Справочник химика 21. Малгобекское месторождение нефти


Малгобек-Вознесенское месторождение - Справочник химика 21

    Малгобек-Вознесенское месторождение [c.186]

    МАЛГОБЕК-ВОЗНЕСЕНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.429]

    Так, в группе месторождений Малгобек-Вознесенского района, расположенного в западной части Те кого антиклинория, встречаются за [c.127]

    Состав нефтяного газа (%) верхнемеловых отложений Малгобек-Вознесенского месторождения [c.188]

    Состав газов (%) газовых залежей и газов газовых шапок караганских отложений Малгобек-Вознесенского месторождения [c.189]

    Малгобек-Вознесенское месторождение расположено в западной части Чечено-Ингушской АССР. [c.429]

    Свойства пластовых нефтей Малгобек-Вознесенского месторождения были исследованы по большому числу глубинных проб, отобранных из скважин верхнемеловых отложений, и по девяти глубинным пробам, отобранным из шести скважин нижнемеловых отложений (аптская залежь).  [c.429]

    Дегазированная нефть Малгобек-Вознесенского месторождения легкая, малосернистая (класс I), малосмолистая. Нефть верхнемеловых отложений отличается более высоким содержанием парафина (до 10 вес. %) от нефтей аптских горизонтов. [c.430]

    Малгобек-Вознесенское месторождение. Нефти малосернистые (класс I), малосмолистые. Нефть верхнемеловых отложений — высокопарафиновая (вид Пз). [c.292]

    Наибольшим по запасам газа является Бенойское нефтегазоконденсатное месторождение и залежп газа на Малгобек-Вознесенском [c.186]

    Эльдаровское месторождение расположено восточнее Малгобек-Вознесенского. Нефть из верхнемеловых отложений получена в 1964 г. Эльдаровское месторождение расположено в центральной части Терской антиклинальной зоны, представляет собой антиклинальную складку сложного строения. Ось складки в западной части имеет широтное простирание, а в восточной части отклоняется в юго-восточном направлении. Северное и южное крылья складки в кайнозойских отложениях осложнены продольными надвигами. [c.431]

    Рис, 7.4. Геологические разрезы месторождений, структурно представленных линейными антиклиналями и брахиантиклиналями, не нарушенными разрывами (а, б) и осложненными разрывами (в, г) а — Ляльмикар, Таджикистан (Сергиен-ко, Завгороднев, 1958) б — Санта-фе-Спрингс, Калифорния (Винтер, 1943) в — Карабулак-Ачалуки г — Малгобек-Вознесенское, Северный Кавказ (Алексин, Брод, Тилюпо, 1968) 1 — нефть 2— газ [c.303]

    Нефтеносность месторождения Малгобек связана с III, IV, X, XII и XIII пластами караганского и XVI и XVII пластами чокракского горизонтов. К настоящему времени залежи нефти, связанные с чокракско-караганскими отложениями, практически истощены. В 1959 г. в этом районе выявлена богатая залежь нефти в верхнемеловых известняках, что значительно увеличивает перспективы Малгобекско-Вознесенского района. [c.71]

    Большие затраты на разведку и промысловое строительство на малгобекско-вознесенской площади были окуплены многими миллионами тонн нефти и газа, добытыми в первые же годы разработки этого месторождения. Опыт разведки Малго-бека не пропал даром —тем же методом были открыты и другие месторождения терского антиклинория. Тем же методом, примененным к разведке старогрозненской антиклинали, были открыты многочисленные экранированные разрывом залежи s северном поднадвиге этой складки и на ее восточном погружении в районе г. Таш-Кала. Несомненно, что и в недрах сунжен-ского антиклинория заключены многие месторождения, сходные с месторождениями Малгобека. Экранированные залежи, сходные с малгобекскими по условиям залегания,, а следовательно и по методике их разведки, широко распространены и в других предгорных районах и в межгорных впадинах. [c.108]

chem21.info

Нефть месторождения Малгобек - Справочник химика 21

из "Нефти северного кавказа"

Тектонически Малгобекское месторождение подразделяется на несколько блоков северный поднадвиг , взброшенная структура , южная структура , южный поднадвиг . В промысловой практике здесь выделяются отдельные участки, которым присвоены или порядковые номера, или отдельные названия (например, Беко-вичи ). [c.71] Малгобекская тяжелая нефть и нефть участка Бековичи по основным свойствам аналогичны нефти северной и южной антиклиналей Вознесенского месторождения. [c.71] В бензиновых фракциях этой нефти преобладают парафиновые углеводороды изостроения, вследствие чего эти бензины характеризуются высокими октановыми числами для бензинов н. к. — 120° С, н. к. — 138° С и п. к. — 160° С октановые числа соответственно равны 81,6, 78,2 и 75,1. [c.71] Лигроиновые и керосиновые фракции также высокооктановые (60,1—66,4 и 38,1—47,7 соответственно). Преобладающими углеводородами в них являются нафтеновые. Дизельные топлива характеризуются низкой температурой застывания (ниже —20° С) и сравнительно невысокими цетановыми числами (44—48). [c.71] Из масляных фракций мазута можно получить дистилляты 15% индустриального 12 и 14,5% автолового 10 или 26% индустриального 45 и 2,7% цилиндрового, считая на нефть. Остаток нефти, полученный после отбора фракций выше 570° С, пригоден для получения дорожного битума. [c.71] На переработку поступает смесь тяжелых нефтей месторождений Малгобек, Вознесенка, Бори-Су и участка Бековичи, именуемая тяжелой малгобекской нефтью. Основной вариант переработки тяжелой малгобекской нефти получение бензина А-74, лигроина, тяжелого компонента дизельного топлива и дистиллятов масел (индустриального, автолового и цилиндрового). Гудрон может быть использован как сырье для получения окисленного битума различных марок. [c.71] По групповому углеводородному составу бензино-лигроино-керо-синовых фракций, перегоняющихся от н. к. до 350° С, эта нефть относится к нефтям парафино-нафтенового основания. Содержание парафиновых углеводородов во фракциях изменяется в пределах 33—70%, нафтеновых — от 29 до 51%. [c.72] В бензино-лигроиновых фракциях (от н. к. до 200° С) содержится мало ароматических углеводородов (1—15%), поэтому нефть может служить сырьем для получения бензинов-растворителей бензина Галоша (ароматических углеводородов 1,4—1,5%) и уайт-спирита (ароматических углеводородов 12,5—12,8%). [c.72] Легкие бензиновые фракции, отобранные от н. к. до 140° С, в отличие от соответствующих фракций тяжелой малгобекской нефти имеют невысокие октановые числа (61—68,4 в чистом виде) и могут быть использованы в качестве компонентов к автомобильным бензинам. [c.72] Керосиновые дистилляты характеризуются низкими октановыми числами (22—28). Получаемые из нефти летние дизельные топлива обладают хорошими моторными свойствами (цетановое число 49), Масляные фракции нефти, отобранные в интервале температур 328—512° С, оцениваются по микроструктуре как отличные и могут быть использованы для получения парафина. [c.72] Легкая малгобекская нефть перекачивается раздельно от тяжелой нефти и поступает на переработку в смеси с другими парафи-нистыми нефтями Чечено-Ингушетии и Дагестана. [c.72] Наиболее целесообразной является переработка этой смеси с получением бензина Б-59, лигроина, дизельного топлива, парафинового дистиллята. Из бензина Б-59 при вторичной перегонке выделяются бензин Галоша или экстракционный и компонент бензина Б-70. [c.72] В 1959 г. впервые в районе Малгобек была получена нефть верхнемеловых отложений, отличающаяся по групповому углеводородному составу и содержанию светлых фракций от легкой малгобекской нефти, добываемой из караганских и чокракских отложений. [c.72] Верхнемеловая нефть более легкая = 0,824 0,848), менее смолистая (смол силикагелевых 3,56—5,30%, асфальтенов 0,95— 1,39% вместо 1,5% коксуемость 1,85—2,21% вместо 3,35%) и содержит больше бензиновых фракций (до 200° С — 27,8—30,4% вместо 22,4%), чем нефть караганских и чокракских отложений. По содержанию твердых парафиновых углеводородов эти нефти близки. [c.72] Преобладающей группой углеводородов в бензиновых фракциях нефти верхнемеловых отложений являются парафиновые углеводороды, содержание которых изменяется в пределах 52—66% содержание нафтеновых углеводородов не превышает 36%. В аналогичных фракциях нефти карагано-чокракских отложений концентрация нафтеновых углеводородов выше. [c.73] Бензиновые фракции (до 150° С) нефти верхнемеловых отложений богаче ароматическими углеводородами, чем соответствующие фракции легкой малгобекской нефти карагано-чокракских отложений. [c.73] Фракции дистиллятной части нефти, выкипающие в пределах от 200 до 500° С, отличаются высоким содержанием парафино-нафтеновых углеводородов (63,2—83,1%) и сравнительно небольшим содержанием ароматических (14,1—30,1%). [c.73] Значительное содержание парафиновых углеводородов во фракциях верхпемеловой нефти определяет низкие октановые числа (66 и 54,8) бензиновых фракций до 150 и 200° С, которые могут быть использораны лишь в качестве легких компонентов к автомобильному бензину, и высокие цетановые числа дизельных топлив (56-58). [c.73]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Малгобек-Вознесенское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Малгобек-Вознесенское месторождение расположено в западной части Чечено-Ингушской АССР. [c.429] Промышленная добыча нефти на Вознесенской плош,ади была начата в 1915 г., а на Малгобекской площади в 1933 г. Залежи нефти в верхнемеловых отложениях открыты в 1959 г. [c.429] Месторождение приурочено к западной части Терской антиклинальной зоны. В миоценовых отложениях имеются две антиклинальные складки широтного простирания Вознесенская и примыкающая к ней с запада Малгобекская. Вознесенская складка осложнена в центральной части надвигом южного крыла на северное. Обе складки нарушены поперечными разрывами. [c.429] В отложениях мелового йериода выявлена единая Малгобек-Возне-сенская складка, представляющая собой узкую антиклиналь широтного простирания, с довольно крутыми асимметричными крыльями. Глубина залегания кровли верхнемеловых отложений 2360 м. [c.429] Залежи нефти обнаружены в отложениях мелового возраста. Коллекторами нефти в верхнемеловых отложениях служат трещиноватые известняки, мощная толща которых делится на шесть пачек, гидродинамически связанных между собой. Пористость известняков низкая, в среднем 5%, а проницаемость не более 1-10 м . Трещинная проницаемость колеблется в больших пределах (от 1-10 до 130-10 м ). Глубина залегания кровли продуктивной толщи 2600—3250 м. Водонефтяной контакт находится на глубине 2650 м. В нижнемеловых отложениях залежь нефти приурочена к алевролитам и песчаникам аптского яруса, в которых выделяются три горизонта II, III, IV. Коллектор пористо-трещинный, средняя пористость коллектора 8%. Проницаемость, по данным анализов кернового материала, очень низкая, менее ЫО м . Проницаемость коллектора, по данным исследования скважин, колеблется в пределах 10-10 —127-10 м , что, по всей вероятности, указывает на то, что данные исследования скважин отображают проницаемость трещин. Коллектор аптского яруса делится пластами глины на горизонты I, II, III, IV. Водонефтяной контакт находится на отметке —2870 м. [c.429] Свойства пластовых нефтей Малгобек-Вознесенского месторождения были исследованы по большому числу глубинных проб, отобранных из скважин верхнемеловых отложений, и по девяти глубинным пробам, отобранным из шести скважин нижнемеловых отложений (аптская залежь). [c.429] Залежи нефти находятся в условиях высоких пластовых давлений и высоких температур. [c.429] Свойства нефтей с ростом глубины залегания пластов закономерно изменяются увеличиваются значения газосодержания, коэффициентов 6 и а, уменьшаются плотность и вязкость нефти. Во всех случаях значения газосодержания и указанных коэффициентов существенно выще, а плотности и вязкости значительно ниже, чем для средней нефти. [c.429] Растворенные газы в нефтях верхне- и нижнемеловых отложений имеют пониженную плотность и заметно различаются по составу. При этом газ верхнего горизонта жирный (38% гомологов метана), с относительно небольшим отклонением состава основных компонентов от среднего для нефтяных газов, в то время как газ нижнего горизонта сухой (70% метана), по содержанию компонентов существенно отличающийся от среднего для нефтяного газа. [c.430] Дегазированная нефть Малгобек-Вознесенского месторождения легкая, малосернистая (класс I), малосмолистая. Нефть верхнемеловых отложений отличается более высоким содержанием парафина (до 10 вес. %) от нефтей аптских горизонтов. [c.430]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Малгобек - Путь нефти

Трудно открыть новое месторождение нефти и газа. Для этого надо затратить много труда и времени, обладать большим запасом знаний. Только при упорной работе большого коллектива можно достигнуть успеха. Иногда требуется несколько лет для выполнения этой задачи.

В качестве яркого примера можно привести историю открытия месторождения Малгобек на Терском хребте. Здесь к 1930 году были составлены геологические карты почти для всей площади. В результате проведенных работ выяснилось, что Терский хребет и его отроги представляют сложно построенную антиклинальную зону. Зона осложнена многочисленными продольными и поперечными прогибами, разделяющими отдельные поднятия. Такие зоны называются в геологии анти-клинориями.

На Вознесенской площади в терской антиклинальной зоне был обнаружен продольный прогиб, оконтуриваемый с юга и севера антиклинальными поднятиями. Северная, более поднятая антиклиналь оказалась запрокинутой к северу, в сторону глубокого кавказского предгорного прогиба. Вдоль ее северного крыла бурение обнаружило крупный разрыв. Этот разрыв сыграл роль экрана для нефти и газа; в песчаниках залежи протягивались узкими полосками шириной 100—150 метров вдоль разрыва.

Это первое открытие окрылило надеждами грозненских нефтяников, и на продолжении Вознесенской антиклинали, к западу от нее, на малгобекской площади началось в значительном объеме разведочное бурение. Из геологической карты, составленной А. А. Хуциевым, было видно, что продольный прогиб, существующий на Вознесенской площади, к западу замыкается и обе антиклинальные ветви сливаются в единый антиклинальный перегиб. Наиболее приподнятая часть антиклинального свода была пересечена четырьмя разведочными линиями с заложением на каждой из них по три скважины. В дальнейшем была заложена еще одна, тринадцатая, скважина на западном погружении антиклинали.

В то время на ряде других разведочных площадей Терской возвышенности бурилось всего по одной-две скважине, и разведка малгобекской площади рассматривалась, как форсированная атака на недра. Несмотря на такой объем бурения, ни одна из скважин на малгобекской площади не обнаружила нефтяных залежей. Не дали нефти и все другие скважины, пробуренные у естественных выходов нефти в других пунктах Терского хребта и его отрогов. У грозненцев создалось впечатление бесперспективности поисков на терских возвышенностях. Разведочное бурение начали сворачивать.

На Малгобеке был оставлен всего один станок тринадцатой скважины, так как электроразведчики заявили, что в самом низу песчано-глинистой свиты имеется пласт, обладающий высоким омическим сопротивлением. В этом пласте можно было ожидать нахождение нефти. Скважина была испытана, и из пласта, отмеченного электрокароттажниками, ударил фонтан нефти, давший более 250 тонн в сутки. Развитию Малгобекского района уделил особое внимание нарком тяжелой промышленности Серго Орджоникидзе. Он указал грозненцам на отсутствие настойчивости и распыление сил и средств в разведочных работах. По его указанию на разведку и разработку залежей нефти на малгобекско-вознесен-ской площади было направлено пятьдесят буровых станков.

Маловеры и скептики в связи с неудачами разведки (а неудач в то время в Грозном было немало) предсказывали провал этого мероприятия. Результаты первого года разведки, казалось, подтверждали мрачные предсказания. Группа скважин, заложенная у цервой фонтанной буровой, показала, что залежь, давшая фонтан, очень невелика по размеру. Всего из трех скважин была получена нефть; остальные буровые оконтурили здесь небольшую залежь, насыщавшую песок линзообразной формы. Не дали нефти и другие скважины, пробуренные в различных пунктах разведывавшейся площади.

Первое время геологи не успевали производить все необходимые геологические построения. Геологические разрезы, строившиеся по отдельным профилям, не увязывались друг с другом. На каждом профильном разрезе выявлялись разрывы, нарушавшие антиклинальный изгиб слоев. Эти разрывы не соединялись один с другим от профиля к профилю. Создавалось впечатление крайне нарушенной складки без видимых закономерностей в ее строении. Для обобщения всех материалов разведки Терского хребта в Грозном была организована геологическая группа в составе наиболее подготовленных геологов, геофизиков, топографов и картографов, возглавленных геологами Н. Д. Единым и В. А. Тилюпо. Одновременно с этой работой были добавлены скважины на всех профилях, пересекавших Терский хребет, с тем, чтобы выявить закономерности в изгибах слоев, залегающих на глубине, и проследить точное положение разрывов, рассекающих антиклинорий. Колонковым структурным бурением прослеживались выходы разрывов на поверхности земли и уточнялась геологическая карта.

Основной задачей геологов стало увязать в кратчайший срок геологическую карту терского антиклинория с данными глубокого бурения. До этого считалось, что геологическая карта нужна только для расстановки первых скважин, а в дальнейшем все построения надо вести лишь по данным глубокого бурения. Такая точка зрения была величайшим заблуждением, так как наиболее обильный геологический материал дает сама природа на современном срезе земной поверхности. Гораздо легче детально изучить строение недр по данным мелких горных выработок и мелких картировочных и структурных скважин, вскрывающих приближенные к поверхности слои.

Глубокие же скважины, сколько бы их ни бурилось, освещают разрезы пород только в отдельных точках. При построениях по данным этих скважин, без учета геологической карты, возможен произвол, который приводит к всевозможным вариантам, отвечающим вкусам и взглядам отдельных геологов. Современный рельеф поверхности тесно связан с литологическим составом пород и условиями их залегания. Изгибы пород, изучаемые на поверхности, отражают в той или иной степени изгибы глубокозалегающих пород. Выходы разрывов, прослеживаемые на поверхности, при учете точек пересечения этих разрывов на глубине отдельными скважинами дают возможность достаточно точно изобразить формы поверхностей разрывов.

Перед грозненскими геологами была поставлена задача изображения строения недр терского антиклинория по совокупности данных мелкого и глубокого бурения, геологической съемки и геолого-геофизических исследований. Взамен противоречивых схем потребовалось дать серию геометрических построений, отображающих формы изгибов всей толщи отложений, вскрытых бурением.

Были составлены структурные карты по ряду опорных горизонтов, структурные карты поверхностей разрывов и многочисленные профильные разрезы. Все эти графические документы были увязаны с геологической картой и друг с другом в пространстве.

Целеустремленная разведка массовым бурением, сопровождаемая кропотливой геологической работой по обобщению материалов, принесла результаты на следующий же год. В начале второго года разведки было открыто месторождение в северо-западной части площади, содержащее богатые залежи легкой нефти. В середине года были открыты еще две залежи с более тяжелой нефтью вблизи города Малгобек. Дальнейшие разведки приносили ежемесячно все новое и новое расширение нефтеносных площадей. Все эти залежи, не превышавшие 150—300 метров в ширину, тянутся на расстоянии многих километров. Подавляющее число залежей оказалось связанным с крыльевыми частями антиклинальных складок. Нефть скоплялась здесь в песчаных пластах миоценового возраста, в ловушках, возникших вследствие экранирования пластов вдоль разрывов. Немалое значение в возникновении ловушек играло и выклинивание отдельных песчаников вверх по их наклону и по их простиранию.

Обнаружение и разведка таких залежей немыслимы без значительного объема глубокого бурения, сопровождаемого детальными геологическими и геофизическими исследованиями и точными горно-геометрическими построениями. Последние указывают на пространственное положение ловушек и дают возможность вслед за уяснением формы структурных изгибов слоев направлять разведочные и эксплуатационные скважины на вскрытие небольших по ширине экранированных залежей, заключенных на глубине.

Большие затраты на разведку и промысловое строительство на малгобекско-вознесенской площади были окуплены многими миллионами тонн нефти и газа, добытыми в первые же годы разработки этого месторождения. Опыт разведки Малго-бека не пропал даром —тем же методом были открыты и другие месторождения терского антиклинория. Тем же методом, примененным к разведке старогрозненской антиклинали, были открыты многочисленные экранированные разрывом залежи в северном поднадвиге этой складки и на ее восточном погружении в районе г. Таш-Кала. Несомненно, что и в недрах Сунженского антиклинория заключены многие месторождения, сходные с месторождениями Малгобека. Экранированные залежи, сходные с малгобекскими по условиям залегания, а следовательно и по методике их разведки, широко распространены и в других предгорных районах и в межгорных впадинах. Такие и близкие к ним по типу залежи обнаружены в ряде районов Дагестана, в Западной Туркмении, в Ферганской долине, на Карпатах и в Грузии.

Добавить комментарий

infoneft.ru

Малгобек-Горское месторождение - это... Что такое Малгобек-Горское месторождение?

 Малгобек-Горское месторождение         нефтяноe - расположено в Чечено-Ингушской ACCP, к З. от г. Грозный (Северо-Кавказско-Мангышлакская нефте- газоносная провинция). Открыто в 1915, разрабатывается c 1935. Центр добычи - г. Малгобек. M-ние приурочено к Терской мегантиклинали. Кайнозойские отложения собраны в неск. складок, разбиты большим кол-вом надвиго-взбросовых нарушений. Пo мезозойским отложениям строение более спокойное; прослеживается единая сильно вытянутая антиклинальная складка. Пром. нефтегазоносность связана c миоценовыми, палеогеновыми, меловыми и юрскими отложениями. Благодаря блоковому строению и большому стратиграфич. диапазону продуктивности м-ние многопластовое (неск. десятков залежей). Залежи в осн. нефтяные, иногда c газовыми шапками, в отд. блоках выявлены незначит. залежи газа. Тип залежей пластовый сводовый, тектонически экранированный, в неогене часто литологически ограниченный. Залежи вскрыты в интервале 380-4400 м. Коллекторы - терригенные и карбонатные породы. Тип коллектора поровый, трещинный, порово-трещинный. Пористость терригенных коллекторов 15-30%, проницаемость до 625 мД, карбонатных - соответственно 5-10%, до 42 мД. Нач. пластовое давление неогеновых залежей соответствует гидростатическому, мезозойских - несколько превышает. Плотность нефти из неогеновых песчаников 890- 940 км/м3, из мезозойских - до 810 кг/м3. Нефти малосернистые. Парафина 2-10%, Состав газа из чокрак-караганских отложений (%): Ch5 90-95; C2H6 + высшие 1,5-9,0; CO2 1,0-3,5; N2 до 8,2; из мезозойских: Ch5 60-75; C2H6 + высшие 20-32; CO2 2,1-3,5; N2 1,1-2,3. Плотность газа соответственно 580-660 кг/м3 и 720 кг/м3. C. П. Максимов.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Малахов Г. М.
  • «Малое дыхание»

Смотреть что такое "Малгобек-Горское месторождение" в других словарях:

  • Малгобек-Горское месторождение — газонефтяное, в Ингушетии, около г. Малгобек. Входит в Северо Кавказско Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1915, разрабатывается с 1935. Месторождение многопластовое. Залежи в основном нефтяные (иногда с газовыми шапками) и… …   Словарь "География России"

  • Малгобек-Горское нефтяное месторождение — в России. Расположено в Ингушетии и Чечни, около г. Малгобек. Открыто в 1915 году. Разрабатывается с 1935 года. Месторождение многопластовое, залежи в основном нефтяные иногда с газовой шапкой и газовые, глубины от 380 до 4400 м. Нефтеносность… …   Википедия

  • Малгобек — Город Малгобек МагӀалбике Герб …   Википедия

  • Список нефтяных месторождений России — …   Википедия

  • Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция — Северо Кавказско Мангышлакская нефтегазоносная провинция, на территории России (в пределах Ростовской области, Краснодарского и Ставропольского краёв, Калмыкии, Кабардино Балкарии, Северной Осетии, Чечни, Ингушетии, Дагестана), Украины,… …   Словарь "География России"

  • Битва за Кавказ (1942—1943) — Битва за Кавказ Великая Отечественная война, Вторая мировая война …   Википедия

dic.academic.ru