Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Балыкское месторождение нефти


Усть-Балыкское (НМ) нефтяное месторождение - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Усть-Балыкское нефтяное месторождение - расположено на границе Сургутского и Нефтеюганского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области около г. Нефтеюганск, входит в состав Сургутского НГР Среднеобской необской НГО, относится к Западно-Сибирской провинции.

Усть-Балыкское месторождение было открыто в 1961 году, введено в разработку в 1964 году. Начальные запасы нефти оцениваются до 100 млн. тонн. Усть-Балыкское месторождение по запасам относится к категории крупных, а по геологическому строению – к сложным.

Усть-Балыкское месторождение является одним из крупнейших в «Роснефть-Юганскнефтегаз». По начальным запасам занимает 9 место, по остаточным – 8 место.

Разрабатывается 29 лет. В настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти после достижения максимальной – 4,6 млн.т в 1988 г.

На Усть-Балыкском месторождении пробурен фонд скважин – более 1400 или 7% от фонда объединения, половина из которого находится в простое по причине малодебитности, высокой обводнённости и по техническим причинам.

По накопленному отбору 53 млн.т нефти месторождение занимает 6 место в «Роснефть-Юганскнефтегаз». По уровню годовой добычи нефти 1235 тыс.т в 2000 году месторождение занимает 6 место в «Роснефть-Юганскнефтегаз». Фактический дебит скважин по нефти – 8 т/сут на 40% ниже среднего по объединению.

Текущий коэффициент нефтеизвлечения площади – 0,203 вследствие недостаточно полного вовлечения запасов в разработку.

Разбуривание Усть-Балыкского месторождения продолжалось 19 лет, всего пробурено 3656 тыс.м. эксплуатационного метража. Средняя глубина скважины 2614 метров.

Отличительной чертой месторождения является очень сложное прерывистое, неоднородное строение горизонта БС10, разрабатываемого как единый объект, ввиду непредставительных нефтенасыщенных толщин каждого пласта.

Плотность нефти до 0,84 г/см³, содержание серы составляет 1,30-1,81%. Залежи находятся на глубине 2,0-2,7 км.

Оператором Усть-Балыкского месторождения является российская нефтяная компания Роснефть.

bbgl.ru

Геология Мало-Балыкского месторождения

В 1961-62 г.г. силами Усть-Балыкской  нефтеразведочной экспедиции было  выявлено  Мало-Балыкское  локальное  поднятие  в  результате сейсморазведочных работ, а в 1966 г. в результате бурения скв. 13 был получен приток нефти и открыто само месторождение.

            В первые же годы  был установлен этаж нефтеносности месторождения и распределение запасов по разрезу. Основные запасы на месторождении заключены  в отложениях  ачимовской толщи,  а высоко  продуктивные пласты группы АС и БС,  являющиеся в то же  время основными  объектами разведки на близлежащих месторождениях оценены не высоко.

            С 1984 г. месторождение находится в разработке. Работы проводит НГДУ "Майскнефть" п/о “Юганскнефтегаз", базирующихся соответственно в пос. Мамонтово и г. Нефтеюганске.

            Мало-Балыкское месторождение нефти приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию,  расположенному на южном окончании Сургутского свода - крупной положительной структуры I порядка.  Южно-Балыкское куполовидное поднятие  в свою очередь осложнено  серией поднятий III порядка.  Размеры Мало-Балыкского поднятия 6 х 11 км, амплитуда 180 м. В изученной части разреза  нефтеносность установлена в средне, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервале глубин 1990-2990 м.  Залежь нефти  установлена в пластах:  ачимовской толщи  ( АчI, АчII, АчIII ), пластах БС92, АС7, АС5-6, АС4. Залежи юрских отложений недоразведаны.

            Залежи пластов АС4,  АС5-6. В апреле 1966 г. Мало-Балыкское поднятие было введено в поисковое бурение.  В августе того-же года  при испытании пласта АС4 в скв. 3 был получен приток нефти дебитом 4,1 м3/сут на штуцере диаметром 8,3 мм. Позже в результате  бурения скв. 1 была  доказана нефтеносность пластов АС5-6 в 1968 г. Пласты АС4 и АС5-6 представляют собой единый резервуар. По литологическому признаку пласты делятся на 2 части.  Верхняя часть, соответствующая пласту АС4 представлена преимущественно глинистыми породами.  Нижняя часть (пласты АС5-7)  была песчаная.  В целом интервал пластов АС4-7 характеризуется фациальной изменчивостью.

            Учитывая отличия в литологии пластов,  запасы оценены раздельно в пласте АС4 и в пласте АС5-6. Залежь этих пластов пластово-сводовая, на 99,6 % подстилается водой. Размеры залежи 12 х 18 км, высота 87 м.

             Характеристика нефтеносности  этой части разреза  приводится раздельно для пластов АС4,АС5-6.

            Пласт АС4  приурочен к верхней части  вартовской свиты и вскрыт всеми поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами. Нефтенасыщенные  коллектора вскрыты  на глубинах 1990-2055 м.  Пласт характеризуется невыдержанностью толщины. Общая толщина пласта изменяется от 15 до 34 м,  эффективная от 1,8 до 1566,  нефтенасыщенная от 1,2 до 15,6. Песчанистость пласта меняется от 91 до 96 %.  Нефтеносная часть пласта охарактеризована в интервале отметок -1909-1975 м,  т.е. по всему разрезу по данным испытаний  разведочных скважин.  В 5 скважинах получены притоки безводной нефти дебитом от 6,5 м3/сут при Нд =1248м до 41м3/сут при  фонтанировании  на 8 мм штуцере.  В 2 скважинах  получены притоки нефти с водой. С 1984 г. из пласта АС4 осуществляется отбор нефти. Положение ВНК в пласте АС принимается при подсчёте  запасов -1973+2 м.

Нефть в этом пласте  характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов.

            Пласт АС5-6 отличается от вышележащего только относительным содержанием АС5-6 песчано-алевролитового и глинистого материала. Нефтеносность пласта  установлена на двух участках,  в пределах сводовых частей Мало-Балыкского и  Восточно-Мало-Балыкского поднятий.  Нефтенасыщенные песчаники разведочными скважинами вскрыты  на глубинах (-1942-1974,3 м а.о.). Пласт характеризуется существенной неоднородностью.  Общие толщины пласта изменяются от 27 до 45 м, эффективные 7,2-31,6, нефтенасыщенные 2-23,8.  При испытании пласта АС4 в скважине 1 получен фонтанирующий приток нефти  дебитом 28,6 м3/сут через 6 мм штуцер.  Начальные дебиты скважин составляли 2-11 т/сут  при фонтанировании и до 79 т/сут при переводе на механизированную добычу.

            ВНК по данным ГИС и керна однозначно устанавливается на отметке -1973+2 м. И лишь немного погружается в районе скважины 112. Нефть так же как и в залежи пласта АС4  характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов. Размеры нефтеносности пласта АС5-6 в пределах Мало-Балыкского поднятия составляют 2-6х6,5 км, высота около 70 м.

            Залежи пласта АС7. Залежь пласта  приурочена к сводовой части  Мало-Балыкского локального  поднятия,  находится  непосредственно  под основной  залежью пластов АС4, АС5-6  и отделяется от нее невыдержанным глинистым разделом небольшой толщины.  Залежь установлена  эксплуатационным бурением. Нефтенасыщенные  песчаники толщиною 5,6 - 20,6 м  вскрыты  на отметках 1936-1991,8 м.  Промышленная нефтеносность пласта доказана эксплуатационными скв. 7547, 8029, при опробовании  которых получены  фонтанные притоки нефти дебитами 53 и 31 т/сут.  ВНК по данным  ГИС определяется на отметках 1991,8 м.  При определении  контура  нефтеносности  учтены данные по скважинам,  вскрывшим водоносные коллекторы пласта.  В соответствии с принятым контуром размеры залежи 1,2 х 1,6 км, высота 55 м. Залежь пластово-сводовая.

            Залежи пласта  БС80. Залежь пласта установлена в пределах Западно-Балыкской площади. В контуре залежи пробурены скв. 12, 21,  вскрывшие нефтенасыщенные коллекторы толщиной 1,6-4,6 м. на глубине (а.о.-2371-2378 м).  Промышленная нефтеносность  доказана испытанием скв. 21,  в результате  которого получен фонтанирующий приток  безводной нефти дебитом 26,4 м/сут через 4 мм штуцер.  ВНК принят условно  на максимально  высокой из возможных отметке -2377,7 м. Согласно принятому положению контакта размеры залежи 4 х 6 км, высота 7 м. Залежь пластово-сводовая. Общая толщина пласта изменяется от 2 м до 5 м.  Эффективная, в пределах контура нефтеносности колеблется от 1,6 до 4,6 м. Литологически пласт представлен песчаником.

            Залежи пласта  БС92. Залежь нефти пласта БС92 приурочены к западному крылу Мало-Балыкской структуры.  В южной,  северной и восточной части  по восстанию пласта, залежь экранируется зоной глинизации. В пределах залежи пробурено  и испытано  две скважины 11, 15.  Нефтенасыщенные  коллекторы толщиной 6,8 - 8,4 м, вскрыты на глубине (а.о.-2567,8-2604,3м) получен приток нефти дебитом 9 м3/сут  при Нд-1100 м.  В скважинах,  вскрывших залежь, пласт нефтенасыщен до подошвы. При подсчёте запасов ВНК принимается условно на отметке -2604,3 м,  соответствующей подошве нефтенасыщенных по испытанию коллекторов в скв. 15.  В соответствии с принятым ВНК и границей зоны глинизации размеры залежи составляют -2,5 х 5,5 км высота около 65 м.  Залежь структурно-литологического типа. Общая толщина пласта БС92 от 7,4 до 14 м, эффективная от 4,8 до 8,4 м.  Песчанистость соответственно изменяется от 60 до 83,8 %.

            Залежи   Ачимовской толщи.

            Пачка I (АчI). Пачка вскрыта в интервале глубин 2578-2806,6 м и распространена не по всей  площади месторождения,  а в большей мере  в западной части месторождения.  Большая часть  площади приходится  на зону глинизации, которая занимает  восточную часть  месторождения.  Общая толщина пачки колеблется от 1 до 22,4 м. Эффективные толщины изменяются от 20 до 100 % в среднем  она составляет 45,7 %.  Плотность изменяется  в пределах от 16,2 до 20,9 %.  Нефтенасыщенные коллекторы  вскрыты на глубине  (а.о. -2565-2722 м).  По даным испытаний разведочных скважин во всех скважинах получены безводные притоки нефти. Дебиты изменялись от 10,8 м3/сут при динамическом уровне до 35 м3/сут при фонтанировании. Положение ВНК на максимально высокой отметке -2721,9 м. В пределах подсчётного участка размеры залежи соствляют 5-15 х 20 км, высота 160 м. Залежь структурно-литологического типа.

            Пачка АчII - является  наиболее крупным  подсчётным  объектом. Отложения второй пачки развиты в пределах всей площади месторождения и глинизируются в пределах всей площади  месторождения и глинизируется в восточном направлении. Общая толщина пачки колеблется от 32,6 до 73,4 м  Эффективная толщина изменяется в основном от 12,8 до 46,6 м. Отложения второй пачки неоднородны и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчанистость по пласту меняется от 22 до 74 % и в среднем составляет 47,3 %. Пористость изменяется от 14 до 19 %. Нефтенасыщенные коллекторы толщиною 6,6-46,6 м  вскрыты на глубинах (а.о. -2518-2778,9м).  Данными испытаний, на участке разбуривания, залежь охарактеризована достаточно полно. Опробованиями нефтеносной части разреза охаратеризован интервал отметок -2519-2760 м. При испытании скважин в болшинстве случаев  были получены  безводные притоки нефти.  Дебиты нефти изменяются от 2,2 м3/cут  на уровне  до 8,8 м3/сут  при фонтанировании через 2 мм штуцер. Первоначальные дебиты нефти составляли 1,1-10,1 т/сут При преводе  скважин на механизированную добычу  дебиты  возросли  до 60 т/сут.  ВНК имеет наклон в северо-западном и западном направлениях.  В южной части ВНК принимается на отметках -2668,6-2717,3 м по данным скв. 13 и 16. На  севере ВНК  установлен по скв. 41 на отметках 2746,1-2746,5 м. В северо-западной  части ВНК  принимается на уровне  подошвы нефтенасыщенных коллекторов в скв. 43 и 11 и отметках -2764-2768,6 м, на западе по скв. 21 на отметке -2778,9 м. Наклон контакта в пределах месторождения составляет 110 м.  В соответствии  с принятыми границами  размеры поля нефтеносности пачки II ачимовской толщи на Мало-Балыкском месторождении составляют 24 х 25 км, высота 260 м. Залежь струкутрно-литологическая.

            Пачка III (Ач3) вскрыта  в интервале  глубин  2649,8-2841,2 м. Пачка развита на большей части площади,  глинизируясь на западе. Общая толщина пачки изменяется от 4,4 до 63,6. Эффективная от 1,8 до 23,4 м. Отложения пачки представлены песчаниками мелкозернистыми, алевролитами которые обычно разделены прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчанистость изменяется от 23 до 89,3 % и в среднем составляет 45,2%. Пористость коллекторов изменяется  от 13,3 до 18,5 %.  Нефтенасыщенные коллекторы вскрыт на глубинах  2650-2884 м (а.о.-2572,9-2810,6м). Данными испытаний 13 разведочных скважин нефтенасыщенный разрез охарактеризован в интервале отметок -2572,9-2696,6 м,  при этом в 12 скважинах получены безводные притоки нефти с дебитом  от 1,4 до 10,5 м3/сут.  На уровне ВНК по залежи на участке Мало-Балыкского месторождения устанавливается на отметках -2725-2810,6 м с наклоном в северо-западном и северном направлениях. Наклон контакта составялет 85 м. В соответствии с принятыми границами размеры залежи пачки III в пределах Мало-Балыкского месторождения составляют 13-17 х 20 км, высота 130 м.  Залежь пластовая сводовая частично литологически экранированная.

                    Краткая геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Глубина залегания пласта, м

1990-2055

2025-2057

2050

2432-2456

2618-2656

2642-2675

2595-2860

2650-2884

Абсолютная отметка кровли пласта, м

1909-1975

1942-1974

1936

2371-2378

2567.8-2604.3

2565-2722

2518.7-2778.9

2572.9-2810.6

Абсолютная отметка ВНК, м

1973+-2м

1671.5-1973

1991.8

2377.7

2604.3

2721-2728.7

2725-2810.6

Общая толщина пласта, м

15-34

27-45

13.8-23.1

2-5

7.4-14

1-22

10-73

4-64

Эффективная толщина, м

1.8-15.6

7.2-31.6

13.8-20.6

1.6-4.6

4.8-8.4

1-11

6.6-46

1.8-23.4

Нефтенасыщенная толщина, м

1.2-15.6

2.0-23.8

9.65

3.6

3.8

3.01

18

9.6

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.37

0.64

0.89

0.64

0.64

0.45

0.47

0.45

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

 

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

 

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

 

0.3-1.8

 

0.3-1.7

 

 

 

 

1.2

 

0.8-5.0

 

1.6-5.0

Содержание фракций %,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 при размере зерен,  0.25 мм

 мин-мак

0.23

6.24

 

 

 

8.92

0.38

2.02

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак

8.22

2816

 

 

 

49.56

35.23

19.72

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак

76.56

38

 

 

 

33.99

54.49

70.9

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак

12.99

15.5

 

 

 

5.5

8.89

2.76

Коэффициент тсортированности

мин-мак

 

 

 

 

 

 

 

 

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

0.18

0.12-0.14

0.12-0.16

0.25-0.30

 

0.12-0.14

 

0.10-0.12

0.22

0.10-0.14

0.25

0.03-0.4

Тип цемента

 

пленочно-поровый

пленочно-поровый

пленоч.-поровый

пленочно-поровый

пленочнпоровый

пленоч.-поровый

пленоч.-поровый

пленоч.-поровый

Глинистость,%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

 мин-мак

21.3

20.0

 

 

 

18.8

16.8

16.2

Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2

мин-мак

156.6

51.0

 

 

 

40.4-55.5

37.9-64.5

50.3-80.8

Водоудерживающая способность,%  

мин-мак

32.8-45.9

33.8-52.7

 

 

 

40.4-55.4

37.9-64.5

50.3-80.8

Коэфф. Открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

 

20.2

20.8

20

19

17.1

18.1

17.8

17.2

Коэфф. Проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

 

420.1

181.7

13.5

489.8

16.5

12.3

8.4

7.7

Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

 

49.5

56.2

48.9

 

 

 

58.2

 

Начальное пластовое давление, Мпа

 

19.9-20.3

20.65

 

 

 

 

22.4-33.7

 

Пластовая температура,  Со

 

76

76

76

89

95

97

97

97

Дебит нефти по результатам                        испытания разведоч. скв. м3/сут.

 мин-мак

38

36-41

28.7

 

26.5

9.0

 

6.3-9.2

 

3.1-11-7

 

2.1-10.5

Продуктивность, м3/сут. мПа                   среднее                

                                                                            мин-мак

0.47

0.56

 

 

0.59

 

0.47-0.71

 

0.21-0.75

 

0.14-1.02

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.      среднее                

                                                                            мин-мак

13.64

175.8

 

11.44

 

5.71

8.0

 

1.57-2.37

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

892.0

892.0

892.0

891.0

878.0

863.0

863.0

863.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

823.0

826.0

842.0

800.0

756.0

733.0

787.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

59.2

59.2

59.2

64.47

19.73

14.46

Вязкость в пластовых условиях

2.76

2.76

2.3

2.0

0.82

0.82

0.82

Содержание,%

Смол селикагелевых

11.16

11.16

11.16

7.59

10.01

6.78

6.78

6.78

Асфальтенов

4.03

4.03

4.03

3.33

1.06

0.93

0.93

0.93

Серы

1.25

1.25

1.25

1.23

1.16

1.08

1.08

1.08

Парафина

Температура застывания нефти,  Со

-2

-2

-2

-2

-2

-6

-6

-6

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 100 Со

до 150 Со9.3

6.4

6.2

5.2

до 200 Со

14.1

10.9

16

19.2

19.2

19.2

до 300 Со

31.9

32.5

34.5

42.1

42.1

42.1

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.35

0.22

0.71

Азот

0.24

0.28

0.12

Метан

19.27

16.5

17.46

Этан

1.02

1.31

4.72

Пропан

2.65

2.80

6.88

Изобутан

0.88

.93

0.95

Нормальный бутан

2.59

2.88

3.81

Изопентан

1.14

1.21

1.11

Нормальный пентан

2.04

2.47

1.99

С6+высшие

69.82

71.40

62.25

Давление насыщения, МПа

6.26

6.26

6.26

8.9

10.4

4

Объемный коэффициент

1.092

1.071

1.115

Газовый фактор при условии сепарации,м3/т

28.6

24.21

24.21

48.15

48.15

48.15

Плотность газа,кг/м3

0.667

0.667

0.667

0.644

0.644

0.644

Тип газа

м

е

т

а

н

о

в

ый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная

концентрация,%)

Углекислый газ

0.652

0.652

0.652

0.670

0.20

0.448

0.448

0.448

Азот

2.135

2.135

2.135

6.33

1.79

2.088

2.088

2.088

Метан

82.92

82.92

82.92

90.14

69.32

75.13

75.13

75.13

Этан

4.58

4.58

4.58

1.231

9.68

8.086

8.086

8.086

Пропан

4.16

4.16

4.16

0.93

13.88

8.60

8.60

8.60

Изобутан

0.53

0.42

0.42

1.54

0.866

0.866

0.866

Нормальный бутан

3.97

3.97

3.97

0.43

0.99

2.98

2.98

2.98

Изопентан

0.18

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

Нормальный пентан

1.53

1.53

1.53

0.107

2.60

1.599

1.599

1.599

С6+высшие

0.27

0.27

0.27

oilloot.ru

Усть-Балыкское нефтяное месторождение - это... Что такое Усть-Балыкское нефтяное месторождение?

 Усть-Балыкское нефтяное месторождение Усть-Балы́кское нефтяно́е месторожде́ние

входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Накопленная добыча нефти ок. 200 млн. т. Приурочено к антиклинальной структуре в пределах Сургутского свода. Продуктивны нижнемеловые и среднеюрские отложения. Выявлено 8 залежей. Расположено в 40 км от г. Сургута.

География. Современная иллюстрированная энциклопедия. — М.: Росмэн. Под редакцией проф. А. П. Горкина. 2006.

.

  • Уссурийский государственный природный заповедник
  • устье

Смотреть что такое "Усть-Балыкское нефтяное месторождение" в других словарях:

  • Усть-Балыкское нефтяное месторождение — в России. Расположено в Ханты Мансийском автономном округе. Открыто в 1961 году. Начальные запасы нефти оцениваются до 100 млн. тонн. Плотность нефти до 0,84 г/см³, содержание серы 1,30 1,81%. Залежи на глубине 2 2,7 км. Месторождение относится к …   Википедия

  • Усть-Балыкское месторождение — нефтяное, в России, Тюменская область (Западно Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1961. Залежи на глубине 2 2,7 км. Начальный дебит скважин 5 220 т/сут. Плотность нефти до 0,84 г/см3, содержание S 1,30 1,81%. * * * УСТЬ БАЛЫКСКОЕ… …   Энциклопедический словарь

  • УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное в Российской Федерации, Тюменская обл. (Западно Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1961. Залежи на глубине 2 2,7 км. Начальный дебит скважин 5 220 т/сут. Плотность нефти до 0,84 г/см&sup3, содержание S 1,30 1,81% …   Большой Энциклопедический словарь

  • УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное, в Тюменской обл. (Западно Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1961. Залежи на глубине 2 2,7 км. Начальный дебит скважин 5 220 т/сут. Плотность нефти до 0,84 г/см3, содержание S 1,30 1,81%. Источник: Энциклопедия Отечество …   Русская история

  • Нефтяные месторождения России —       Служебный список статей, созданный для координации работ по развитию темы.   Данное предупреждение не устанавл …   Википедия

  • Список нефтяных месторождений России — …   Википедия

  • Нефть Югры — Эта страница требует существенной переработки. Возможно, её необходимо викифицировать, дополнить или переписать. Пояснение причин и обсуждение на странице Википедия:К улучшению/18 мая 2012. Дата постановки к улучшению 18 мая 2012. Нефть Югры это… …   Википедия

  • Добыча нефти — (Extraction of oil) Понятие нефтедобыча, методы и технологии добычи нефти Добыча нефти, описание методов и технологий добычи нефти Содержание Термин «» в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И …   Энциклопедия инвестора

  • Природные ресурсы — (Natural Resources) История использования природных ресурсов, мировые природные ресурсы Классификация природных ресурсов, природные ресурсы России, проблема исчерпаемости природных ресурсов, рациональное использование природных ресурсов… …   Энциклопедия инвестора

dic.academic.ru

Южно-балыкское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Южно-балыкское месторождение

Cтраница 1

Южно-Балыкское месторождение, открытое в 1964 г., представляет собой антиклинальное поднятие северо-западного простирания. Поднятие осложнено двумя куполами - северным и южным, - разделенными узким и неглубоким прогибом.  [1]

На Южно-Балыкском месторождении имеется несколько продуктивных пластов. Нефти этих пластов, хотя и близки по составу, однако их нельзя считать одинаковыми.  [2]

Для опытного участка Южно-Балыкского месторождения, на котором летом 1993 г. проведен комплекс работ по регулированию фильтрационными потоками ( см. пример 1), были построены карты текущих зон воздействия закачкой до и после обработок скважин.  [4]

Пласт Bj нефтеносен на Южно-Балыкском месторождении. Он представлен песчаниками, переслаивающимися с алевролитами и аргиллитами Усть-Балыкской толщи готерив-баррема.  [5]

Аналогичная картина наблюдалась по пласту А5 б Южно-Балыкского месторождения, где трехрядная блоковая система была преобразована в семирядную за счет возврата скважин с нижележащих объектов и объемы закачки не обеспечивали компенсации отбора жидкости.  [6]

Обобщение результатов внедрения технологий ведется на примере Южно-Балыкского месторождения. Южно-Балыкское месторождение в настоящее время находится на стадии падения добычи нефти и интенсивного обводнения.  [7]

Карта построена на ЭВМ на основании ретроспективного анализа эффективности методов ОПЗ на Южно-Балыкском месторождении с учетом характера динамики дебитов скважин по нефти и воде, а также степени гидродинамического взаимодействия между скважинами. На добывающих скважинах, расположенных в зонах со значениями Rrt целесообразно проводить ограничение отборов жидкости путем селективной изоляции водопроводя-щих каналов пласта или выравниванием профиля приемистости ближайших нагнетательных скважин. На скважинах, расположенных в зонах со значением Rr2 рекомендуется увеличить отборы жидкости путем проведения ОПЗ с целью восстановить или повысить продуктивность. Зоны изменения нормированного показателя в пределах rlRr2 характеризуются удовлетворительными показателями эксплуатации.  [9]

Для сравнительной оценки эффективности действия деэмульгаторов различных марок на эмульсии были проведены фильтрационные эксперименты на единичных кернах Южно-Балыкского месторождения. Опыты проведены на экспресс-установке, позволяющей определить проницаемость пористой среды по воде и по нефти, а также оценить эффективность действия химреагентов на вытеснение нефти и изменение кол-лекторских свойств модели пласта.  [10]

На основе проведенных лабораторных исследований разработана технология применения композиции на основе полимера ВПА-2 на месторождениях НГДУ Майскнефть и проведены опытно-промышленные испытания на опытном участке Южно-Балыкского месторождения. Опытный участок расположен в дентральной части залежи БСю с одной нагнетательной скв.  [11]

На основе проведенных лабораторных исследований разработана технология применения композиции на основе полимера ВПА-2 на месторождениях НГДУ Майскнефть и проведены опытно-промышленные испытания на опытном участке Южно-Балыкского месторождения. Опытный участок расположен в центральной части залежи БСю с одной нагнетательной скв.  [12]

Обобщение результатов внедрения технологий ведется на примере Южно-Балыкского месторождения. Южно-Балыкское месторождение в настоящее время находится на стадии падения добычи нефти и интенсивного обводнения.  [13]

Технология ОПЗ добывающих скважин нефтяными растворителями с целью восстановления и повышения их продуктивности заключается в закачке и продавке в ПЗП специально подобранного по химическому составу и растворяющей активности углеводородного растворителя. Данная технология в условиях Южно-Балыкского месторождения позволяет удалить асфальто-смолистопарафинистые отложения, разрушить высоковязкие эмульсии типа вода в нефти и повысить фазовую проницаемость для нефти.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Географическая энциклопедия - значение слова Усть-балыкское Нефтяное Месторождение

Усть-Балы́кское нефтяно́е месторожде́ниевходит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Накопленная добыча нефти ок. 200 млн. т. Приурочено к антиклинальной структуре в пределах Сургутского свода. Продуктивны нижнемеловые и среднеюрские отложения. Выявлено 8 залежей. Расположено в 40 км от г. Сургута.

Смотреть значение Усть-балыкское Нефтяное Месторождение в других словарях

Месторождение — месторождения, ср. (книжн.). 1. Место, где родился; родина (человека, животного, растения). 2. Место нахождения (полезных ископаемых). Месторождения золота.Толковый словарь Ушакова

Месторождение — -я; ср.1. кого-чего. Устар. Место, где кто-л. родился; родина кого-л. Установить м. кого-л. // Место, где что-л. произрастает, водится. М. грибов2. чего. Место, где залегают........Толковый словарь Кузнецова

Техногенное Месторождение — - скопление минеральных веществ на поверхности Земли или в горных выработках, образовавшееся в результате их отделения от массива и складирования в виде отходов........Экономический словарь

Месторождение Подземных Вод — - часть водоносного горизонта, в пределах которой имеются благоприятные условия для извлечения подземных вод. Водный кодекс Российской Федерации от 16.11.95 N 167-ФЗ, ст.17Юридический словарь

Техногенное Месторождение — - скопление минеральных веществ на поверхности Земли или в горных выработках, образовавшееся в результате их отделения от массива и складирования в виде отходов горного,........Юридический словарь

Усть-ордынский Бурятский Автономный Округ — - субъект РФ, входит в состав Иркутской области. Устав У.-О. Б. а. о. принят Законодательным собранием У.-О. Б. а. о. 30 мая 1995 г. В соответствии с Конституцией РФ государственным........Юридический словарь

Абаканское Месторождение — железорудное - в Российской Федерации, на югеКрасноярского кр. Известно с 1856. Контактовое месторождение (скарны)магнетитовых руд. Разведанные запасы св. 140 млн. т руды........Большой энциклопедический словарь

Анастасиевско-троицкое Месторождение — нефтегазоконденсатное - в Славянскомрайоне Краснодарского кр. (Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоноснаяпровинция). Открыто в 1953. Глубина 1,5-2,0 км. Начальный дебит........Большой энциклопедический словарь

Ангренское Месторождение — угольное - в Узбекистане. Разрабатывается с 1940.Площадь 70 км2. Угленосны отложения юры. Мощная (40-150 м) залежь бурогоугля. Балансовые запасы до глубины 860 м - 1,9 млрд. т. Угли........Большой энциклопедический словарь

Арланское Месторождение — нефтяное - на северо-западе Башкирии, в пределахВолго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1955. Залежи наглубине 0,8-1,3 км. Плотность нефти 0,88-0,89 г/см3, содержание S 2,4 - 3,6 %.Большой энциклопедический словарь

Астраханское Месторождение — газоконденсатное - в Российской Федерации,Астраханская обл. Входит в Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию.Открыто в 1976. Этаж газоносности 220 м. Содержание конденсата........Большой энциклопедический словарь

Баженовское Месторождение — хризотил-асбестовое - в Российской Федерации,Свердловская обл. Разрабатывается с 1889. Разведанные запасы асбеста 63,9млн. т со средним содержанием асбеста в руде 2,28%. Годовое........Большой энциклопедический словарь

Варьеганское Месторождение — газонефтяное, в Российской Федерации, насевере Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция).Открыто в 1968. Залежи на глубине 800-2500 м. Начальный дебит нефти........Большой энциклопедический словарь

Верхнекамское Месторождение — калийных солей - в Российской Федерации,Пермская обл. Разрабатывается с 1933. Площадь 6,5 тыс. км2. Промышленныезапасы 3,8 млрд. т (сильвинит, карналлит и др. соли). Содержание........Большой энциклопедический словарь

Вуктыльское Месторождение — газоконденсатное - в Российской Федерации,Республика Коми (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Открыто в1964. Залежи на глубине 2,2-3,5 км. Начальные запасы газа........Большой энциклопедический словарь

Вэнгапуровское Месторождение — нефтегазоконденсатное - на севере Тюменскойобл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1968. Залежина глубине 1-2,9 км. Начальные запасы 237 млрд. м3. Центр добычи - пос.Тарко-Сале.Большой энциклопедический словарь

Вятско-камское Месторождение — фосфоритов - в Кировской обл. Разрабатываетсяс 1917. Площадь 1900 км2. Разведанные запасы ок. 2100 млн. т руды;содержание P2O5 в руде 11-17%. Добыча открытым способом. Основной центрдобычи - пос. Рудничный.Большой энциклопедический словарь

Газлинское Месторождение — газовое - в Узбекистане, Бухарская обл., впустыне Кызылкум. Входит в Амударьинскую газонефтеносную провинцию.Эксплуатируется с 1961. Продуктивны песчаники и алевролиты........Большой энциклопедический словарь

Месторождение Минеральных Вод — естественное скопление в недрах Земли минеральных вод определенного химического состава, обладающее общими гидродинамическими особенностями и ограничивающими геоструктурными........Большой медицинский словарь

Дашкесанское Месторождение — железорудное - в Азербайджане, в бас. р.Кошкарчай (приток Куры). Известно с сер. 19 в. Руды магнетитовые сповышенным содержанием кобальта и цинка. Разведанные запасы св.........Большой энциклопедический словарь

Джетыгаринское Месторождение — хризотил-асбестовое - в Казахстане.Разрабатывается с 1965. Месторождение гидротермально-метаморфическое.Запасы асбеста 37 млн. т. Центр добычи и переработки - Джетыгара.Большой энциклопедический словарь

Егорьевское Месторождение — фосфоритов - в Российской Федерации, Московскаяобл. Разрабатывается с 1922. Площадь 350 км2. Запасы 280 млн. т руды,содержание Р2О5 в руде 7-15%. Два пласта осадочных желваковых........Большой энциклопедический словарь

Заполярное Месторождение — газоконденсатно-нефтяное - в РоссийскойФедерации, на севере Тюменской обл. (в Западно-Сибирской нефтегазоноснойпровинции). Открыто в 1965. Залежи на глубине 1-3 км. Центр........Большой энциклопедический словарь

Ирбинское Месторождение — железорудное - в Российской Федерации, на югеКрасноярского кр. Известно с кон. 17 в.; на базе месторождения с 1734 по1859 работал первый в Сибири чугуноделательный завод. Представленоконтактово-метасоматическими........Большой энциклопедический словарь

Карлсбадское Месторождение — калийных солей - в США (шт. Нью-Мексико).Разрабатывается с 1931. Общие запасы К2О 300 млн. т; среднее содержаниеК2О 16%. Добыча подземным способом. Центр добычи - Карлсбад.Большой энциклопедический словарь

Качарское Железорудное Месторождение — в Казахстане, Кустанайская обл.(Кустанайский железорудный район), открыто в 1940-х гг.Контактово-метасоматического происхождения. Руды магнетитовые. Разведанныезапасы........Большой энциклопедический словарь

Киембайское (киимбайское) Месторождение — хризотил-асбестовое, вРоссийской Федерации, Оренбургская обл. Открыто в 1936. Запасы асбеста24,9 млн. т со средним содержанием асбеста в руде 1,9-4,8%. Разработкаоткрытым способом. Центр - г. Ясный.Большой энциклопедический словарь

Кингисеппское Месторождение — фосфоритов - в Ленинградской обл.;разрабатывается с 1964 открытым способом. Площадь месторождения 80 км2.Запасы 296 млн. т руды. Содержание Р2О5 в руде 6-14%. Месторождениеосадочное,........Большой энциклопедический словарь

Контактово-метаморфическое Месторождение — залежи полезных ископаемых,образующиеся в зоне контакта интрузивных пород с породами различногосостава под влиянием высокой температуры, без привноса новых веществ........Большой энциклопедический словарь

Контактово-метасоматическое Месторождение — залежи полезных ископаемых,образующиеся при процессах контактового метаморфизма горных пород свыносом ряда химических компонентов из внедрившейся магмы в окружающиепороды........Большой энциклопедический словарь

Посмотреть еще слова :

Перевести Усть-балыкское Нефтяное Месторождение на язык :

slovariki.org

Геология Мало-Балыкского месторождения

В 1961-62 г.г. силами Усть-Балыкской  нефтеразведочной экспедиции было  выявлено  Мало-Балыкское  локальное  поднятие  в  результате сейсморазведочных работ, а в 1966 г. в результате бурения скв. 13 был получен приток нефти и открыто само месторождение.

            В первые же годы  был установлен этаж нефтеносности месторождения и распределение запасов по разрезу. Основные запасы на месторождении заключены  в отложениях  ачимовской толщи,  а высоко  продуктивные пласты группы АС и БС,  являющиеся в то же  время основными  объектами разведки на близлежащих месторождениях оценены не высоко.

            С 1984 г. месторождение находится в разработке. Работы проводит НГДУ "Майскнефть" п/о “Юганскнефтегаз", базирующихся соответственно в пос. Мамонтово и г. Нефтеюганске.

            Мало-Балыкское месторождение нефти приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию,  расположенному на южном окончании Сургутского свода - крупной положительной структуры I порядка.  Южно-Балыкское куполовидное поднятие  в свою очередь осложнено  серией поднятий III порядка.  Размеры Мало-Балыкского поднятия 6 х 11 км, амплитуда 180 м. В изученной части разреза  нефтеносность установлена в средне, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях в интервале глубин 1990-2990 м.  Залежь нефти  установлена в пластах:  ачимовской толщи  ( АчI, АчII, АчIII ), пластах БС92, АС7, АС5-6, АС4. Залежи юрских отложений недоразведаны.

            Залежи пластов АС4,  АС5-6. В апреле 1966 г. Мало-Балыкское поднятие было введено в поисковое бурение.  В августе того-же года  при испытании пласта АС4 в скв. 3 был получен приток нефти дебитом 4,1 м3/сут на штуцере диаметром 8,3 мм. Позже в результате  бурения скв. 1 была  доказана нефтеносность пластов АС5-6 в 1968 г. Пласты АС4 и АС5-6 представляют собой единый резервуар. По литологическому признаку пласты делятся на 2 части.  Верхняя часть, соответствующая пласту АС4 представлена преимущественно глинистыми породами.  Нижняя часть (пласты АС5-7)  была песчаная.  В целом интервал пластов АС4-7 характеризуется фациальной изменчивостью.

            Учитывая отличия в литологии пластов,  запасы оценены раздельно в пласте АС4 и в пласте АС5-6. Залежь этих пластов пластово-сводовая, на 99,6 % подстилается водой. Размеры залежи 12 х 18 км, высота 87 м.

             Характеристика нефтеносности  этой части разреза  приводится раздельно для пластов АС4,АС5-6.

            Пласт АС4  приурочен к верхней части  вартовской свиты и вскрыт всеми поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами. Нефтенасыщенные  коллектора вскрыты  на глубинах 1990-2055 м.  Пласт характеризуется невыдержанностью толщины. Общая толщина пласта изменяется от 15 до 34 м,  эффективная от 1,8 до 1566,  нефтенасыщенная от 1,2 до 15,6. Песчанистость пласта меняется от 91 до 96 %.  Нефтеносная часть пласта охарактеризована в интервале отметок -1909-1975 м,  т.е. по всему разрезу по данным испытаний  разведочных скважин.  В 5 скважинах получены притоки безводной нефти дебитом от 6,5 м3/сут при Нд =1248м до 41м3/сут при  фонтанировании  на 8 мм штуцере.  В 2 скважинах  получены притоки нефти с водой. С 1984 г. из пласта АС4 осуществляется отбор нефти. Положение ВНК в пласте АС принимается при подсчёте  запасов -1973+2 м.

Нефть в этом пласте  характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов.

            Пласт АС5-6 отличается от вышележащего только относительным содержанием АС5-6 песчано-алевролитового и глинистого материала. Нефтеносность пласта  установлена на двух участках,  в пределах сводовых частей Мало-Балыкского и  Восточно-Мало-Балыкского поднятий.  Нефтенасыщенные песчаники разведочными скважинами вскрыты  на глубинах (-1942-1974,3 м а.о.). Пласт характеризуется существенной неоднородностью.  Общие толщины пласта изменяются от 27 до 45 м, эффективные 7,2-31,6, нефтенасыщенные 2-23,8.  При испытании пласта АС4 в скважине 1 получен фонтанирующий приток нефти  дебитом 28,6 м3/сут через 6 мм штуцер.  Начальные дебиты скважин составляли 2-11 т/сут  при фонтанировании и до 79 т/сут при переводе на механизированную добычу.

            ВНК по данным ГИС и керна однозначно устанавливается на отметке -1973+2 м. И лишь немного погружается в районе скважины 112. Нефть так же как и в залежи пласта АС4  характеризуется большой вязкостью, высоким содержанием серы, смол и асфальтенов. Размеры нефтеносности пласта АС5-6 в пределах Мало-Балыкского поднятия составляют 2-6х6,5 км, высота около 70 м.

            Залежи пласта АС7. Залежь пласта  приурочена к сводовой части  Мало-Балыкского локального  поднятия,  находится  непосредственно  под основной  залежью пластов АС4, АС5-6  и отделяется от нее невыдержанным глинистым разделом небольшой толщины.  Залежь установлена  эксплуатационным бурением. Нефтенасыщенные  песчаники толщиною 5,6 - 20,6 м  вскрыты  на отметках 1936-1991,8 м.  Промышленная нефтеносность пласта доказана эксплуатационными скв. 7547, 8029, при опробовании  которых получены  фонтанные притоки нефти дебитами 53 и 31 т/сут.  ВНК по данным  ГИС определяется на отметках 1991,8 м.  При определении  контура  нефтеносности  учтены данные по скважинам,  вскрывшим водоносные коллекторы пласта.  В соответствии с принятым контуром размеры залежи 1,2 х 1,6 км, высота 55 м. Залежь пластово-сводовая.

            Залежи пласта  БС80. Залежь пласта установлена в пределах Западно-Балыкской площади. В контуре залежи пробурены скв. 12, 21,  вскрывшие нефтенасыщенные коллекторы толщиной 1,6-4,6 м. на глубине (а.о.-2371-2378 м).  Промышленная нефтеносность  доказана испытанием скв. 21,  в результате  которого получен фонтанирующий приток  безводной нефти дебитом 26,4 м/сут через 4 мм штуцер.  ВНК принят условно  на максимально  высокой из возможных отметке -2377,7 м. Согласно принятому положению контакта размеры залежи 4 х 6 км, высота 7 м. Залежь пластово-сводовая. Общая толщина пласта изменяется от 2 м до 5 м.  Эффективная, в пределах контура нефтеносности колеблется от 1,6 до 4,6 м. Литологически пласт представлен песчаником.

            Залежи пласта  БС92. Залежь нефти пласта БС92 приурочены к западному крылу Мало-Балыкской структуры.  В южной,  северной и восточной части  по восстанию пласта, залежь экранируется зоной глинизации. В пределах залежи пробурено  и испытано  две скважины 11, 15.  Нефтенасыщенные  коллекторы толщиной 6,8 - 8,4 м, вскрыты на глубине (а.о.-2567,8-2604,3м) получен приток нефти дебитом 9 м3/сут  при Нд-1100 м.  В скважинах,  вскрывших залежь, пласт нефтенасыщен до подошвы. При подсчёте запасов ВНК принимается условно на отметке -2604,3 м,  соответствующей подошве нефтенасыщенных по испытанию коллекторов в скв. 15.  В соответствии с принятым ВНК и границей зоны глинизации размеры залежи составляют -2,5 х 5,5 км высота около 65 м.  Залежь структурно-литологического типа. Общая толщина пласта БС92 от 7,4 до 14 м, эффективная от 4,8 до 8,4 м.  Песчанистость соответственно изменяется от 60 до 83,8 %.

            Залежи   Ачимовской толщи.

            Пачка I (АчI). Пачка вскрыта в интервале глубин 2578-2806,6 м и распространена не по всей  площади месторождения,  а в большей мере  в западной части месторождения.  Большая часть  площади приходится  на зону глинизации, которая занимает  восточную часть  месторождения.  Общая толщина пачки колеблется от 1 до 22,4 м. Эффективные толщины изменяются от 20 до 100 % в среднем  она составляет 45,7 %.  Плотность изменяется  в пределах от 16,2 до 20,9 %.  Нефтенасыщенные коллекторы  вскрыты на глубине  (а.о. -2565-2722 м).  По даным испытаний разведочных скважин во всех скважинах получены безводные притоки нефти. Дебиты изменялись от 10,8 м3/сут при динамическом уровне до 35 м3/сут при фонтанировании. Положение ВНК на максимально высокой отметке -2721,9 м. В пределах подсчётного участка размеры залежи соствляют 5-15 х 20 км, высота 160 м. Залежь структурно-литологического типа.

            Пачка АчII - является  наиболее крупным  подсчётным  объектом. Отложения второй пачки развиты в пределах всей площади месторождения и глинизируются в пределах всей площади  месторождения и глинизируется в восточном направлении. Общая толщина пачки колеблется от 32,6 до 73,4 м  Эффективная толщина изменяется в основном от 12,8 до 46,6 м. Отложения второй пачки неоднородны и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчанистость по пласту меняется от 22 до 74 % и в среднем составляет 47,3 %. Пористость изменяется от 14 до 19 %. Нефтенасыщенные коллекторы толщиною 6,6-46,6 м  вскрыты на глубинах (а.о. -2518-2778,9м).  Данными испытаний, на участке разбуривания, залежь охарактеризована достаточно полно. Опробованиями нефтеносной части разреза охаратеризован интервал отметок -2519-2760 м. При испытании скважин в болшинстве случаев  были получены  безводные притоки нефти.  Дебиты нефти изменяются от 2,2 м3/cут  на уровне  до 8,8 м3/сут  при фонтанировании через 2 мм штуцер. Первоначальные дебиты нефти составляли 1,1-10,1 т/сут При преводе  скважин на механизированную добычу  дебиты  возросли  до 60 т/сут.  ВНК имеет наклон в северо-западном и западном направлениях.  В южной части ВНК принимается на отметках -2668,6-2717,3 м по данным скв. 13 и 16. На  севере ВНК  установлен по скв. 41 на отметках 2746,1-2746,5 м. В северо-западной  части ВНК  принимается на уровне  подошвы нефтенасыщенных коллекторов в скв. 43 и 11 и отметках -2764-2768,6 м, на западе по скв. 21 на отметке -2778,9 м. Наклон контакта в пределах месторождения составляет 110 м.  В соответствии  с принятыми границами  размеры поля нефтеносности пачки II ачимовской толщи на Мало-Балыкском месторождении составляют 24 х 25 км, высота 260 м. Залежь струкутрно-литологическая.

            Пачка III (Ач3) вскрыта  в интервале  глубин  2649,8-2841,2 м. Пачка развита на большей части площади,  глинизируясь на западе. Общая толщина пачки изменяется от 4,4 до 63,6. Эффективная от 1,8 до 23,4 м. Отложения пачки представлены песчаниками мелкозернистыми, алевролитами которые обычно разделены прослоями аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчанистость изменяется от 23 до 89,3 % и в среднем составляет 45,2%. Пористость коллекторов изменяется  от 13,3 до 18,5 %.  Нефтенасыщенные коллекторы вскрыт на глубинах  2650-2884 м (а.о.-2572,9-2810,6м). Данными испытаний 13 разведочных скважин нефтенасыщенный разрез охарактеризован в интервале отметок -2572,9-2696,6 м,  при этом в 12 скважинах получены безводные притоки нефти с дебитом  от 1,4 до 10,5 м3/сут.  На уровне ВНК по залежи на участке Мало-Балыкского месторождения устанавливается на отметках -2725-2810,6 м с наклоном в северо-западном и северном направлениях. Наклон контакта составялет 85 м. В соответствии с принятыми границами размеры залежи пачки III в пределах Мало-Балыкского месторождения составляют 13-17 х 20 км, высота 130 м.  Залежь пластовая сводовая частично литологически экранированная.

                    Краткая геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов месторождения

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Глубина залегания пласта, м

1990-2055

2025-2057

2050

2432-2456

2618-2656

2642-2675

2595-2860

2650-2884

Абсолютная отметка кровли пласта, м

1909-1975

1942-1974

1936

2371-2378

2567.8-2604.3

2565-2722

2518.7-2778.9

2572.9-2810.6

Абсолютная отметка ВНК, м

1973+-2м

1671.5-1973

1991.8

2377.7

2604.3

2721-2728.7

2725-2810.6

Общая толщина пласта, м

15-34

27-45

13.8-23.1

2-5

7.4-14

1-22

10-73

4-64

Эффективная толщина, м

1.8-15.6

7.2-31.6

13.8-20.6

1.6-4.6

4.8-8.4

1-11

6.6-46

1.8-23.4

Нефтенасыщенная толщина, м

1.2-15.6

2.0-23.8

9.65

3.6

3.8

3.01

18

9.6

Коэффициент песчанистости, доли,ед.

0.37

0.64

0.89

0.64

0.64

0.45

0.47

0.45

                      Петрофизичиская характеристика коллекторов

Параметры

 

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

 

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Карбонатность,%                                      

мин-мак среднее

 

0.3-1.8

 

0.3-1.7

 

 

 

 

1.2

 

0.8-5.0

 

1.6-5.0

Содержание фракций %,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 при размере зерен,  0.25 мм

 мин-мак

0.23

6.24

 

 

 

8.92

0.38

2.02

при размере зерен,  0.25-0.1 мм

мин-мак

8.22

2816

 

 

 

49.56

35.23

19.72

при размере зерен,  0.1-0.01 мм

мин-мак

76.56

38

 

 

 

33.99

54.49

70.9

при размере зерен,  0.01 мм

мин-мак

12.99

15.5

 

 

 

5.5

8.89

2.76

Коэффициент тсортированности

мин-мак

 

 

 

 

 

 

 

 

Медианный размер зерен,мм

мин-мак среднее

0.18

0.12-0.14

0.12-0.16

0.25-0.30

 

0.12-0.14

 

0.10-0.12

0.22

0.10-0.14

0.25

0.03-0.4

Тип цемента

 

пленочно-поровый

пленочно-поровый

пленоч.-поровый

пленочно-поровый

пленочнпоровый

пленоч.-поровый

пленоч.-поровый

пленоч.-поровый

Глинистость,%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэфф. открытой пористости по керну, доли единицы

 мин-мак

21.3

20.0

 

 

 

18.8

16.8

16.2

Коэфф. проницаемости по керну, 10-3 мкм2

мин-мак

156.6

51.0

 

 

 

40.4-55.5

37.9-64.5

50.3-80.8

Водоудерживающая способность,%  

мин-мак

32.8-45.9

33.8-52.7

 

 

 

40.4-55.4

37.9-64.5

50.3-80.8

Коэфф. Открытой пористости по ГИС,    дол.ед.   

 

20.2

20.8

20

19

17.1

18.1

17.8

17.2

Коэфф. Проницаемости по ГИС,   10-3 мкм2

 

420.1

181.7

13.5

489.8

16.5

12.3

8.4

7.7

Коэфф. Нефтенасыщенности по ГИС,доли ед

 

49.5

56.2

48.9

 

 

 

58.2

 

Начальное пластовое давление, Мпа

 

19.9-20.3

20.65

 

 

 

 

22.4-33.7

 

Пластовая температура,  Со

 

76

76

76

89

95

97

97

97

Дебит нефти по результатам                        испытания разведоч. скв. м3/сут.

 мин-мак

38

36-41

28.7

 

26.5

9.0

 

6.3-9.2

 

3.1-11-7

 

2.1-10.5

Продуктивность, м3/сут. мПа                   среднее                

                                                                            мин-мак

0.47

0.56

 

 

0.59

 

0.47-0.71

 

0.21-0.75

 

0.14-1.02

Гидропроводность, 10-11м-3/Па*сек.      среднее                

                                                                            мин-мак

13.64

175.8

 

11.44

 

5.71

8.0

 

1.57-2.37

  

                        Физико-химическая характеристика нефти и газа

Параметры

Индекс

пласта

Продуктивный пласт

АС4

АС5-6

АС7

БС8

БС92

АЧ1

АЧ2

АЧ3

Плотность нефти в поверхностных условиях,кг/м3

892.0

892.0

892.0

891.0

878.0

863.0

863.0

863.0

Плотность нефти в пластовых условиях,кг/м3

823.0

826.0

842.0

800.0

756.0

733.0

787.0

Вязкость в поверхностных условиях, мПа*сек

59.2

59.2

59.2

64.47

19.73

14.46

Вязкость в пластовых условиях

2.76

2.76

2.3

2.0

0.82

0.82

0.82

Содержание,%

Смол селикагелевых

11.16

11.16

11.16

7.59

10.01

6.78

6.78

6.78

Асфальтенов

4.03

4.03

4.03

3.33

1.06

0.93

0.93

0.93

Серы

1.25

1.25

1.25

1.23

1.16

1.08

1.08

1.08

Парафина

Температура застывания нефти,  Со

-2

-2

-2

-2

-2

-6

-6

-6

Температура насыщения нефти парафином, Со

Выход фракций,%

до 100 Со

до 150 Со9.3

6.4

6.2

5.2

до 200 Со

14.1

10.9

16

19.2

19.2

19.2

до 300 Со

31.9

32.5

34.5

42.1

42.1

42.1

Компонентный состав нефти (молярная

 концентрация,%)

Углекислый газ

0.35

0.22

0.71

Азот

0.24

0.28

0.12

Метан

19.27

16.5

17.46

Этан

1.02

1.31

4.72

Пропан

2.65

2.80

6.88

Изобутан

0.88

.93

0.95

Нормальный бутан

2.59

2.88

3.81

Изопентан

1.14

1.21

1.11

Нормальный пентан

2.04

2.47

1.99

С6+высшие

69.82

71.40

62.25

Давление насыщения, МПа

6.26

6.26

6.26

8.9

10.4

4

Объемный коэффициент

1.092

1.071

1.115

Газовый фактор при условии сепарации,м3/т

28.6

24.21

24.21

48.15

48.15

48.15

Плотность газа,кг/м3

0.667

0.667

0.667

0.644

0.644

0.644

Тип газа

м

е

т

а

н

о

в

ый

Компонентный состав нефтяного газа (молярная

концентрация,%)

Углекислый газ

0.652

0.652

0.652

0.670

0.20

0.448

0.448

0.448

Азот

2.135

2.135

2.135

6.33

1.79

2.088

2.088

2.088

Метан

82.92

82.92

82.92

90.14

69.32

75.13

75.13

75.13

Этан

4.58

4.58

4.58

1.231

9.68

8.086

8.086

8.086

Пропан

4.16

4.16

4.16

0.93

13.88

8.60

8.60

8.60

Изобутан

0.53

0.42

0.42

1.54

0.866

0.866

0.866

Нормальный бутан

3.97

3.97

3.97

0.43

0.99

2.98

2.98

2.98

Изопентан

0.18

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

Нормальный пентан

1.53

1.53

1.53

0.107

2.60

1.599

1.599

1.599

С6+высшие

0.27

0.27

0.27

oilloot.ru

Усть-Балыкское месторождение - это... Что такое Усть-Балыкское месторождение?

 Усть-Балыкское месторождение Усть-Балы́кское месторожде́ние

* * *

УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ УСТЬ-БАЛЫ́КСКОЕ МЕСТОРОЖДЕ́НИЕ нефтяное, в Российской Федерации, Тюменская обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (см. ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ)). Открыто в 1961. Залежи на глубине 2—2,7 км. Начальный дебит скважин 5—220 т/сут. Плотность нефти до 0,84 г/см3, содержание S 1,30—1,81%.

Энциклопедический словарь. 2009.

  • Устъ-Ордынский Бурятский автономный округ
  • Усть-Джегута

Смотреть что такое "Усть-Балыкское месторождение" в других словарях:

  • УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное в Российской Федерации, Тюменская обл. (Западно Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1961. Залежи на глубине 2 2,7 км. Начальный дебит скважин 5 220 т/сут. Плотность нефти до 0,84 г/см&sup3, содержание S 1,30 1,81% …   Большой Энциклопедический словарь

  • УСТЬ-БАЛЫКСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ — нефтяное, в Тюменской обл. (Западно Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1961. Залежи на глубине 2 2,7 км. Начальный дебит скважин 5 220 т/сут. Плотность нефти до 0,84 г/см3, содержание S 1,30 1,81%. Источник: Энциклопедия Отечество …   Русская история

  • Усть-Балыкское нефтяное месторождение — в России. Расположено в Ханты Мансийском автономном округе. Открыто в 1961 году. Начальные запасы нефти оцениваются до 100 млн. тонн. Плотность нефти до 0,84 г/см³, содержание серы 1,30 1,81%. Залежи на глубине 2 2,7 км. Месторождение относится к …   Википедия

  • Усть-Балыкское нефтяное месторождение — входит в Западно Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1961 г., разрабатывается с 1964 г. Накопленная добыча нефти ок. 200 млн. т. Приурочено к антиклинальной структуре в пределах Сургутского свода. Продуктивны нижнемеловые и… …   Географическая энциклопедия

  • Нефтеюганск — город (до 1967 деревня Усть Балык) в России, Ханты Мансийский автономный округ, в 50 км от Железнодорожной станции Пыть Ях; пристань на протоке Юганская Обь. 97,9 тыс. жителей (1998). Добыча нефти (Усть Балыкское месторождение и др.).… …   Энциклопедический словарь

  • Салманов, Фарман Курбан оглы — В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Салманов. Фарман Салманов азерб. Fərman Qurban oğlu Salmanov …   Википедия

  • НЕФТЕЮГАНСК — город (до 1967 д. Усть Балык) в Российской Федерации, Ханты Мансийский а. о., в 42 км от ж. д. ст. Островная; пристань на протоке Юганская Обь. 95,5 тыс. жителей (1991). Добыча нефти (Усть Балыкское месторождение и др.) …   Большой Энциклопедический словарь

  • Аржанов, Феликс Григорьевич — В Википедии есть статьи о других людях с такой фамилией, см. Аржанов. Феликс Григорьевич Аржанов Род деятельности: нефтяник Дата рождения …   Википедия

  • Список нефтяных месторождений России — …   Википедия

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         самая крупная среди союзных республик CCCP по терр. и населению. Pасположена в вост. части Eвропы и в сев. части Aзии. Пл. 17,08 млн. км2. Hac. 145 млн. чел. (на 1 янв. 1987). Cтолица Mосква. B состав РСФСР входят 16 авт. республик, 5 авт …   Геологическая энциклопедия

dic.academic.ru