Дополнение к проекту разработки Южно-Александровского месторождения (Внеплановый отчет о выполненной работе), страница 2. Месторождение нефти александровское


Особенности геологического строения Южно-Александровского нефтевого месторождения, страница 3

4. Закачка воды в залежь третьего блока начата в 1980г. из-за снижения пластового давления в залежи до 16,4 МПа, что ниже начального на 6,1 МПа. После организации закачки воды пластовое давление по скважинам стабилизировалось и начало расти. Влияние от закачки отмечено во всех добывающих скважинах.

На 1.10.2000г. в целом по залежи третьего блока пластовое давление в контуре нефтеносности составляет 14,5 МПа. Наиболее низкие значения пластовых давлений, близких к давлению насыщения  (давление насыщение – 13,3 МПа) отмечаются в сводовой и присводовой частях залежи (скв.100,104,108,107,127,147,148). В скважинах, расположенных  ближе к зоне нагнетания (скв129,131,134) давления выше – до 14,3 МПа. Пластовое давление в контрольной скв.136 составляет 16,3МПа.

В настоящее время закачка воды ведется в 4 приконтурные нагнетательные скважины 102,103,109,117, расположенные на линии внешнего контура нефтеносности.. По состоянию на 1.10.2000г объем закачки в залежь составил 5330,0 тыс.м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 99,4%, текущая – 96,8%.

Начальный ВНК принят на абсолютной отметке –1940м. Скорость подъема ВНК изменяется в пределах 5,0м/год (скв.122) – 20,7м/год (скв.120).

Система ППД Южно-Александровского месторождения организована в 1985г., когда пластовое давление снизилось с 32,5МПа (начальное) до 27,4МПа. В настоящее время закачка воды ведется в 6 приконтурных скважин: 34,48,1,41,50,53. По состоянию на 01.10.2000г. объем закачки в залежь составил 5066,1 м3, накопленная компенсация отбора жидкости закачкой – 91,6%, текущая – 131,2%.

Разработка нефтяной залежи Южно-Александровского месторождения ведется при пластовом давлении  в контуре нефтеносности на уровне 24,9 МПа. Наиболее низкие значения пластовых давлений отмечаются в сводовой части залежи (скв.47,46,57,49,39,40,30,38) – до 23,8 МПа. В скважинах, расположенных вблизи нагнетательного ряда (скв.42,31,35,36,56,33,44,51,52) давления выше – до 25,4 МПа.

  Отмечается достаточно равномерный подъем ВНК. Так средняя скорость подъема ВНК в залежи с начала разработки менее 33см/мес., а с начала закачки – менее 40см/мес., в связи с чем по состоянию на 01.10.2000г. общая высота подъема ВНК с начала разработки оценивается менее 75м, с начала закачки 73м, а положение текущего ВНК на отметке 2783м.

                   На обоих рассматриваемых месторождениях начали производить закачку в связи с падением пластового давления в залежи. Как на Южно-Александровском месторождении, так и в залежи третьего блока наиболее низкие пластовые давления наблюдаются в сводовой и присводовой частях залежи, а более высокие в скважинах, расположенных в зоне, близкой к зоне нагнетания.

               Неравномерность скорости подъема ВНК в залежи третьего блока можно объяснить большой расчлененностью данной нефтяной залежи и суммарными отборами нефти по скважинам.

                Больший суммарный объем закачки в залежь третьего блока можно объяснить существованием системы ППД сболее раннего срока.

 

№ п.п.

Наименование показателей

Южно-Александровское        месторождение

Березинское месторождение, третий блок

1

Запасы нефти, тыс.т.:

§  Балансовые

§  Извлекаемые

6105

3358

7417

3041

2

Плотность сетки скважин, га/скв

7,9

11,5

3

Пластовое давление, МПа:

§  Начальное

§  По состоянию на 01.10.2000г.

32,5

24,9

22,5

14,5

4

Фонд эксплуатационных скважин, шт:

§  Фонтанных

§  ЭЦН

§  ШГН

19

19

-

-

15

-

6

9

5

Фонд нагнетательных  скважин, шт

6

4

6

Суммарный отбор нефти по состоянию на 01.10.2000г., тыс.т.

2357,255

2678

7

Объем закачки воды в залежь по состоянию на 01.10.2000г., тыс.м3.

5066,1

5330

8

Накопленная компенсация, %

91,6

99,4

9

Начальный ВНК, м

-2856

-1940

10

Скорость подъема ВНК, м/год

3,96 - 4,8

5,0 - 20,7

11

Газовый фактор, м3/т

352

158

vunivere.ru

Александровская - Справочник химика 21

    Рис, 91. Зависимость плотности александровской нефти от концентрации СО2 при общем давлении 100 МПа для разных исходных давлений насыщения, МПа / — 0 2—2 3 — 4 4—1 [c.158]

    Александровская угле-носной свиты. . .  [c.9]

    Александровская угленосной свиты Н. к. —120 Н. к. —200 7,5 18.5 0,696 0,734 0,120 0,250 [c.15]

    Александровская угленосной свиты. . . 240—350 19,1 — [c.18]

    Как видно из результатов испытаний, новые реагенты могут быть применены для обезвоживания а) девонской нефти Ромашкинского месторождения объединения Татнефть б) девонской нефти Туймазинского месторождения и угленосной нефти Александровской площади объединения Башнефть. [c.182]

    В лабораторных условиях было изучено действие блоксополимеров на мухановскую, жигулевскую, туймазинскую (девонские), александровскую и радаевскую (угленосные) нефти. Испытания показали, что блоксополимеры с успехом могут быть применены для обезвоживания и обессоливания этих нефтей, лишь при обработке угленосных нефтей расход деэмульгатора возрастает до 80— [c.127]

    Туймазинское, Александровская площадь. 198 3,4 9500 35,0 [c.15]

    Туймазинское, угленосная свита, Александровская площадь Туймазинское, пласт Д  [c.19]

    Александровское (угленосная свита). ..... 0,8855 28,9 95 030 40 2,61 14,0 5,2 3,2 [c.183]

    Угленосная нефть Александровской площади НПУ Туймазанефть [c.185]

    Александровский А. А. Исследование процесса смешения и разработка аппаратуры для приготовления композиций, содержащих твердую фазу Дис.. .. д-ра техн. наук. — Казань КХТИ, 1976.— 445 с. [c.182]

    Постепенно в направлении к востоку (Нижне-ВартовскиН свод, Александровский мегавал) нефти становятся более лег- [c.359]

    Сургутский свод Нижне-Вартовский свод Нижне-Вартовский свод Ннжне-Вартовский свод Нижне-Вартовский свод Александровский мегавал Александровский мегавал [c.363]

    Александровская угленосной свиты. . . Аллакаевская артин-ского яруса. ... Арланская каширского горизонта. .... Арланская угленосной свиты. ..... 0,885 0,899 0,878 0,893 25.4 62.4 15,0 41,6 [c.640]

    Бурые угли (СССР) александровские апостоловские назаровские ирша-бородинские [c.153]

    Местности, приравненные к районам Крайнего Севера. Тюменская область — Ханты-Мансийский национальный округ Томская область — Александровский, Бакчарский, Верхневетский, Каргасокский, Кривошеинский, [c.145]

    Образцы реагентов-деэмульгаторов опытных партий были испытаны в лабораторных условиях на естественных эмульсиях нефтей различных месторождений. Результаты испытаний приведены в табл. 6, из которой видно, что ряд образцов опытных партий одинаков или незначительно уступает по деэмульгирующей способности импортному реагенту-диссольвану и одинаковы или несколько превыщают по этому же показателю отечественные реагенты ОП-10 и ОЖК. Необходимо отметить, что оксиэтилированные этаноламиды кубовых жирных кислот более эффективны для угленосных нефтей (например, Александровской площади), чем для девонских (например, Мухановского месторождения), тогда как оксиэтилированные диэфиры кубовых жирных кислот и триэтаноламина — наоборот. [c.181]

    Безводная угленосная нефть Александровской площади получалась при обезвоживании в одну теплохимическую ступень при 64—7ГС и продолжительности отстаивания 1,5—2 ч в отстойниках при расходе 65 г/т жидкости ЭАКОЭ. [c.182]

    В Сибири построили трубопровод Александровское-Анжеро-Судженск протяженностью 817 км, диаметром 1220 мм, продлив его до Иркутска. [c.34]

    Применение высоковязких полимеров на магистральных нефтепроводах Западной Сибири, сооружаемых, как правило, в болотистых условиях и в зимнее время, позволило решить проблему удаления жидких скоплений и механических примесей, так как монтажные выступы, вмятины, сужения и строительные детали не позволяли очистить трубопровод механическими разъединителями. В 1978 г. из нефтепровода Нижневартовск—У сть-Балык было вынесено более 800 т жидких скоплений вместе с полиакриламидными и механическими примесями. С помощью водных растворов полимеров были освобождены от жидких скоплений и механических примесей параллельные и резервные нитки нефтепровода Александровское-Анжеро-Судженск. [c.44]

    Зимой в течение одного месяца движения по всей длине нефтепровода Александровское-Анжеро-Судженск переменного диаметра (1220-1020 мм) 1,1 %-го водного раствора МПАА в объеме 6 сохранялось поршневое вытеснение жидких скоплений и механических примесей из параллельных и резервных ниток переменного сечения, ранее неочищаемых известными способами сокращены потери давления на 0,2 МПа повышена пропускная способность всего нефтепровода без отключения нефтеперекачивающих станций. По истечении наработки насосами нормативного времени (3 года) отобраны пробы пропущенного полномера, показавшие прежние реологические свойства без изменения режима эксплуатации насосов. [c.183]

    В 1991 г. сотрудниками ПО МНЦС и Томского политехнического института (ТПИ) на магистральном нефтепроводе Александровское-Анжеро-Судженск были проведены промышленные испытания отечественной присадки "Виол" для снижения гидравлического сопротивления. Присадка "Виол" была получена по рецептуре ТПИ в Томском нефтехимическом комбинате и представляет собой 10 %-й раствор в гептане сополимера а-олефинов. [c.220]

chem21.info

Дополнение к проекту разработки Южно-Александровского месторождения (Внеплановый отчет о выполненной работе), страница 2

В данном отчете рассмотрены:

-  геологическая характеристика месторождения;

-  физико-химические свойства нефти в пластовых и поверхностных условиях;

-  пересчет остаточных запасов нефти задонско-елецкой залежи;

-  анализ текущего состояния разработки;

-  причины несоответствия фактических уровней добычи нефти проектным;

-  варианты расчета технологических показателей разработки, выполненные с применением динамической модели задонско-елецкой залежи;

-  уточнение технологических показателей разработки до 2005 г.;

-  рекомендации по совершенствованию процесса разработки, по ограничению водопритока и переводу на вышележащие интервалы.

В отчете рассмотрен один объект разработки: задонско-елецкая залежь нефти.  Отделом проектирования и анализа разработки месторождений нефти и газа БелНИПИнефть рассчитано два варианта разработки на период 2001-2005 гг.: первый вариант - с увеличением закачки в IV квартале 2000 г. до 160-180% и поддержанием пластового давления в залежи на уровне 25,6 МПа, второй вариант – с поддержанием пластового давления 27,2 МПа и компенсации 175% в 2001 г. с последующим снижением её до 100% к 2005 г. К внедрению рекомендуется вариант II.

СОДЕРЖАНИЕ

С.

ВВЕДЕНИЕ

5

 1. Краткая геологическая характеристика месторождения

7

           2. Анализ разработки месторождения

15

           3. Прогнозирование вариантов разработки на динамической

               модели в программе ECLIPSE 100

42

           4. Уточненные показатели разработки на период 2001-2005гг.

59

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

69

СПИСОК ИСПЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

70

ВВЕДЕНИЕ

Южно-Александровское месторождение открыто в 1980 г. Приурочено к Александровско-Борщевской зоне приразломных поднятий Припятского прогиба и находится в Речицком районе Гомельской области республики Беларусь.

В пробной эксплуатации месторождение находится с ноября 1981 г., в промышленной разработке – с мая 1984 г.

Южно-Александровское поднятие, представляющее собой опущенное по разлому южное крыло Александровской структуры, подготовлено под глубокое бурение трестом «Белнефтегеофизика» в 1977 г. Поисковое бурение на Южно-Александровской площади начато объединением «Белоруснефть» в 1979 г.

Первые промышленные притоки нефти были получены в скважинах 3, 5, 6. Нефтяные залежи приурочены к карбонатным отложениям задонского, елецкого и петриковского горизонтов верхнего девона.

В 1983 г. ГО «УкрГИПРОНИИнефть» составлена технологическая схема разработки   / 2 /, в основу которой положен подсчет запасов нефти и растворенного газа, выполненный по состоянию на 01.05.1982 г. и утвержденный ГКЗ СССР.

В связи с уточнением геологического строения месторождения, запасы нефти и газа были пересчитаны лабораторией подсчета запасов ГО «УкрГИПРОНИИнефть» по состоянию на 01.01.1990 г. На основании этого пересчета в 1994 г. был составлен проект разработки Южно-Александровского месторождения / 3 /.

Проект разработки составлен на залежь задонско-елецкого горизонта, к которому отнесено 99,9% всех извлекаемых запасов (балансовые - 6106 тыс.т, извлекаемые - 2589 тыс.т). Однако эти запасы не были утверждены.

Поскольку за период 1994-1999 гг. отмечалось ежегодное перевыполнение проектных показателей по добыче нефти, в 1999 г. составлено «Дополнение к проекту разработки» / 4 /, в основу которого положены числящиеся на балансе утвержденные извлекаемые запасы 2972 тыс.т.

В 2000г. в результате пересмотра подсчетных параметров отделом подсчета запасов БелНИПИнефть и Управлением Геологии извлекаемые запасы оказались выше (табл.1.1), что привело к необходимости уточнения уровней добычи в сторону увеличения в период 2001-2005г.г.

vunivere.ru

Стратиграфии и литологии осадочного разреза Южно-Александровского месторождения. Рекомендации по доразведке, доразработке месторождения и эксплуатации скважин

1.1.Общие сведения о месторождении     

    Южно-Александровское  нефтяное  месторождение расположено  в  Речицком  районе  Гомельской  области  Республики  Беларусь  и  находится  в  благоприятных  климатических  и  экономико-географиче-ских  условиях

. Сбор и  транспортировка  нефти  осуществляется  по  герметизированной  системе  через  узел  подготовки  и  сдается  управлению  нефтепровода  «Дружба» . Попутный  газ  утилизируется  ( 97% )  на  Белорусском  ГПЗ .

Впервые  Южно-Адександровское  поднятие  выявлено  по  межсолевым  отложениям  в  1977г  трестом  «Белоруснефтегеофизика».

  Глубокое  поисковое  бурение  на  площади  начато  в  1979г  объединением  «Белоруснефть».

           Первые  промышленные  притоки  нефти  были  получены  в  скважинах 3,6,7 .Нефтяные  залежи  приурочены  к  карбонатным  отложениям  задонского, елецкого  и  петриковского  горизонтов  верхнего  девона.

            Опытно-промышленная  разработка  месторождения  начата  в  ноябре  1981г  объединением  «Белоруснефть».

           C  1982г  начато  бурение  опережающих  эксплуатационных  скважин  с  целью  оценки  параметров  задонско-елецкой  залежи.

            Запасы  нефти  и  растворенного  газа  Южно-Александровского  месторождения  утверждены  ГКЗ  СССР  в  1983г  по  категории  C1  в  количестве  :  по  задонской  залежи  балансовые - 7003 уcл.ед. нефти  и  2290 усл.ед.  газа, извлекаемые - 2972 усл.ед.  нефти  и  972 усл.ед . газа ; по  елецкой  залежи  балансовые - 8 усл.ед.  нефти  и  0,5 усл.ед. газа, извлекаемые - 1 усл.ед.  нефти  и  0,37 усл.ед.  газа  (протокол  N 9270    от  15.07.1983г ).

СТРАТИГРАФИИ  И  ЛИТОЛОГИИ       ОСАДОЧНОГО  РАЗРЕЗА  МЕСТОРОЖДЕНИЯ

В геологическом строении Южно-Александровского  месторождения  принимают  участие  осадочные  образования  палеозоя, мезозоя  и  кайнозоя. Относительно  региональных  соленосных  отложений  в  осадочном  чехле  выделяется  ряд  толщ :  подсолевая  терригенная ; подсолевая  карбонатная ; нижняя  соленосная ; межсолевая; верхние  соленосные - галитовая и глинисто-галитовая ; надсолевая .

             Подсолевая  терригенная  толща  представлена  отложениями  верхне-протерозойской  эратемы  ( PR2 )  и девонской  системы  палеозойской  эратемы  в  составе  витебско-пярнусского , наровского , старооскольского, ланского горизонтов (D21vtb+pr, D21nr, D22st, D31ln).

Саргаевский   горизонт  (D31sr) вскрыт  скважинами  13,15 . Вскрытая толщина  колеблется  от  10,5 до 36м. Отложения  представлены  доломитами

Семилукский  горизонт (D31sm) вскрыт скважинами  13,15 . Отложения представлены доломитами  слабоглинистыми пористо- кавернозными           

   Речицкий  горизонт (D32rch) вскрыт скважинами 13,15. Отложения представлены мергелями серыми

Воронежский  горизонт (D31vr) вскрыт скважинами 13,15. Отложения представлены известняками доломитистыми,

Евлановский горизонт (D31ev,ks) . В нижней части евлановского горизонта залегают кустовницкие слои, которые сложены чередующимися известняками, доломитами, мергелями, ангидритами. Породы темноцветные, глинистые, сульфатизированные с порами и кавернами . Отложения  вскрыты  скважиной 15 , толщина 48м.

Вскрытая толщина изменяется от 5 до 1211м . Межсолевая толща в составе домановичского , задонского , елецкого и петриковского горизонтов согласно залегает на вулканогенных отложениях ливенского горизонта.

Домановичский горизонт (D31dm) по литологическому составу трудно отличим от вулканогенной толщи и поэтому отдельно не выделен .

Задонский горизонт (D32zd) вскрыт всеми скважинами , кроме 8,13,15,30 . Отложения представлены в основном , доломитами серыми , органогенной текстуры, слабоглинистыми, кавернозными, трещиноватыми.

Елецкий горизонт (D32el) вскрыт всеми пробуренными скважинами кроме 13

Петриковский горизонт (D32ptr) вскрыт всеми скважинами , кроме 50. Отложения горизонта согласно залегают на елецких отложениях и представлены известняками доломитистыми

Надсолевая толща сложена отложениями девонской (полесский горизонт D32 pl )

Задонско-елецкая залежь (включает нефтенасыщенные пласты задонских и елецких отложений ) вскрыта и опробована 24 скважинами , причем нефтяная часть -18 , законтурная - 6 скважинами . 

           Коллекторами нефти задонско-елецкой залежи являются доломиты , в различной  степени пористые, кавернозные, трещиноватые.

Тип коллектора : порово-каверново-трещинный .

Естественный режим  залежи - упруго-водонапорный .

Петриковская залежь вскрыта  только скважиной 3. Залежь представляет собой линзу  ограниченных размеров .Коллекторами нефти являются порово-трещиноватые известняки .

Для задонско-елецкой залежи утвержден ВНК на абсолютной отметке – 2856 м.

                                  АНАЛИЗ

Следует отметить существенное изменение удельных отборов нефти при снижении пластового давления. В 1981, 1982 и 1983 гг. при отборе каждых 10 тыс.т нефти пластовое давление снижалось на 0,4 МПа, в 1984 г. это снижение составило уже 0,19 МПа, в 1985 г. – всего 0,08 МПа, т. е. в пять раз меньше. Этот факт свидетельствует о том, что уже в этот начальный период в залежи начал проявляться первый этап режима растворенного газа. Этот режим может иметь место только в одном случае, если пластовое давление стало меньше, чем давление насыщения. Детальный анализ результатов исследования глубинных проб нефти и условий их отбора показал, что давление насыщения нефти газом при начальном пластовом давлении  составляло 27,5 МПа.

vunivere.ru

Александровское месторождение - это... Что такое Александровское месторождение?

 Александровское месторождение

Oil: Aleksandrovskoe field

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • Александровский сад
  • Александруполис

Смотреть что такое "Александровское месторождение" в других словарях:

  • Россия. Физическая география: Минеральные богатства — Несмотря на то, что многие районы Р. изучены с геологической стороны недостаточно подробно и целые области остаются еще вовсе неисследованными, нет почти ни одного минерального ископаемого, месторождений которого не было бы известно в пределах… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Природа Донецкой области — Содержание 1 Климат 2 Рельеф 3 Полезные ископаемые 4 Геологическая структура …   Википедия

  • География Донецкой области — Содержание 1 Климат 2 Рельеф 3 Полезные ископаемые …   Википедия

  • Российская Советская Федеративная Социалистическая Республика —         РСФСР.          I. Общие сведения РСФСР образована 25 октября (7 ноября) 1917. Граничит на С. З. с Норвегией и Финляндией, на З. с Польшей, на Ю. В. с Китаем, МНР и КНДР, а также с союзными республиками, входящими в состав СССР: на З. с… …   Большая советская энциклопедия

  • Томская область —         в составе РСФСР. Образована 13 августа 1944. Площадь 316,9 тыс. км2. Население 824 тыс. чел. (1975). Делится на 16 районов, имеет 3 города, 12 посёлков городского типа. Центр г. Томск. Награждена орденом Ленина (26 июня 1967).         … …   Большая советская энциклопедия

  • Нижневартовск — город (с 1972) в России, Ханты Мансийский автономный округ. Порт на р. Обь. Железнодорожная станция. 235,7 тыс. жителей. (1998). Добыча нефти (Самотлорское месторождение), нефтегазоперерабатывающая, лесная, стройматериалов, пищевая промышленность …   Энциклопедический словарь

  • Стрежевой — Город Стрежевой Герб …   Википедия

  • Белогорск (Амурская область) — У этого термина существуют и другие значения, см. Белогорск. Город Белогорск Флаг Герб …   Википедия

  • Жирновский район — Жирновский муниципальный район Герб (описание) …   Википедия

  • Иркутск — Город Иркутск …   Википедия

  • Горнозаводский муниципальный район Пермского края — Горнозаводский район Герб Страна …   Википедия

universal_ru_en.academic.ru

Дополнение к проекту разработки Южно-Александровского месторождения (Внеплановый отчет о выполненной работе), страница 8

7.  Бескопыльный В.Н. Реализация компьютерных технологий поисков и разведки залежей нефти объединением «Белоруснефть» в 1998 году. Отчет о НИР / Фонды. –Темы №3-98 и 4-98.- Гомель, 1999. – С.225.

8.  РД 39-0147035-207-86. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. - Взамен РД 39-9-452-80 и РД 39-9-135-79; Введен 01.07.1986.- М.: ВНИИ, 1986.-103 с.

9.  Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. - М., 1987.- 65 с.

                                                              Л.Ф.Щербович

                                                              Тел.79-32-15

                                                              Отпечатано в 3 экз.

                                                              Экз.1 – Фонды РУП «ПО «Белоруснефть»

                                                              Экз.2 - НГДУ «Речицанефть»

                                                              Экз.3 - Фонды НТБ «БелНИПИнефть»

                                                             Печатали: Колосова Т.Н.

О Т З Ы В

на отчет о научно-исследовательской работе БелНИПИнефть

«Дополнение к проекту разработки Южно-Александровского месторождения».

Работа выполнена в связи с пересмотром подсчетных параметров нефти отделом подсчета запасов БелНИПИнефть и Управлением Геологии, в результате чего извлекаемые запасы оказались выше числящихся на балансе, что привело к необходимости уточнения уровней добычи в сторону увеличения в 2001-2005г.г.

Отчет содержит  75 с.,  27 рис.,  11 таблиц,  9 источников, содержит 4 раздела и выполнен в соответствии с требованиями «Регламента составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (РД 39-0147035-207-86) и правил разработки.

В основу дополнения к проекту разработки Южно-Александровского месторождения положены остаточные запасы нефти, пересчитанные отделом подсчета запасов БелНИПИнефть в 2000 г. и результаты промышленной эксплуатации задонско-елецкой залежи.

Разбуривание задонско-елецкой залежи закончено к 1997 г., бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин не планируется.

 Залежь петриковского горизонта, в связи низким емкостно-фильтрационными характеристиками коллектора, недостаточной информацией о геологическом строении залежи, и отсутствием эксплуатационного фонда, находится в консервации.

На основании геолого-промысловых материалов и анализа текущего состояния разработки (фонда скважин, дебитов нефти, темпов отбора запасов, поведения пластового давления и т.д.) задонско-елецкой залежи Южно-Александровского месторождения уточнены:  

-  остаточные запасы нефти;

-  проведен анализ текущего состояния разработки залежи;

-  освещены причины несоответствия фактических уровней добычи нефти проектным;

-  уточнены технологические показатели разработки на период 2001-2005 гг., для чего рассчитаны 4 варианта разработки на основе созданной динамической модели  и 2 варианта разработки традиционным способом в соответствии с действующими нормативными документами, к внедрению рекомендуется вариант 2, рассчитанный отделом проектирования и анализа разработки месторождений нефти и газа, как наиболее оптимальный по уровням отбора нефти, темпам обводнения, характеру выработки запасов и т. д.

-  даны рекомендации по совершенствованию системы разработки, по ограничению водопритока и переводу на вышележащие интервалы, по контролю за разработкой.

В целом работа выполнена на высоком научном уровне. Отчет содержит все необходимые сведения, в нем достаточно глубоко проанализированы имеющиеся на сегодняшний момент материалы по месторождению. С рекомендациями, изложенными в отчете, следует согласиться и рекомендовать к внедрению.

Отчет следует принять с высокой оценкой и рекомендовать к защите.

Зам. начальника НГДУ «Речицанефть» по геологии                             В.В. Назаревич

vunivere.ru

Вахское месторождение - Информация о Вахском месторождении

Вахское месторождение на карте расположено в Ханты-Мансийском АО (Нижневартовский район), в 113 километрах к востоку от крупного промышленного центра г. Нижневартовска и в 80 километрах от г. Стрежевой. 

Небольшая часть Вахского месторождения находится на территории Томской области, в Александровском районе. Разработку участка ведет компания «Томскнефть» ВНК. 

Вахское месторождение в действительности представляет собой несколько более мелких площадок, которые после более тщательного изучения структуры залежей было решено объединить:

  • Вахская, 
  • Северо-Вахская, 
  • Восточно-Вахская,
  • Кошильская.

Вахское месторождение, характеристика которого позволяет отнести его крупнейшим нефтяным месторождениям России, приурочено к одноименной структуре в составе Криволуцкого вала. 

Участок Вахского месторождения представляет собой вытянутую полосу со сторонами 15 и 30 километров и площадью около 500 квадратных километров, на территории которой пробурено почти 1200 добывающих скважин и около 80 скважин с целью поисково-разведочных работ. По своим характеристикам нефть Вахского месторождения относится к малосернистым (содержание от 0,39 до 0,46%), с плотностью, варьирующей от 844 до 860 кг на кубометр, вязкость составляет на разных участках от 1,23 до 1,27 Мпа. 

Вахское месторождение по своим характеристикам относится к многопластовым. На его территории в результате поисково-разведочного бурения обнаружено 17 нефтесодержащих залежей, глубина залегания которых варьирует от 2180 до 2420 метров.

Вахское месторождение: характеристика района освоения

Вахское месторождениеВахское месторождение на карте появилось в середине прошлого века (1965 г.). Но поиски полезных ископаемых на нем начались еще в 1947 году и велись поэтапно до конца 80-х годов прошлого века. В 1976 г интенсивное освоение месторождения позволило добывать на нем нефть в промышленных масштабах. 

Вахское месторождение расположено в сильно заболоченной местности, с многочисленными мелкими озерцами, которую пересекают извилистые ручьи. Местами слой торфа здесь может достигать от 5 до 10 метров. Участок относится к пойме реки Вах, по имени которого названо месторождение, и реки Трайгородская, в их среднем течении. 

Климат в районе расположения Вахского месторождения характеризуется резкими перепадами температур, зимой температура окружающей среды достигает минус 50, а в летнее время, обычно короткое и прохладное, бывают периоды 30-градусной жары в результате переноса воздушных масс из Средней Азии. Но как правило, даже в теплый сезон столбик термометра редко поднимается выше 10 градусов Цельсия.

Доставка грузов на Вахское месторождение возможна в зимнее время по зимникам, когда болотистая почва хорошо промерзает. Летом, во время таяния вечной мерзлоты и во время паводков, возможно доставлять грузы по реке Вах. Кроме того, от города Стрежевой до вахтового поселка проложено 95 км бетонного покрытия, что позволяет осуществлять автотранспортное движение круглогодично, независимо от состояния почвы. На самой территории Вахского месторождения дороги из бетона проложены к большинству важных объектов, но много и грунтовых путей. В этих условиях жизненно важно обеспечить месторождение специальной автотехникой, к которой относятся болотные вездеходы и амфибии. 

Выгодное расположение Вахского месторождения вблизи основных трубопроводов позволяет перекачивать нефть в магистральный трубопровод, соединяющий Анжеро-Судженск и Нижневартовск через месторождение Александровское. 

Благодаря наличию крупных месторождений строительных материалов, таких как строительная древесина, глина, песок, а также источникам артезианских вод, поселок Вахский может обеспечить себя необходимой инфраструктурой. 

Ближайшими крупными городами к Вахскому месторождению являются города Сургут и Ноябрьск, расположенные в 315 и 323 километрах соответственно. Город Пыть-Ях находится на расстоянии в 341 километр.

Вахское месторождение: координаты

Координаты: 60°53'22"N 78°59'17"E.

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru