Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Ольшанское месторождение нефти


Вишанское месторождение нефти | Месторождения

Вишанское месторождение нефти расположено в Октябрьском и Светлогорском районах, в 9 км от г.п. Октябрьский.

Открыто в 1967 г. Площадь участка составляет около 50 км2.

Расположено на севере Припятского прогиба в Речицко-Вишанской зоне.

На вочтоке граничит с Мармовичском месторождением нефти.

В разрезе месторождения вскрыты кайнозойские, мезозойские, палеозойские и верхнепротерозойские отложения.

Разрез представлен надсолевой толщей, преимущественно терригенной (толщина 620-1100 м), 2 соленосными (верхней и нижней, толщина соответственно 1240-1650 м и 150-300 м), межсолевой карбонатной (0-250 м), подсолевой карбонатной и терригенной (общая толщина 650-720 м). Месторождение многопластовое.

Залежи нефти приурочены к подсолевым терригенным (данский горизонт), карбонатным (саргаевский, семилукский и воронежский горизонты) и межсолевым (задонско-елецкий горизонт) отложениям верхнего девона.

Пласты-коллекторы представлены песчаниками мелко-, среднезернистыми полевошпатово-кварцевыми пористостью 12 - 17%, толщиной до 9 м (ланский горизонт) и неравномерно пористыми, кавернозными крупно- и среднезернистыми доломитами, известняками пористостью 6,5-23%, эффективной толщиной 6-23 м. Залежи нефти установлены в интервале глуб. 2440-2750 м (межсолевые отложения), 2705-2985 м (подсолевые карбонатные отложения), 2780-2950 м (ланский горизонт).

Начальное пластовое давление в залежах контролируется глуб. из залегания и изменяется от 26,5 МПа (межсолевая залежь) до 36 МПа (подсолевые залежи), т-ра достигает 65 С на глуб. 2900 м.

Дегазированная нефть изменяется от средней плотности (0,872 - 0,88 г/см3) в семилукском, саргаевском горизонтах до высокой (0,897 - 0,912 г/см3) задонско-елецком горизонте, преимущественно малосернистая (до 0,6%, редко до 0,9%), парафинистая (5,1 - 10,2%), смолистая (10,1 - 22%). Газовый фактор нефти 76 - 314 м3/т.

Месторождение находится в промышленной разработке, выработанность запасов 73%.

neftegaz.ru

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

Вишанское месторождение

Cтраница 1

Вишанское месторождение, открытое в 1967 г., расположено в северо-западной части Припятского прогиба, на западном окончании Ре-чицко - Вишцнской зоны поднятий, представляет собой брахиантикли-нальную складку субширотного простирания.  [1]

Вишанское месторождение нефти открыто s 1967 г. В отличие от рассмотренных выше, Вишанское месторождение не имеет тектонического экрана и не содержит залежи s задонском горизонте, а пластовые сводовые залежи воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов гидродинамически связаны между собой.  [3]

Залежи нефти Вишанского месторождения находятся в зоне высоких пластовых давлений. Нефть имеет среднее газосодержание, а об-емный коэффициент выше, чем у средней, нефти.  [4]

Дегазированные нефти Вишанского месторождения сернистые ( класс II), высокопарафиновые ( вид П3), имеют довольно высокий выход светлых фракций, выкипающих до 300 С.  [5]

Анализ состояния разработки Вишанского месторождения на первом этапе законтурного и внутриконтурного заводнения показывает, что внутриконтурное заводнение - наиболее эффективное мероприятие с точки зрения обеспечения высоких темпов отбора нефти. Законтурная закачка воды имеет низкую эффективность. Слабое влияние законтурного заводнения связано с ухудшением коллекторских свойств продуктивных горизонтов в приконтурной зоне залежи и на границе нефть - вода.  [6]

Этап внедрения внутриконтурного заводнения на Вишанском месторождении свидетельствует о том, что высокие скорости продвижения контура нагнетаемых вод, по-видимому, связаны с селективным заводнением наиболее проницаемых и небольших по мощности прослоев продуктивных коллекторов.  [8]

Высокая степень неоднородности коллекторских свойств продуктивных горизонтов на Вишанском месторождении уже на этапе внедрения принятой технологической схемой системы разработки обусловливает опережающую выработку запасов нефти наиболее продуктивного среднего в разрезе семилукско-бурег-ского горизонта. В разработку практически не вовлечены запасы нефти залегающего ниже по разрезу саргаевского горизонта. Необходимость осуществления закачки воды при высокой приемистости нагнетательных скважин и эксплуатации нефтяных скважин механизированным способом сводит к минимуму возможности регулирования процесса заводнения и равномерной выработки запасов нефти всех продуктивных горизонтов.  [9]

Значительное превышение скорости продвижения фронта нагнетаемой воды на Вишанском месторождении не приводит к значительным потерям благодаря тому, что продуктивные горизонты этого месторождения по своим коллекторским свойствам представлены в основном тре-щинно-каверновой пустотностью.  [10]

Вишанское месторождение нефти открыто s 1967 г. В отличие от рассмотренных выше, Вишанское месторождение не имеет тектонического экрана и не содержит залежи s задонском горизонте, а пластовые сводовые залежи воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов гидродинамически связаны между собой.  [11]

Промысловое испытание полимерного заводнения с использованием оторочек воды, загущенной полиакриламидом, начато в ноябре 1975 г. на Вишанском месторождении. При испытаниях использовали Калушс-кий частично гидролизованный полиакриламид известковой очистки.  [12]

Применение загущенной воды особенно влияет на охват трещиновато-кавернозного пласта заводнением. Этот процесс был исследован для пятиточечной площадной системы заводнения, отношение вязкостей модели нефти ( смесь керосина и трансформаторного масла) и пресной воды было равно 4 0, что моделировало условия Вишанского месторождения. Экспериментально исследовали изменение конечной нефтеотдачи при различных размерах оторочки и концентрации ПАА. Результаты исследований приведены на рис. 60, где видно, что при объемах закачанной оторочки более 0 3 объема пустот величины конечной нефтеотдачи увеличиваются незначительно.  [14]

Промышленные скопления углеводородов, известные в настоящее время в Припятской впадине, многозалежные и имеют сходное морфологическое строение. Залежи пластовые сводовые, массивные, литологически, стратиграфически или тектонически экранированные, чисто нефтяные. Наиболее значительные по запасам и обеспечивающие основной объем добычи Речицкое, Осташковичское и Вишанское месторождения расположены в пределах одной тектонической зоны в северной части региона.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

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

Воядинское месторождение

Cтраница 1

Воядинское месторождение, открытое в 1959 г., расположено в пределах Бирской седловины, по отложениям нижнего карбона представляет собой антиклинальное поднятие, вытянутое в северо-западном направлении. В пределах поднятия выявлено несколько небольших куполов, разделенных неглубокими прогибами.  [1]

Воядинское месторождение расположено в северо-западной части Янаульского района.  [3]

Воядинское месторождение введено в разработку в 1972 году. На ряде участков они полностью замещены алевролито-глинистыми породами. Как правило, большим толщинам соответствует лучшая отсортированность зерен кварца и более высокие коллекторские свойства.  [4]

Воядинское месторождение введено в разработку в 1972 году. Песчаники бобриковского горизонта индексируются как пласт C-VI и представлены в разрезе одним-четырьмя прослоями.  [5]

На центральном куполе Воядинского месторождения ведется промышленный эксперимент по закачке горячей воды в пласты терригенной толщи нижнего карбона. Закачка холодной воды, начатая в 1978 году с целью поддержания пластового давления, в условиях значительной неоднородности коллекторов и высокой вязкости нефти оказалась недостаточно эффективной. Технологической схемой термозаводнения предусмотрено уплотнение сетки с 13 9 га / скв. Для нагрева воды используется опытный образец блочной водогрейной установки УВ 150 / 150 производительностью 3600 м3 / сут.  [6]

На Центральном куполе Воядинского месторождения ведется промышленный эксперимент по закачке горячей воды в пласты терригенной толщи нижнего карбона.  [7]

На западной залежи ТТНК Воядинского месторождения в 1994 - 1995 годах, как видно из графика разработки ( рис. 1), отмечается рост обводненности добываемой продукции и падение уровня добычи нефти.  [8]

На залежах нефти угленосной толщи Воядинского месторождения для проведения мероприятий по закачке аммиачного раствора выбраны 5 очагов, которые включают 24 добывающие скважины.  [9]

Дегазированная нефть терригенной толщи нижнего карбона Воядинского месторождения тяжелая, парафиновая ( вид П2), высокосернистая ( класс III), смолистая, со значительным выходом легких фракций, выкипающих до 300 С.  [10]

Результаты закачки горячей воды в угленосную толщу Воядинского месторождения приведены в разделе 2 настоящей работы.  [11]

На рис 4.3 представлены кривые разработки центрального купона Воядинского месторождения.  [12]

Так, вязкость разгазированных нефтей при 20 С изменяется от 3 07 мПа с для пласта Д-IV Шкаповского месторождения до 249 мПа с в бобриковском горизонте Воядинского месторождения. Объемное содержание азота, выделившегося при однократном разгазировании пластовых нефтей до атмосферного давления при 20 С, по данным Шейх-Али Д.М., изменяется от 1 91 % в каширском горизонте Вятской площади Арланского месторождения до 70 % в бобриковском горизонте Наратовского месторождения.  [13]

Растворенный в нефти газ тяжелый. Газ Воядинского месторождения характеризуется повышенным содержанием азота.  [14]

В сравнении со средней нефтью нефти Воядинского месторождения характеризуются высокой вязкостью, повышенной плотностью и пониженным газосодержанием, а также низким коэффициентом растворимости газа в нефти.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Возейское НМ (нефтяное месторождение) - B2B GLOBAL

Дополнительная информация

Возейское месторождение – это нефтяное месторождение, которое расположено в России, в республике Коми. Оно разместилось в пяти километрах от села Усть-Уса и входит в состав Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Эта такая провинция, которая расположена как раз в пределах Республики Коми, а также Ненецкого АО Архангельской области. Площадь НГП составляет триста пятьдесят тысяч квадратных километров, и в ней выделено четыре нефтегазоносные области и один нефтегазоносный район. В Тимано-Печорской провинции найдено более семидесяти пяти месторождений нефти и порядка двухсот тридцати залежей газа.

Данные о запасах:

Запасы нефти на данном месторождении составляют порядка 350 миллионов тонн.

История разработки месторождения:

Возейское нефтяное месторождение было открыто в 1971-ом году, а его разработка началась через шесть лет – в 1977-ом году. Содержание серы в добываемой нефти составляет 0,66 процентов, парафина – 5,5 процентов, а её плотность 37,8 градусов Цельсия API. Оператором Возейского месторождения является нефтяная компания Лукойл. В 2010-ом году объем добытой здесь нефти составил 1,157 миллионов тонн. Глубина, на которой залегают залежи, составляет от 1436 до 3712 метров. Высота же залежей находится в диапазоне от 11 и до 458 метров. В отложениях перми, карбона и девона найдены двадцать пять нефтяных залежей и одна газоконденсатная залежь. Все залежи контролируются 4-мя поднятиями – Западно-Возейским, Костюковским, Центральным и Южно-Воозейским. В отложениях нижнего и верхнего девона, нижней перми, карбоне выявлены карбонатные порды, в отложениях верхней перми и среднего девона коллектора – песчаники. Пористость песчаников составляет от 11 до 28 процентов, а их проницаемость от 22 до 765 мД. Административным и промышленным центром разработки Возейского нефтяного месторождения стал город Усинск. Месторождение приурочено к Колвинскому мегавалу. На данном Возейском месторождении в качестве способа эксплуатации применяется законтурное заводнение. Законтурное заводнение представляет из себя такой способ разработки месторождений нефти, когда восстановление или поддержание баланса пластовой энергии осуществляется путем закачки воды в нагнетательные скважины, размещенные за внешним контуром нефтеносности, то есть по периметру залежи.

Оператором месторождение является российская нефтяная компания Лукойл.

На Возейском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" впервые в Коми применена технология бурения вторых стволов скважин, помогающая повысить эффективность их работы. Об этом "Комиинформу" сообщили в пресс-службе компании.

За последние полгода в бурении вторых стволов на трех простаивавших скважинах Возейского нефтяного месторождения пройдено 1,5 тысячи метров. По окончании этих работ скважины снова запущены в эксплуатацию, и на них получен приток нефти обводненностью 50-60 процtynjd, что на 30-40 процентных пункта ниже среднего показателя обводненности по этому месторождению.

Возейское нефтяное месторождение находится в поздней стадии разработки, для которой характерно снижение эффективности добычи. По словам начальника отдела прогнозирования уровней добычи нефти и газа ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Павла Ладина, цель этих работ - повышение нефтеотдачи и увеличение текущего уровня добычи нефти на месторождении. Технология бурения вторых стволов, по его словам, позволяет реанимировать эксплуатируемые с начала 80-х годов низкодебитные или неработающие скважины, поскольку помогает снизить обводненность нефти, получаемой из старых скважин. При этом строительство второго ствола обходится приблизительно вдвое дешевле, чем бурение новой скважины.

bbgl.ru