Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 5. Графское месторождение нефти


Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра «Геологии и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения»

Выполнил: студент 5-НТФ-3

Пономарев Д.А.

Проверила: преподаватель

 Головина Ю.А.

САМАРА, 2003

РЕФЕРАТ

          Курсовой проект содержит:

40 стр., 6 рис., 13 табл., 12 использованных источников.

НЕФТЕОТДАЧА (0,348), БАЛАНСОВЫЕ И ИЗВЛЕКАЕМЫЕ ЗАПАСЫ НЕФТИ (3196т.т., 1112т.т.), ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (23,2МПа), ЗАЛЕЖЬ, ПРОНИЦАЕМОСТЬ (0,0455мкм2), УПРУГОВОДОНАПОРНЫЙ РЕЖИМ, ВЯЗКОСТЬ (18,4мПа с)

          В данном проекте рассмотрен в полном объеме геолого-промысловый материал, выполнены расчеты по определению начальных и остаточных балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа.

          Произведен анализ разработки пласта по стадиям и на текущую дату.

Построена карта остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин.

Выполнен расчет  коэффициента нефтеотдачи.

          Произведено описание существующих методов повышения нефтеотдачи пластов. Сделаны выводы и даны рекомендации по дальнейшей разработке анализируемого пласта.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение …………………………………………………………………………..3

1.  Геологическая часть …………………………………………………………..4

1.  1.1. Общие сведения о месторождении    ……………………………………4

1.2. Стратиграфия   ……………………………………………………………6

1.3. Тектоника …………………………………………………………………8

1.4. Нефтегазоносность ………………...……………………………………10

1.5. Коллекторские свойства пласта ………………………………...……...12

1.6. Физико-химические свойства нефти, газа и воды ………………...….14

1.7. Обоснование коэффициента нефтеизвлечения …………………….....17

1.8. Подсчет запасов нефти и газа ……………………………………...…..21

2.  Технологическая часть ……………………………………………………...23

1.1.  Анализ разработки пласта В1 …………………………………………..23

1.2.  Сопоставление проектных и фактических показателей                  

       разработки пласта В1 ……………………………………………………28

1.3.  Определение коэффициента нефтеотдачи в промытой зоне пласта ...31

3.  Методы повышения нефтеотдачи ………………………………………….35

Заключение ……………………………………………………………………..37

Список литературы …………………………………………………………….39

Приложение …………………………………………………………………….40

ВВЕДЕНИЕ

          В практике анализа эффективности разработки особой группой выделяют объекты с низкопроницаемыми коллекторами (НПК). Это обусловлено низкой технологической эффективностью их разработки имеющимися в отрасли техникой и технологиями. Низкая экономическая эффективность разработки объектов с НПК определяется тем, что требуются более плотные сетки скважин (а значит, и большие капиталовложения). Именно поэтому запасы нефти в НПК относят к категории трудноизвлекаемых.

          Разработка НПК осуществляется, как правило, с применением заводнения, эффективность которого в НПК не отвечает современным требованиям. Для повышения эффективности выработки запасов нефти применяют гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин, различные виды обработок призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин.

          Месторождения с НПК расположены по всей территории Российской Федерации. Состояние сырьевой базы заставляет нефтедобывающие предприятия вводить в разработки объекты с НПК, хотя освоение этих запасов недостаточно эффективно – значения проектного коэффициента нефтеизвлечения изменяются от 0,105 (по объектам ПО «Краснодарнефтегаз») до 0,377 (по объектам ПО «Оренбургнефть»).

          Повышение эффективности разработки объектов с НПК на современном этапе развития страны приобретает все большее значение. Проблема увеличения добычи нефти связана, в первую очередь, с созданием эффективных технологий разработки залежей с НПК, доля которых в структуре разрабатываемых объектов растет и составляет более 25%. Запасы нефти в НПК оцениваются в несколько миллиардов тонн, а коэффициент нефтеотдачи при традиционных системах разработки существенно ниже среднеотраслевого. На ближайшие годы из месторождений с НПК планируется обеспечить 25 – 40% отраслевой добычи нефти, поэтому задача освоения трудноизвлекаемых запасов нефти в НПК является жизненно важной проблемой федерального уровня

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Общие сведения о месторождении

          В административном отношении Графское месторождение располо­жено на границе Красногвардейского и Матвеевского районов Оренбургской области. В 20 км на восток – юго-восток расположено разрабатываемое Иб­ряевское нефтяное месторождение. На запад – северо-запад в 50-60 км нахо­дится Тарханское месторождение. В северном направлении в 65 км располо­жена железнодорожная станция Абдулино. В западном, в 85-90 км – г. Бугу­руслан, в котором находится основная материально-техническая база обслу­живания нефтяного района: НГДУ «Бугурусланнефть».

          Наиболее крупные населенные пункты расположены вдоль реки Умирка: Староникольское, Никольское, Натальино, Ново-Жедрино. В непо­средственной близости находятся поселки Гремучий, Интернациональный, Александровка и др.  Все они связаны между собой грунтовыми проселоч­ными дорогами, труднопроходимыми в период бездорожья.

vunivere.ru

Графское месторождение — с английского на русский

Все языкиАбхазскийАдыгейскийАзербайджанскийАймараАйнский языкАканАлбанскийАлтайскийАнглийскийАрабскийАрагонскийАрмянскийАрумынскийАстурийскийАфрикаансБагобоБаскскийБашкирскийБелорусскийБолгарскийБурятскийВаллийскийВарайскийВенгерскийВепсскийВерхнелужицкийВьетнамскийГаитянскийГреческийГрузинскийГуараниГэльскийДатскийДолганскийДревнерусский языкИвритИдишИнгушскийИндонезийскийИнупиакИрландскийИсландскийИспанскийИтальянскийЙорубаКазахскийКарачаевскийКаталанскийКвеньяКечуаКиргизскийКитайскийКлингонскийКомиКорейскийКриКрымскотатарскийКумыкскийКурдскийКхмерскийЛатинскийЛатышскийЛингалаЛитовскийЛюксембургскийМайяМакедонскийМалайскийМаньчжурскийМаориМарийскийМикенскийМокшанскийМонгольскийНауатльНемецкийНидерландскийНогайскийНорвежскийОрокскийОсетинскийОсманскийПалиПапьяментоПенджабскийПерсидскийПольскийПортугальскийРумынский, МолдавскийРусскийСанскритСеверносаамскийСербскийСефардскийСилезскийСловацкийСловенскийСуахилиТагальскийТаджикскийТайскийТатарскийТвиТибетскийТофаларскийТувинскийТурецкийТуркменскийУдмурдскийУзбекскийУйгурскийУкраинскийУрдуУрумскийФарерскийФинскийФранцузскийХиндиХорватскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧеркесскийЧерокиЧеченскийЧешскийЧувашскийШайенскогоШведскийШорскийШумерскийЭвенкийскийЭльзасскийЭрзянскийЭсперантоЭстонскийЮпийскийЯкутскийЯпонский

 

Все языкиАзербайджанскийАлбанскийАнглийскийАрабскийАрмянскийАфрикаансБаскскийБолгарскийВенгерскийВьетнамскийГаитянскийГреческийГрузинскийДатскийДревнерусский языкИвритИндонезийскийИрландскийИсландскийИспанскийИтальянскийЙорубаКазахскийКаталанскийКвеньяКитайскийКлингонскийКорейскийКурдскийЛатинскийЛатышскийЛитовскийМакедонскийМалайскийМальтийскийМаориМарийскийМокшанскийМонгольскийНемецкийНидерландскийНорвежскийПалиПапьяментоПерсидскийПольскийПортугальскийРумынский, МолдавскийРусскийСербскийСловацкийСловенскийСуахилиТагальскийТайскийТамильскийТатарскийТурецкийУдмурдскийУйгурскийУкраинскийУрдуФарерскийФинскийФранцузскийХиндиХорватскийЦерковнославянский (Старославянский)ЧаморроЧерокиЧешскийЧувашскийШведскийЭрзянскийЭстонскийЯпонский

translate.academic.ru

Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 5

          Свойства и состав нефти, газа и воды изучены по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из 7 скважин (№№ 15, 16, 18, 151, 152, 330, 611) в процессе опробывания и эксплуатации пласта В1. Исследование свойств нефти, газа и воды производилось в лабораториях ЦНИПра НГДУ “Бугурусланнефть” и институте “Гипровостокнефть” по общепринятой методике.

          Согласно данным табл. 1.4. пластовая нефть тяжелая и вязкая с плотностью 895 – 903 кг³/м  и вязкостью 8,8 – 40,4 мПа·с; газосодержание составляет 14,0 м³/т, давление насыщения – 3,97 МПа. Нефти пласта В1 являются сернистыми (серы до 3,87% масс), парафинистыми (парафина до 8,58% масс), высокосмолистыми (смол селикагеливых до 28,15% масс). Выход светлых фракций при разгонке нефтей по Энглеру до 300°С изменяется от 30 до 40% об.

          Компонентный состав нефтяного газа при однократном разгазировании пластовой нефти при стандартных условиях представлен в табл. 1.5. Отно-сительная плотность газа по воздуху составляет 1,262.

          Пластовая вода относится к типу хлоркальциевых, характеризуется плотностью 1175 кг/м³, вязкостью 1,20 мПа·с, минерализацией 272 г/л. Содержание ионов представлено в табл. 1.6.

Таблица 1.4.

Физико – химические свойства нефти

Наименование

Диапазон

изменения

Среднее

значение

1

2

3

4

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10

Плотность в пластовых условиях, кг/м³

Вязкость в пластовых условиях, мПа·с

Плотность в поверхностных условиях, кг/м³

Вязкость в поверхностных условиях, мПа·с

Давление насыщения газом, МПа

Газосодержание, м³/т

Объемный коэффициент, д.ед.

Температура застывания, °С

Массовое содержание, %:

-  серы

-  парафинов

-  асфальтенов

-  смол селикагелевых

Объемный выход светлых фракций, %:

-  при 150 °С

-  при 200 °С

-  при 300 °С

860 – 930

8,8 – 40,4

885 – 993

13,5 – 228,8

2,2 – 6,08

8,44 – 18,3

1,02 – 1,04

- 6 - 11

2,87 – 3,87

5,35 – 8,58

2,16 – 23,4

11,09 – 28,15

8 – 14

16 – 22

30 – 40

874

18,4

894

107,7

3,97

14,0

1,032

- 9,6

3,22

19,12

6,5

19,3

12

20

36

Таблица 1.5.

Свойства нефтяного газа

Наименование

Диапазон

изменения

Среднее

значение

1.

2.

Относительная плотность газа по воздуху

Состав фракций, % моль:

-  метан

-  этан

-  пропан

-  i-бутан

-  n-бутан

-  i-пентан

-  n-пентан

-  гексан

-  гептан и высшие

-  сероводород

-  углекислый газ

-  азот и гелий

1,220 – 1,304

10,31 – 12,14

9,48 – 11,75

27,20 – 29,45

4,05 – 5,78

13,15 – 15,95

5,94 – 6,76

4,15 – 5,06

1,82 – 2,08

1,00 – 1,16

0,81 – 1,21

2,61 – 3,72

10,50 – 12,41

1,262

11,64

10,55

28,11

4,92

14,82

6,28

4,60

1,92

1,08

1,01

3,14

11,93

Таблица 1.6.

Свойства пластовой воды

Наименование

Диапазон

изменения

Среднее

значение

1.

2.

3.

4.

Плотность, кг/м³

Вязкость, мПа·с

Минерализация, г/л

Содержание ионов, мг·экв./л:

-  Сlˉ

-  SO4ˉ ˉ

-  HCO3ˉ

-  Ca+ +

-  Mg+ +

-  Na+ + K+

1160 – 1190

1,18 – 1,22

248 – 296

149 – 179

1,04 – 3,0

0,06 – 0,4

2,4 – 7,0

0,8 – 1,7

90 – 118

1175

1,20

272

164

2,0

0,23

4,7

1,2

104

1.7. Обоснование коэффициента нефтеизвлечения

Коэффициент нефтеизвлечения залежи нефти пласта В1 был принят при постановке на баланс в 1970 году по аналогии с Самодуровским месторождением, составил – 0,450.

vunivere.ru

Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 13

          Разработка пласта В1 осуществляется с 1974 г. До 1998 г. разработку залежи нефти можно считать на уровне пробной эксплуатации. В этот период пласт разрабатывался низкими темпами, при этом ни один проектный документ не был выполнен. Система разработки являлась неэффективной, практически не была реализована закачка воды в целях ППД.

          В 1998 г. был утвержден новый проект разработки, в котором учтено, что запасы нефти относятся к категории трудноизвлекаемых. Сопоставление проектных и фактических показателей за последние 5 лет (1998 – 2002 г.г.) показало, что разработка ведется с незначительным отставанием от проекта.

          На 1.01.2003 г. из пласта отобрано 581736 т нефти, что составляет 52,3% от начальных извлекаемых запасов. Пластовое давление снизилось по сравнению с начальным на 4,0 МПа и составляет 19,2 МПа. Динамика пластовых давлений по скважинам не подчиняется линейному закону фильтрации., что свидетельствует о заметной площадной неоднородности залежи. Наблюдается значительный разброс значений дебитов в разных зонах залежи, что объясняется в значительной степени литологической и зональной неоднородностями. Наиболее продуктивные скважины расположены в центральной и восточной зонах залежи (№№ 18, 611, 615). Наличие плотных непроницаемых пропластков во всех скважинах препятствует вертикальному продвижению пластовых вод, поэтому обводненность во основном растет за счет прорыва закачиваемой воды. Обводненность продукции достигла 58,0 %. За всю историю разработки в пласт закачено 528118 м³ воды, что при накопленной компенсации отбора в 66,5% говорит о слабой эффективности этого мероприятия.

               Коэффициент нефтеотдачи в промытой зоне пласта больше утвер-    жденного коэффициента нефтеотдачи, равного 0,348; следовательно разработка залежи пласта В1 ведется верно.

Для дальнейшей разработки необходимо получение информации о выработке залежи с помощью геофизических исследований скважин: текущее положение ВНК, выделение обводненных пропластков. На основе анализа этих данных рекомендуется проведение ряда геолого-технических мероприятий. Для повышения добычи нефти до проектного уровня необходимо проводить гидроразрыв пласта, соляно-кислотные обработки, термогазохимическое воздействие, эффективность которых, как показала практика, достаточно высока. Для регулирования процесса разработки в целях максимального извлечения из низкопроницаемых и неохваченных заводнением пропластков рекомендуется проведение ограничения водопритока (выравнивание профиля приемистости) с применением вязкоупругих составов ВУС на основе ПАА.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.  «Пересчет запасов нефти и растворенного газа по Графскому месторождению», ОАО «Оренбургнефть», 1998.

2.  «Технологическая схема разработки Графского месторождения Оренбургской области», ОАО «Оренбургнефть», 1998.

3.  Паспорт Графского месторождения.

4.  Паспорта скважин Графского месторождения.

5.  Сводные таблицы по добыче ЦДНГ – 2  НГДУ «Бугурусланнефть».

6.  Сводные таблицы по закачке ЦДНГ – 2  НГДУ «Бугурусланнефть».

7.  Технологические режимы работы скважин НГДУ «Бугурусланнефть».

8.  Эффективность по выполненным ремонтам КРС на нефтяном фонде в НГДУ «Бугурусланнефть».

9.  Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Жданов М.А.  Москва, «Недра», 1982.

10. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Муравьев И.М. и др. Изд.3-е, переработанное и дополненное. Москва, «Недра», 1970, 448 с.

11. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. Москва, «Недра», 1988, 302 с.

12. Повышение производительности скважин. Амиян В.А., Амиян А.В. Москва, «Недра», 1986, 303 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

vunivere.ru

Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 3

Каширский горизонт сложен известняками с прослоями доломитов. Известняки светло-серые до белых, пелитоморфные, мелкозернистые, прослоями глинистые. Толщина 58-143 м.

 Подольский и мячковский горизонты сложены известняками и доло­митами. Известняки светло-серые, плотные, крепкие, мелкозернистые. Доло­миты серые, плотные, участками кавернозно-пористые. Толщина 180-234 м.

          Верхний отдел представлен плотными известняками тонкозернистыми, участками доломитизированными до доломитов; доломиты тонкозернистые, неравномерно окрашенные. Толщина 158-236 м.

1.3. Тектоника

          В региональном плане по поверхности кристаллического фундамента исследуемый район приурочен к Пилюгинско-Ивановскому выступу, кото­рый выделяется в пределах восточного окончания Жигулевско – Оренбург­ского свода. Свод является погребенным и в осадочном чехле не прослежи­вается. В современном структурном плане Жигулевско – Оренбургскому своду отвечает Муханово-Ероховский некомпенсированный прогиб, который наиболее четко выражен в отложениях верхнедевонско-нижнекаменноуголь­ного структурного этажа.

          В пределах прогиба выделяется центральная, внутренняя и внешняя бортовые зоны. Зоны, выделенные в пределах Муханово-Ероховского про­гиба, осложнены структурами второго порядка. На Северном участке внеш­ней бортовой зоны расположена Боровско-Залесовская зона поднятий, к вос­точной части которой приурочено рассматриваемое месторождение. Для поднятий Боровско-Залесовской зоны характерны незначительные размеры и амплитуды. Они располагаются цепочкой вдоль резкого флексурообразного погружения, выявленного сейсморазведкой и подтвержденного на отдельных участках данными бурения. В целом, для поднятий этой зоны отмечается со­ответствие структурных планов, картируемых по отложениям нижней перми, среднего и нижнего карбона. В верхнедевонское и турнейское время здесь активно формировались биогермные постройки, хорошо выраженные в па­леорельефе. В верхнепермских горизонтах поднятия выражены крайне слабо. Так, по кровле калиновской свиты Графское поднятие практически не про­слеживается и представлено структурным «носом» с равномерным падением слоев в западном направлении. Структурные планы по нижележащим отло­жениям среднего и нижнего карбона Графского месторождения отличаются незначительно, поэтому ниже приводится описание структурного плана кровли турнейского яруса.

          Графское поднятие по кровле турнейского яруса представлено анти­клинальной складкой субширотного простирания, осложненной двумя купо­лами с размерами, в пределах замкнутой изогипсы – 1890 м, 8,8 х 2,3 км и амплитудой 35,7 м.

          Структурный план по девонским отложениям на Графском поднятии практически не изучен, пробурена одна скважина №330 в восточной части основного купола.

          По данным сейсмических исследований Графское поднятие по отра­жающему горизонту «Д» представлено двумя куполами, ограниченными изо­гипсой – 2625 м. Размеры их составляют 1,0 х 0,4 км; 0,6 х 0,5 км  с амплиту­дой 20-25 м.

1.4. Нефтегазоносность

Залежь пласта В1  приурочена к кровельной части турнейского яруса. Пласт В1  представлен чередованием пористых проницаемых известняков с плотными заглинизированными разностями. В пределах нефтенасыщенной части пласта количество проницаемых пропластков по скважинам изменяется от 3 до 16, их толщина от 0,4 до 6,0 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта В1 колеблется от 5,8 м до 21,4 м. Покрышкой для пласта В1 служат бобриковские глины. Высота залежи составляет 35,7 м. Водонефтяной контакт наблюдается на абсолютной отметке – 1874, 7 м. Водонефтяная зона составляет 50% залежи. Режим пласта упруго – водонапорный, малоактивный. Геолого – физическая характеристика пласта представлена в табл. 1.1.

Таблица 1.1.

Геолого – физическая характеристика продуктивного пласта В1

vunivere.ru

Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 2

В орогидрографическом отношении Графское месторождение приуро­чено к водоразделу рек Большой Кинель и Ток. Ближайшие речки Умирка, Кристалка, Боровка. Водораздельная возвышенность протягивается с северо-запада на юго-восток.

          Леса отсутствуют. Встречаются небольшие колки площадью 5-10 гек­таров, заросли по оврагам, поймам рек и ручейков, искусственные посадки вдоль полей.

          Рельеф района представляет собой слабовсхолмленную местность с абсолютными отметками + 180 +265 м.

Климат района резко континентальный, температура достигает летом  + 40° С и зимой – 40° С. Среднегодовое количество осадков 350-400 мм. Глу­бина промерзания грунта достигает 2 м. Снежный покров держится с ноября до середины апреля.

Промышленные объекты в пределах месторождения отсутствуют. На­селение, состоящее, в основном, из русских, украинцев, татар, мордвы, зани­мается сельским хозяйством.

          Непосредственно на Графском месторождении находится нефтесбор­ный узел, куда с двух направлений Самодуровского и Ибряевского поступает нефть и перекачивается на Тарханскую УПСВ.Электроснабжение на месторождении осуществляется от подстанции 35/6 кВт «Графское». Водоснабжение для целей заводнения и бурения производится по ма­гистральному водоводу Покровка-Графское, для питьевых нужд имеется ар­тезианская скважина.

          Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям бобриков­ского горизонта (пласт Б2) и турнейского яруса (пласт В1).

1.2. Стратиграфия

          В геологическом строении Графского месторождения принимают уча­стие отложения архейской группы, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Толщина осадочного чехла составляет около 3200 м.

          Каменноугольная система представлена в объеме трех отделов – ниж­ним, средним и верхним.

Нижний отдел представлен турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

          Турнейский ярус сложен известняками, доломитами с прослоями ан­гидритов. Известняки светло-серые, плотные, крепкие, перекристаллизован­ные, участками доломитизированные. Доломиты светло-серые до черных, мелко и скрытокристаллические, местами трещиноватые, участками кавер­нозно-пористые. Ангидриты голубовато-серые, плотные, крепкие, кристал­лические. Толщина турнейского яруса – 286 м.

          Визейский ярус представлен яснополянинским (бобриковский, туль­ский горизонты) и окским надгоризонтами.

 Бобриковский горизонт пред­ставлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Песча­ники темно-серые, мелкозернистые, алевритистые, участками глинистые. Алевролиты темно-серые, плотные, крепкие, глинистые. Аргиллиты черные, плотные, чешуйчатые. Толщина – 15-20 м.

Тульский горизонт сложен из­вестняками темно-серыми, плотными, крепкими, массивными органогенно-детритовыми с маломощными прослоями аргиллитов черных плитчатых и мергелей черных плотных, глинистых. Толщина – 40 м.

 Окский надгоризонт сложен органогенными и хемогенными разностями пород. Нижняя часть раз­реза представлена известняками темно-серыми до черных, плотными, креп­кими. Верхняя часть сложена известняками и доломитами серыми, темно-се­рыми, пористо-кавернозными с включениями ангидритов трещиноватых, не­равномерно перекристаллизованных. Толщина 200-250 м.

Серпуховский ярус сложен доломитами и известняками с маломощ­ными прослоями ангидритов. Доломиты от белых до черных, плотные, креп­кие, массивные, известковистые, участками пористо-кавернозные, трещино­ватые. Известняки серые, мелкокристаллические, каверзно-пористые, пели­томорфные, органогенно-оболочные, доломитизированные. Ангидриты голу­бовато-серые, кристаллические. Толщина 120-180 м.

          Средний отдел представлен башкирским, московским ярусами.

Башкирский ярус представлен известняками с подчиненными прослоями до­ломитов. Известняки органогенно-обломочные, участками трещиноватые и пористые. Толщина 58-123 м.

Московский ярус представлен верейским,  каширским, подольским и мячковским горизонтами.

 Верейский горизонт сложен известняками темно-серыми, мелкозернистыми, плотными, участками глинистыми. Толщина гли­нистых пропластков изменяется в широких пределах от 2 до 12 м. Глины приурочены к нижней части разреза. Толщина 13-50 м.

vunivere.ru

Игровское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Игровское месторождение

Cтраница 1

Игровское месторождение характеризует другой тип нефтяных скоплений, присущих Пермско-Башкирскому своду.  [2]

Игровское месторождение расположено на северо-западе Башкирии в непосредственной близости от Арл а некого месторождения в северо-восточном от него направлении.  [4]

Игровское месторождение характеризует другой тип нефтяных скоплений, присущих Пермско-Башкирскому своду. Оно расположено в южной части Башкирской вершины вода и входит в состав Таушско-Бураевской зоны поднятий. Месторождение приурочено к цепочке куполовидных поднятий, вытянутых с востока - юго-востока на запад - северо-запад.  [5]

Игровское месторождение, открытое в 1961 г., относится к Игров-ской группе месторождений, расположено на границе перехода северозападной краевой части Башкирского свода в Бирскую седловину, представляет собой антиклинальную складку широтного простирания.  [6]

Нефть Игровского месторождения по своей общей характеристике напоминает арланскую угленосную нефть.  [7]

Нефть пластов Игровского месторождения тяжелая, высоковязкая, смолистая, сернистая и парафинистая.  [8]

Испытание технологии площадного воздействия СТС на Игровском месторождении начато в 2000 году на карбонатных отложениях среднего карбона и терригенных отложениях угленосного горизонта нижнего карбона. За 2002 год проведено 18 скважино-обработок, дополнительная добыча нефти составила 5 7 тыс. т при удельной эффективности технологии 316 7 т / скв.  [9]

Значительный интерес представляют результаты разработки верейского горизонта Игровского месторождения.  [10]

В рамках исследований било приведено комплексное геологическое одсхЗщенив по выделенным участкам Игровского месторождения, на основе которого оценена геологическая нводнорвдаость анадааируемых объектов. Произведен анализ текучего состояния разработки Игровского месторождения, а также выполнен прогноз бавовых аоказателей резра-ботки при помощи промыслово-стс.  [11]

На основе исследований выведена эмпирическая формула для определения градиента динамического давления сдвига при фильтрации аномально-вязкой нефти Игровского месторождения в карбонатных образцах пород с по-ровой структурой.  [12]

При рассмотрении распространения врезов в северо-западной части Башкортостана видна их приуроченность к палеоруслу реки преимущественно северо-восточной ориентировки, протягивающейся вдоль южной границы Верхне-Камской впадины от Игровского месторождения по направлению к Арланской площади Арланского нефтяного месторождения.  [13]

В рамках исследований било приведено комплексное геологическое одсхЗщенив по выделенным участкам Игровского месторождения, на основе которого оценена геологическая нводнорвдаость анадааируемых объектов. Произведен анализ текучего состояния разработки Игровского месторождения, а также выполнен прогноз бавовых аоказателей резра-ботки при помощи промыслово-стс.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru