocline, relates to the external feed area. The hydrodynamic model of the southern areas of Ob-Irtysh interfluves is building for the first time and allow to predict the pressure change trends in the areas with poorly provided with the actual data.

Исследование Взаимодействия Между Нагнетательными И Добывающими Скважинами На Основе Построения Многоуровневых Моделей

“…В данной работе предлагается исследовать взаимодействие между добывающей и нагнетательной скважинами посредством корреляции накопленных характеристик их работы. О преимуществе накопленных (интегральных) характеристик при использовании их в статистических методах анализа процессов разработки ранее отмечено в работах [26][27][28][29][30][31][32][33][34][35][36][37][38][39] Характер изменений значений r показывает, что в диапазоне менее 7 % он изменяется хаотично, при Дф>7 % наблюдается закономерное повышение его значений. Это, вероятно, свидетельствует о том, что при Дф<7 % влияние накопленной закачки на накопленную добычу только начинает формироваться.…”

Первые Данные По Изотопному Составу Пластовых Вод Разрабатываемых Нефтяных Месторождений Новосибирской Области

“…По состоянию на 01.01.2018 г. ее запасы нефти составляют: по категориям А+В 1 (геологические/извлекаемые) -39,980/10,898 млн т, по категории В 2 -1,180/0,489 млн т [5]. Последние результаты детальных геотермических, гидродинамических и гидрогеохимических исследований нефтегазоносных отложений изучаемого региона отражены в работах [6][7][8][9][10].…”

“…Величина изотопного сдвига О достигает от +1,5 ‰ до +(8,55) ‰. Наиболее достоверным объяснением подобных аномальных проявлений изотопного состава представляется сочетание двух влияющих факторов: исходное обеднение вод легким изотопом16 O в период «до захоронения» на величину до 4-5 ‰ в результате климатического воздействия; дальнейшее насыщение вод тяжелым изотопом18 O в ходе длительного WRI, приведшее к утяжелению изотопного состава при умеренных условиях на дополнительные 2-3 ‰.…”