Ельниковское нефтяное месторождение. Кырыкмасское месторождение нефти


МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПРИКАЗ от 5.05.2011 г. N 63 ОБ УСТАНОВЛЕНИИ ГРАНИЦ И РЕЖИМА ЗОН САНИТАРНОЙ ОХРАНЫ ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН NN 2А, 63348, 50560, РАСПОЛОЖЕННЫХ НА ЕЛЬНИКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В САРАПУЛЬСКОМ РАЙОНЕ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ; N 63400, РАСПОЛОЖЕННОЙ НА КЫРЫКМАССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В КАРАКУЛИНСКОМ РАЙОНЕ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ; N 77279, РАСПОЛОЖЕННОЙ НА КОТОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В КАРАКУЛИНСКОМ РАЙОНЕ УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ. Актуально в 2018 году

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

ПРИКАЗ

от 5 мая 2011 г. № 63

ОБ УСТАНОВЛЕНИИ ГРАНИЦ И РЕЖИМА ЗОН САНИТАРНОЙ ОХРАНЫ

ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН N№ 2А, 63348, 50560, РАСПОЛОЖЕННЫХ

НА ЕЛЬНИКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В САРАПУЛЬСКОМ РАЙОНЕ

УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ; № 63400, РАСПОЛОЖЕННОЙ

НА КЫРЫКМАССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В КАРАКУЛИНСКОМ РАЙОНЕ

УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ; № 77279, РАСПОЛОЖЕННОЙ НА КОТОВСКОМ

МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ В КАРАКУЛИНСКОМ РАЙОНЕ

УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

В соответствии со статьей 43 Водного кодекса Российской Федерации, статьей 18 Федерального закона от 30 марта 1999 года № 52-ФЗ "О санитарно-эпидемиологическом благополучии населения" и приказом Министерства природных ресурсов и охраны окружающей среды Удмуртской Республики от 14 марта 2011 года № 30 "Об организации работы по рассмотрению и утверждению границ и режима зон санитарной охраны подземных источников питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, расположенных на территории Удмуртской Республики" приказываю:

Установить границы и режим зон санитарной охраны водозаборных скважин N№ 2А, 63348, 50560, расположенных на Ельниковском месторождении нефти в Сарапульском районе Удмуртской Республики; № 63400, расположенной на Кырыкмасском месторождении нефти в Каракулинском районе Удмуртской Республики; № 77279, расположенной на Котовском месторождении нефти в Каракулинском районе Удмуртской Республики, согласно проекту одиночных водозаборов пресных подземных вод ОАО "Удмуртнефть" с проектом зон санитарной охраны на участках "Ельниковский, скважины 2А и 63348", "Ельниковский, скважина 50560", "Кырыкмасский, скважина 63400" и "Котовский, скважина 77279", разработанному автономным учреждением "Управление охраны окружающей среды и природопользования Минприроды Удмуртской Республики" в 2010 году.

Министр

М.Г.КУРГУЗКИН

Официальная публикация в СМИ:публикаций не найдено

Приказ Минприроды УР от 05.05.2011 № 63"Об установлении границ и режима зон санитарной охраны водозаборных скважин N№ 2А, 63348, 50560, расположенных на Ельниковском месторождении нефти в Сарапульском районе Удмуртской Республики; № 63400, расположенной на Кырыкмасском месторождении нефти в Каракулинском районе Удмуртской Республики; № 77279, расположенной на Котовском месторождении нефти в Каракулинском районе Удмуртской Республики"

www.zakonprost.ru

Ельниковское нефтяное месторождение | Месторождения

Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 км от г Ижевска, в 35 км от г Сарапула.

Открыто в 1972 г, введено в О-П эксплуатацию в 1977 г.

Это 1е из группы месторождений Сарапульского Прикамья: Ельниковское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское.

Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.

По территории месторождения проложено асфальтовое шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка.

Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторожде­ния.

По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок недр от Ельниковского месторождения.

С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами.

На территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.

Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам, расположенным неподалеку, относятся с Мазунино, д Соколовка, с Тарасово.

Месторождения Сарапульского Прикамья разрабатывает Удмуртнефть.

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.

Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют сложное строение, они включают отложения тульского (пласты СII-CIV), бобриковского (пласт СV) горизонтов и малиновского (пласт СVI) надгоризонта.

Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт СVIII), радаевского (СVII), бобриковского (пласты СV, СVI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты СII, CIII, CIV).

Уровень водонефтяного контакта (далее ВНК) установлен по материалам геологических исследований скважин (далее ГИС) и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.

Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта.

Развит повсеместно, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами.

Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55).

Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам изменяется в интервале 0,013 мкм2 - 3,550 мкм2.

Пласт CIV залегает в подошве тульского горизонта окского надгоризонта.

Характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности.

Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м.

По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед, проницаемость определена по керну и изменяется в интервале 0,193 мкм2 - 0,416 мкм2.

Пласт CIII имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу.

Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м.

Коэффициент песчанистости по пласту СIII в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).

Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта СIIIпачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м.

Залежи нефти пласта СII литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.

Общая толщина пласта изменяется в интервале 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие).

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.

Коэффициент пористости по керну изменяется в интервале 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17.

Проницаемость определена по керну и изменяется в широком интервале 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) - 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие).

Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91.

Для пласта СII уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м.

В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину в интервале 25,0 м - 119,2 м, в среднем - 31,5 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.

Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.

На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.

В структурном плане на месторождении выделяется 3 крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское.

Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга значительным прогибом.

По изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.

Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны.

Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско- франско-фаменского возраста.

Тектоника Ельниковского месторождение является типичной для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.

Наличие большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти, является их общим признаком. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения хорошо изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным.

Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.

В визейском ярусе породы имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого- физических свойств по разрезу и по площади.

Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах.

Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.

Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами.

Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%.

По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные.

Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.

Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения.

Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом.

Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.

Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый.

В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты.

В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.

В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов.

На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм2.

Нефть - тяжелая по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистая (> 2%), парафинистая (< 6%), смолистая (< 15%), вязкая в пластовых условиях (10,3 мПа·с).

На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа·с и 21,41 мПа·с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.

Бензиновые дистилляты исследованной нефти имеют повышенное содержание серы.

Прямой перегонкой из нефти турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильного бензина в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельного топлива летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть.

После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемой нефти компоненты дизтоплива зимних марок.

Для данной нефти потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефти после отбора светлых фракций до 350о С.

Выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей.

Нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов.

Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.

По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по 3м поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском - 275,1 г/л и 1,178 г/см3 , на Апалихинском - 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском - 245,4 г/л и 1,161 г/см3.

Запасы нефти категории С2 сосредоточены в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% - к пласту К4.

По поднятиям запасы категории С2 среднего карбона распределены примерно равномерно.

Начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили 38,0 млн т, по категории С2 - 6,5 млн т.

В декабре 2004 - январе 2005 г в Удмуртнефти был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песча­ники СIII Яснополянских отложений).

Среднесуточный дебит скважин по­сле ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% при­рост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП.

Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых.

neftegaz.ru

Ельниковское нефтяное месторождение | Месторождения

Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 км от г Ижевска, в 35 км от г Сарапула.

Открыто в 1972 г, введено в О-П эксплуатацию в 1977 г.

Это 1е из группы месторождений Сарапульского Прикамья: Ельниковское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское.

Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург.

По территории месторождения проложено асфальтовое шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка.

Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторожде­ния.

По территории месторождения протекает река Кама, отделяющая Прикамский участок недр от Ельниковского месторождения.

С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами.

На территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций.

Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам, расположенным неподалеку, относятся с Мазунино, д Соколовка, с Тарасово.

Месторождения Сарапульского Прикамья разрабатывает Удмуртнефть.

Промышленно нефтеносными на Ельниковском месторождении являются карбонатные отложения турнейского яруса, терригенные отложения яснополянского и малиновского надгоризонтов нижнего карбона и карбонатные отложения каширо-подольского горизонта среднего карбона.

Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют сложное строение, они включают отложения тульского (пласты СII-CIV), бобриковского (пласт СV) горизонтов и малиновского (пласт СVI) надгоризонта.

Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт СVIII), радаевского (СVII), бобриковского (пласты СV, СVI) горизонтов кожимского надгоризонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты СII, CIII, CIV).

Уровень водонефтяного контакта (далее ВНК) установлен по материалам геологических исследований скважин (далее ГИС) и эксплуатации скважин и гипсометрически залегает по поднятиям и залежам на абсолютных отметках минус 1198 - 1269,3 м.

Пласт СV залегает в кровле бобриковского горизонта.

Развит повсеместно, имеет линзовидное строение. Пласты песчаников и алевролитов повсеместно замещаются глинистыми породами.

Коэффициент песчанистости изменяется по поднятиям незначительно (0,46-0,55).

Проницаемость определена по керну и ее значения по отдельным образцам изменяется в интервале 0,013 мкм2 - 3,550 мкм2.

Пласт CIV залегает в подошве тульского горизонта окского надгоризонта.

Характеризуется фациальной неоднородностью, имеет многочисленные зоны замещения пластов коллекторов, представленных песчано-алевролитовыми фракциями на глинистые разности.

Общая толщина пласта составляет 0,7-15,2 м, в среднем по месторождению составляя 5,2 м.

По результатам интерпретации материалов ГИС по всем поднятиям коэффициент пористости равен 0,19 д.ед, проницаемость определена по керну и изменяется в интервале 0,193 мкм2 - 0,416 мкм2.

Пласт CIII имеет наибольшее распространение коллекторов как по площади, так и по разрезу.

Общая толщина пласта изменяется по отдельным поднятиям от 5,4 до 7,0 м, в среднем по месторождению составляя 6,5 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 2,1 м на Апалихинском поднятии, до 2,9 м на Ельниковском, в среднем по месторождению составляя 2,5 м.

Коэффициент песчанистости по пласту СIII в среднем равен 0,41, изменяясь по поднятиям от 0,38 (Соколовское поднятие) до 0,44 (Ельниковское поднятие).

Пласт СII залегает в верхней части тульского горизонта и отделяется от пласта СIIIпачкой аргиллитов толщиной 4,0-7,6 м.

Залежи нефти пласта СII литологически экранированные, почти повсеместно пласт-коллектор замещен на плотные разности.

Общая толщина пласта изменяется в интервале 1,9 м (Апалихинское поднятие) до 3,6 м (Ельниковское поднятие).

Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале от 1,0 м на Соколовском и Ельниковском поднятиях до 1,3 м на Апалихинском поднятии, в среднем по месторождению составляя 1,1 м.

Коэффициент пористости по керну изменяется в интервале 0,16 до 0,20 д.ед., в среднем составляя 0,18 д.ед; по результатам интерпретации материалов ГИС - от 0,17 до 0,18, в среднем составляя 0,17.

Проницаемость определена по керну и изменяется в широком интервале 0,037 мкм2 (Апалихинское поднятие) - 0,368 мкм2 (Ельниковское поднятие).

Коэффициент нефтенасыщенности по керну определен лишь по Соколовскому поднятию и составляет 0,91.

Для пласта СII уровень ВНК принят на абсолютной отметке минус 1198,0 м.

В целом по месторождению визейские залежи имеют общую толщину в интервале 25,0 м - 119,2 м, в среднем - 31,5 м.

Эффективная нефтенасыщенная толщина при этом колеблется от 3,6 м до 17,3 м, в среднем составляя 4,2 м.

Ельниковское месторождение представляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м.

На общем фоне поднятий выделяется ряд осложняющих их средних и мелких куполов, контролирующих самостоятельные залежи нефти в пластах карбонатной толщи турнейского яруса, визейской терригенной толщи нижнего карбона и карбонатной толщи каширо-подольских отложений среднего карбона.

В структурном плане на месторождении выделяется 3 крупных поднятия: Соколовское, Ельниковское, Апалихинское.

Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга значительным прогибом.

По изогипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур.

Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших структур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны.

Все поднятия имеют тектоно-седиментационное происхождение. Основу поднятий составляют рифогенные образования верхнетурнейско- франско-фаменского возраста.

Тектоника Ельниковского месторождение является типичной для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Кинельской системы прогибов.

Наличие большой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд небольших поднятий, к которым приурочена основная залежь нефти, является их общим признаком. Контур залежи охватывает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения хорошо изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского горизонта в пределах изогипсы минус 280 м.

В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных планов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям.

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по керну, геофизическим и промысловым данным.

Для характеристики коллекторских свойств пород учитывались образцы с проницаемостью выше 0,0001 мкм2.

В визейском ярусе породы имеют преимущественно мономинеральный кварцевый состав и отличаются значительной неоднородностью литолого- физических свойств по разрезу и по площади.

Количество цементирующего материала и размеры кварцевых зерен колеблются в широких пределах.

Породы представляют собой преимущественно мелкозернистые песчаники и крупно- и среднезернистые алевролиты с разной степенью глинистости, не превышающей 10%, что характеризует породы продуктивных пластов как слабоглинистые.

Пласты СII, СIII, СIV сложены мелкозернистыми, кварцевыми песчаниками и разнозернистыми алевролитами.

Примеси полевых шпатов и акцессорных материалов составляют менее 1%.

По данным гранулометрического анализа выделяются песчаники с незначительным содержанием алевритовой и пелитовой составляющей, песчаники алевритистые, хорошо отсортированные.

Карбонатность пород низкая и в среднем для отдельных пластов не превышает 6%.

Цементация пород осуществляется, в основном, посредством уплотнения.

Участками песчаники цементируются мелко- и крупнозернистым кальцитом.

Тип цемента - поровый. Поры угловатые. Цементация обломочного материала осуществляется в результате уплотнения. Поры межзерновые, угловатые.

Алевролиты представлены крупнозернистыми разностями с различной примесью песчаного и глинистого материала. Состав их преимущественно кварцевый.

В качестве примесей (до 1%) присутствуют акцессорные материалы (цирконий, турмалин, титан) и полевые шпаты.

В небольшом количестве присутствует тонкочешуйчатое глинистое вещество. Цементация также осуществляется путем уплотнения зерен, поры угловатые.

В среднем карбоне продуктивные отложения представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями каширского и подольского горизонтов.

На основании исследований по керну принято, что нижний предел значения пористости принят на уровне 14,0 %. Нижний предел значения проницаемости для пород визейского яруса принят на уровне 0,0075 мкм2.

Нефть - тяжелая по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистая (> 2%), парафинистая (< 6%), смолистая (< 15%), вязкая в пластовых условиях (10,3 мПа·с).

На визейских и турнейских отложениях нефти битуминозные (плотность > 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа·с и 21,41 мПа·с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые.

Бензиновые дистилляты исследованной нефти имеют повышенное содержание серы.

Прямой перегонкой из нефти турнейского яруса и тульского горизонта Ельниковского месторождения могут быть получены высокосернистые компоненты автомобильного бензина в количестве соответственно 15,9% и 18,1%, а также высокосернистые компоненты дизельного топлива летних марок в количестве от 18% до 25% на нефть.

После проведения карбомидной депарафинизации можно получить из исследуемой нефти компоненты дизтоплива зимних марок.

Для данной нефти потенциал масел определен по ГОСТ 912-66 путем анализа остатков нефти после отбора светлых фракций до 350о С.

Выход газовых масел с индексом вязкости 85 составляет 10,2% и 18,0%, соответственно, для турнейской и тульской нефтей.

Нефть Ельниковского месторождения может быть использована для производства битумов.

Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), с высоким содержанием этана, пропана и нормального бутана.

По химическому составу подошвенные воды визейских отложений по 3м поднятиям месторождения представляют рассолы, по классификации В. Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

Степень минерализации и плотность в среднем по пробам изменяется незначительно, соответственно, на Ельниковском - 275,1 г/л и 1,178 г/см3 , на Апалихинском - 272,7 г/л и 1,177 г/см3 и на Соколовском - 245,4 г/л и 1,161 г/см3.

Запасы нефти категории С2 сосредоточены в продуктивных пластах каширо-подольских залежей, причем 67% запасов категории приурочены к пласту К2+3 и 20% - к пласту К4.

По поднятиям запасы категории С2 среднего карбона распределены примерно равномерно.

Начальные извлекаемые запасы по категориям В+С1 на момент утверждения составили 38,0 млн т, по категории С2 - 6,5 млн т.

В декабре 2004 - январе 2005 г в Удмуртнефти был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песча­ники СIII Яснополянских отложений).

Среднесуточный дебит скважин по­сле ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% при­рост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП.

Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых.

neftegaz.ru

Ельниковское нефтяное месторождение - NefteGaz.kz

Ельниковское нефтяное месторождение наряду с другими место­рождениями (Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское) разрабатывается силами НГДУ Сарапул ОАО Удмуртнефть. Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 км от г Ижевска, в 35 км от г Сарапула. Вдоль восточной границы месторождения проходит железнодорожная линия Москва - Казань - Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск - Сарапул - Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковское, Вятское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Ломовское месторожде­ния. По территории месторождения протекает река Кама,отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. С другими действующими нефтепромыслами месторождение связано нефтепроводами. Также на территории месторождения расположены производственные базы сервисных организаций. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП-110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП-35 Сарапул - Мостовое - Каракулино. К наиболее крупным населенным пунктам относятся с.Мазунино, д.Соколовка, с.Тарасово. В 35 километрах от центра нефтяной площади расположен г Сарапул. Ельниковское месторождение введено в разработку в 1977 г. По тектоническому строению Ельниковское месторождение является ти­пичным для месторождений, расположенных в прибортовой части Камско-Ки­нельской системы прогибов. Для них характерно наличие относительно боль­шой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд неболь­ших под­нятий, к которым приурочена основная залежь нефти. Контур залежи охваты­вает практически всю приподнятую зону. Структурное строение месторождения и прилегающей территории наи­бо­лее полно изучено по пермским отложениям. По кровле стерлитамакского го­ризонта в пределах изогипсы минус 280 м. Ельниковское месторождение пред­ставляет собой приподнятую зону северо-восточного простирания и включает ряд мелких поднятий с амплитудами 15-20 м. В структурном плане на месторо­ждении выделяется 3 крупных поднятия: Соколовское, Ельни­ковское, Апа­лихинское. Апалихинское и Ельниковское поднятия не отделяются друг от друга более или менее значительным прогибом. В пределах названных поднятий по изо­гипсе минус 280 четко прослеживается 7 небольших структур. Соколовское поднятие также представляет собой сеть небольших струк­тур, разделенных узкими прогибами на 3 зоны. В целом по разрезу наблюдается хорошее соответствие структурных пла­нов по пермским, средне и нижне-каменноугольным отложениям. Нефтяные залежи визейского яруса: залежи нефти терригенной толщи нижнего карбона имеют слож­ное строение, они включают отложения тульского (пласты С II-C-IV), бобри­ковского (пласт С-V) горизонтов и малиновского (пласт С-VI) надгоризонта. Продуктивные пласты визейского яруса на Ельниковском месторождении приурочены к терригенным отложениям косьвинского (пласт С-VIII), радаев­ского (С-VII), бобриковского (пласты С-V, С-VI) горизонтов кожимского над­горизонта и тульского горизонта окского надгоризонта (пласты С-II, C-III, C-IV). По общепринятым классификациям нефти каширо-подольской залежи в целом по месторождению характеризуются как тяжелые по плотности (0,8797 г/см3), высокосернистые (> 2%), парафинистые ( 0,895 г/см3), имеют повышенную вязкость (16,85 мПа∙с и 21,41 мПа∙с, соответственно), высокосернистые, парафинистые, высокосмолистые. Газ по всем залежам и поднятиям по своему составу является углеводо­родно-азотным (содержание азота

www.neftegaz.kz

Татарская АССР Азевское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Промышленная нефть на месторождении получена из подольско-каширских отложений московского яруса и из яснополянского надгоризонта визейского яруса. [c.121] Свойства нефтей определяли по пробам из яснополянского надгоризонта. Эта нефть в пластовых условиях имеет газосодержание в 4 раза, а коэффициент растворимости газа в нефти в 3 раза меньше, чем средняя нефть. Вязкость ее в 2 раза выше, чем в среднем для пластовых нефтей. В пластовых условиях нефть тяжелая с незначительной усадкой. [c.121] Растворенный в нефти газ Кырыкмасского месторождения жирный. В нем относительно высокое содержание азота и низкое — метана. [c.121] Дегазированная нефть яснополянского надгоризонта тяжелая,вязкая, высокосернистая (класс П1) и парафиновая (вид Пз), с необычно большим содержанием асфальтенов. [c.121] Желонкин А. И. Пластовые нефти горизонта Д-1 Ромашкинского месторождения.—Татарская нефть, 1960, 4, с. 19—24. [c.122] Желонкин А. И. Пластовые нефти и газы пластовых вод горизонта Д-1 месторождений Татарии, Башкирии и Оренбургской обл. — Татарская нефть, 1961, 1,. с. 19—24. [c.122] Желонкин А. И. Закономерности изменения физических свойств п состава нефтей по месторождениям Татарии и Башкирии. — Тр. ТатНИИ, вып. 4. Бугульма, 1962,, с. 496—504. [c.122] Свойства нефтей исследовали по пробам из 140 залежей. Ниже приведены обобщенные результаты измерений основных параметров пластовых нефтей Татарии. [c.123] Результаты измерений указывают на разнообразие свойств нефтей. Преобладают нефти с низким газосодержанием, повышенной плотностью и высокой вязкостью. Нефти Татарской АССР имеют в среднем давление насыщения и газосодержание ниже соответственно в 1,5 и 2,7 раза, а вязкость выше примерно в 2,5 раза, чем средняя нефть. [c.123] Растворенные в нефтях газы, как правило, жирные, тяжелые. Ниже приведен усредненный состав газа (%). [c.123] Результаты показывают, что нефти выявленных залежей существенно различаются по составу растворенных газов. Для нефтей Татарской АССР характерно относительно высокое содержание азота в нефтяном газе — примерно в 2 раза выше, чем в среднем для нефтяных газов. [c.123] Промышленная нефтеносность установлена в терригенных коллекторах пашийского горизонта верхнего девона (пласт Д1). В пластовых условиях нефть тяжелая, вязкая, с малым газосодержанием. Усадка нефти незначительна, средний коэффициент растворимости газа в нефти низкий, в 3,5 раза ниже, чем в среднем. [c.123] Растворенный в нефти газ жирный, однако содержание гомологов метана в нем значительно меньше, чем в нефти остальных месторождений этого района Татарской АССР. Содержание азота в газе высокое, 3 раза выше, чем в среднем для нефтяных газов. [c.123]

Вернуться к основной статье

chem21.info

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

Три - месторождение

Cтраница 1

Три месторождения определяют стратегию освоения газовых ресурсов Прикаспийской впадины - Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское. Каждое из них имеет свои особенности, требующие учета при проектировании их разработки и эксплуатации. Однако эти месторождения имеют и существенно сходные признаки - большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы пермо-карбонового возраста, наличие h3S, CO2, конденсата, жесткая связь динамики добычи газа с работой газохимического комплекса.  [1]

Три месторождения этой группы - Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское - в пашийско-кыновских отложениях содержат 84 5 % начальных извлекаемых запасов и обеспечивают 90 % объема добычи нефти в Татарстане.  [2]

Три месторождения определяют стратегию освоения газовых ресурсов Прикаспийской впадины - Оренбургское, Карачаганакское, Астраханское. Каждое из них имеет свои особенности, требующие учета при проектировании их разработки и эксплуатации. Однако эти месторождения имеют и существенно сходные признаки - большой этаж газоносности, карбонатные коллекторы пермо-карбонового возраста, наличие h3S, CO2, конденсата, жесткая связь динамики добычи газа с работой газохимического комплекса.  [3]

Три месторождения Верхнекамской впадины - Вятское, Кырыкмасское и Тарасовское находятся в южной части впадины на границе с Башкирской АССР. Мишкинское месторождения расположено на одной структуре с Ножов-ским месторождением Пермской области, Чутырское и Киенгопское месторождения находятся в центральной части впадины. Золоторевское месторождение расположено в северной части республики на границе с Кировской областью и частично северной переклинальной частью заходит в эту область.  [4]

Имеются три месторождения химического сырья.  [5]

Пусть имеются три месторождения золота с абсолютно одинаковыми средним содержанием и запасами, но с различным распределением золота по глубине. На одном месторождении это содержание остается неизменным, на другом постепенно возрастает с глубиной, а третье, напротив, характеризуется залеганием наиболее богатых руд вблизи поверхности. Все месторождения будут отрабатываться карьерами, т.е. выемка руд в них будет осуществляться одинаково - сверху-вниз. Срок отработки также одинаков - 6 лет. Очевидно, что на первом месторождении качество добываемых руд во времени не меняется и доходная часть операционного денежного потока в течение всего времени отработки постоянна. На втором месторождении доходная часть операционного потока будет постепенно возрастать при минимальном значении в первый год и максимальном - в последний, а на третьем - постепенно снижаться при максимальном значении в первый год и минимальном в последний.  [6]

Эксплуатируется только три месторождения талька ( Онотское - Иркутская обл.  [7]

Например, имеются три месторождения, одно из которых включает два продуктивных горизонта.  [8]

В бассейне открыто три месторождения, в том числе конденсат-ногазовое месторождение Агуатия. Залежи нефти и газа заключены в песчаниках мелового возраста. В зоне складчатого борта бассейна структуры месторождений осложнены внедрением каменной соли.  [10]

В разработке находятся три месторождения: Пунгинское, дающее почтивсю добычу газа области ( 8 5 млрд. м3 газа в год), Березовское и Северный Игрим. Остальные месторождения, расположенные вдоль трассы газопровода Березовский район - Серов, подготавливаются к эксплуатации.  [12]

В СССР известны три месторождения ванадия: в виде фольбор-тита VO4 ( Си, Са, Ва) 2ОН в Пермских песчаниках западного склона Урала; в виде урано-ванадиевой руды - в Кокандском округе на перевале Тюя-Муюн в 50 км от Ферганы и в виде ванадатов меди и никкеля - в Кокандском округе по реке Испайрачу, около села Вуздиль.  [13]

В Литовской ССР открыто три месторождения: Шюпаряйское ( Гаргждайское), Южно-Шюпаряйское и Вилькичяйское. В настоящем справочнике рассматриваются шюпаряйская и вилькичяйская нефти.  [14]

Неподалеку от Владивостока расположено три месторождения ископаемых углей различных типов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Заманкульское месторождение - Справочник химика 21

    Заманкульское месторождение, открытое в 1959 г., приурочено к западной части Сунженской антиклинальной зоны, в отложениях меловой системы представляет собой антиклинальную складку почти широтного простирания (с небольшим отклонением на юго-восток), асимметричную северное крыло несколько круче южного. Свод складки широкий, коробчатый. В вышележащих отложениях палеогеновой и неогеновой систем складка также представляет собой антиклиналь, но осложненную серией продольных нарушений, разбивающих складку на ряд обособленных блоков. Южное крыло складки более крутое. [c.437]     Пластовую нефть продуктивного горизонта валанжинского яруса нижнемелового отдела Заманкульского месторождения исследовали по глубинным пробам, отобранным из девяти скважин. Нефть залегает в зоне высоких давлений и температур, имеет большое газосодержание плотность и вязкость ее низкие. Нефть верхнемеловой залежи по всем параметрам резко отличается от нефти валанжинского яруса, особенно по газосодержанию и давлению насыщения. [c.437]

    Дегазированная нефть Заманкульского месторождения, как показали исследования, близка по свойствам к нефти месторождения Кара-булак-Ачалукп, является легкой, парафиновой (вид Пг), малосернистой (класс I), малосмолистой, содернбольшое количество фракций, выкипающих до 300°С. [c.437]

    Заманкульское месторождение. Нефти легкие, малосернистые (класс I), малосмолистые, парафиновые (вид Пг) содержат много светлых фракций. [c.294]

    Месторождения Гора Орлиная Старо -грозненская Брагунская Заманкульская юрская Октябрьская [c.210]

    Месторождение Карабулак-Ачалуки, открытое в 1952 г., приурочено к западной части Сунженской антиклинальной зоны, представляет собой сложно построенную антиклинальную складку, расположенную-на одной оси с Заманкульской и отделенную от нее небольшой узкой седловиной. По поверхности верхнемеловых отложений структура Ка-рабулак-Ачалуки представляет собой длинную антиклинальную складку, вытянутую в восточно-юго-восточном направлении, асимметричную с крутым северным (до 50—60°) и более пологим южным (12—30°) крыльями. Свод складки в центральной ее части осложнен тремя крупными разрывными нарушениями сбросового типа,, делящими структуру на четыре блока. Некоторые из них затрудняют гидродинамическую-связь между частями залежи. [c.438]

    Подобно нефти месторождения Карабулак-Ачалуки верхнемеловая заманкульская нефть является легкой, ма осернистой, высокопарафинистой, но отличается от нее повышенной смолистостью (асфальтенов 2,3—2,8% против 0,20—0,61%, силикагелевых смол 3,73—5,28% против 1,73—3,97% коксуемость 2,8—3,0% против 0,6-1,1%. [c.142]

    Нижнемеловая заманкульская нефть (скважина 24) является более легкой, менее смолистой по сравнению с верхнемеловой нефтью этого же месторождения и по общим физико-химическим свойствам приближается к верхнемеловой нефти участков Карабулак и Ачалуки. [c.144]

chem21.info