Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Поволжье месторождение нефти


Нефтяные месторождения Нижнего Поволжья - Справочник химика 21

    НЕФТЯНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НИЖНЕГО ПОВОЛЖЬЯ [c.6]

    Максимальные концентрации толуола отмечены в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных залежей Западной Сибири - до 11,8 мг/л на Уренгойском и до 6,8 мг/л на Самотлорском месторождениях. Нижнего Поволжья - до 1,5 мг/л, Предкавказья - до 0,5-1 мг/л и более. Каракумского бассейна - до 0,4-2,4 мг/л. Считается, что толуол является чутким индикатором приконтурной зоны залежей легких нефтей и газоконденсатов. [c.92]

    Кроме того, значительная часть нефтяных месторождений Западной Сибири, Волго-Урала, Нижнего Поволжья разрабатывается с применением законтурного и внутриконтурного заводнения. При этом происходит активизация процессов бактериального восстановления сульфатов с выделением сероводорода источником сульфатов является вода, закачиваемая в пласт. [c.5]

    Денисов В. П. // Особенности поздней стадии разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Нижнего Поволжья.— М. Всесоюз. нефтегаз. конф.— НИИВолгоградНИПИнефть.— 1981.— С. 66. [c.375]

    Попутный нефтяной газ состоит, как правило, из углеводородов метанового ряда и содержит главным образом метан, зтан, пропан, бутаны нормального и изостроения. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах, но все же метана и этана обычно в попутном газе особенно много, В попутном газе месторождений Урало-Поволжья содержится также азот. Особенно много азота, иногда до 50 об.% и более, в попутном газе из отложений нижнего карбона Башкирии, Татарии, Пермской области, Удмуртии. Иногда в нефти и попутном газе имеются в небольших количествах двуокись углерода и сероводород. Растворенный в нефти газ вступает во взаимодействие с асфальтенами и высокомолекулярными углеводородами, изменяя их дисперсность и растворимость в нефти, что, в свою очередь, изменяет реологические свойства нефти и условия ее фильтрации в пористой среде, [c.82]

    Наиболее широко распространены среди нефтяных месторождений СССР воды типа гидрокарбонатно-натриевых и хлоркальциевых. Наблюдаются следующие закономерности в распределении вод. В азербайджанских и грозненских нефтяных месторождениях хлоркальциевые воды приурочены к верхним горизонтам, а гидрокарбонатно-натриевые — к нижним. Воды среднекаменноугольных и девонских отложений Среднего Поволжья, основных месторождений Башкирии и Татарии относятся к типу хлоркальциевых. На месторождениях Красиодарск.э-го края встречаются пластовые воды типа хлоркальциевых (Ахтырско-Бугундыр-ское месторождение), гидрокарбонатно-натриевых (Зыбза — Глубокий Яр) и сульфатно-натриевых. Воды Восточно-Карпатской области — гидрокарбонатно-натриевые и хлоркальциевые. Воды месторождений полуострова Мангышлак (Жетыбай и Узень) хлоркальциевого типа. [c.125]

    В то же время воды отдельных газовых и нефтяных месторождений зачастую обеднены йодом. Так, приконтурные воды залежей в Бухаро-Хивинской области (Газли, Ташкудук, Шурчи, Джаркак и др.) и Южного Мангышлака (Узень, Жетыбай и др.) содержат йода не более 5-10 мг/л. Такие же количества отмечены в водах Вутыльского месторождения в Притиманье, Арчединского, Коробковского и других в Нижнем Поволжье. Обычно в пределах одного НГБ распределение йода по разрезу и по площади не подчинено строгой закономерности. Редко наблюдается слабое увеличение йода с глубиной залегания водоносных комплексов. Не устанавливается четкой зависимости между содержанием йода в подземных водах и общей минерализацией. Чаще всего йод не обнаруживается в нефтях или же его концентрация не превышает 0,001-0,002%. Это значительно ниже (до 20-40 раз), чем содержания йода в водах, что не позволяет считать нефтяные скопления источником его поступления в подземные воды. [c.85]

    Таким образом, на территории Нижнего Поволжья пластовые воды характеризуются более высокой газонасыщенностью. На территориях Куйбышевской и Оренбургской областей, Татарии, Башкирии и Пермской области даже контурные воды нефтяных месторождений недонасыщены — дефицит насыщения достигает 23—24 МПа. [c.153]

    Описанная зональность изменения качественного и количественного состава водорастворенных газов отвечает характеру нефтегазоносности территории. В Нижнем Поволжье, где воды имеют высокую газонасыщенность, а водорастворенные газы — преимущественно метановый состав, по всему разрезу подсолевого палеозоя содержатся залежи газа, реже встречаются газонефтяные и нефтяные месторождения с высокими газовыми факторами. Для Куйбышевской и Оренбургской областей, Татарии, Башкирии и Удмуртии в подсолевом палеозое, где газонасыщенность пластовых вод наиболее низкая, а в составе растворенных газов значительную роль играет азот, встречаются преимущественно нефтяные месторождения с азотным составом попутных газов и азотными газовыми шапками. В Прикаспийской синеклизе в гидрогеологическом комплексе верхнекаменноугольно-карбонатных нижнепермских отложений распространены газовые и газоконденсатные месторождения с высокой концентрацией кислых компонентов (сероводорода, углекислоты). [c.154]

chem21.info

Нефтяное месторождение - урало-поволжье - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтяное месторождение - урало-поволжье

Cтраница 1

Нефтяные месторождения Урало-Поволжья связаны преимущественно с антиклинальными поднятиями и эрозионными массивами; во впадинах, прогибах и на погружениях сводов возрастает роль неструктурных ловушек.  [1]

Это типичное нефтяное месторождение Урало-Поволжья, приуроченное к среднепроницаемым карбонатным коллекторам, которые, однако, ближе по характеристике общей проницаемости к высокопроницаемым. В разрезе насчитывается до 12 продуктивных слоев, разделенных линзовидными уплотненными карбонатными прослоями.  [2]

Большинство нефтяных месторождений Урало-Поволжья характеризуется высокими газовыми факторами и но существу является нефтегазовыми. Ряд месторождений Куйбышевской области отличается мощными газовыми шапками. В связи с этим наряду с неуклонным ростом добычи нефти отмечается рост добычи природного газа из нефтяных скважин.  [4]

На нефтяных месторождениях Урало-Поволжья имеется значительный фонд малодебитных с: тажин. Фонд этих скважин со временем увеличивается. Воздействие на призабойную зону малодебитных скважин и продуктивные пласты в районе их расположения зачастую позволяет повышать отборы жидкости и перевести в фонд яизкодебитных, иногда среднедебитных скважин.  [5]

На нефтяных месторождениях Урало-Поволжья подавляющая часть нагнетательных скважин даже после продолжительной их остановки имеет избыточное давление на устье, так как пластовое давление обычно выше гидростатического. Поэтому кривые восстановления давления после прекращения или изменения режима закачки на нагнетательных скважинах в большинстве случаев снимаются по показаниям устьевых образцовых.  [6]

Опыт эксплуатации нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири показывает, что достижение максимальной эффективности разработки нефтяной залежи возможно лишь в тесной увязке двух основных слагаемых системы разработки нефтяной залежи - системы заводнения нефтяной залежи и оптимальной плотности сетки скважин, причем установить принципы размещения и оптимальную плотность сетки скважин невозможно без учета влияния системы заводнения пласта. Поэтому при проектировании разработки нефтяного месторождения необходимо сначала определить для залежи оптимальную систему заводнения, а уже затем решать задачу определения оптимального размещения и плотности сежи скважин.  [7]

Коллекторы многих нефтяных месторождений Урало-Поволжья карбонатные. Некоторые залежи находятся уже на завершающей стадии разработки или близки к ней. По ним накоплен богатый промысловый опыт, позволяющий сделать определенные выводы об основных принципах проектирования и осуществления разработки нефтяных залежей, приуроченных к пористым и пористо-трещиноватым карбонатным коллекторам с различной проницаемостью.  [8]

На большинстве малых нефтяных месторождений Урало-Поволжья, приуроченных к карбонатным отложениям, вязкость нефти изменяется от 20 до 500 мПа - с. Вытеснение таких нефтей сопровождается значительными энергетическими затратами. Это связано не только с проявлением вязкопластичной природы вязких нефтей, но и с наличием подвижной пластовой воды в коллекторе. Данные положения являются важными, так как налагают ряд ограничений на процесс разработки месторождений с вязкой и высоковязкой нефтью.  [10]

Применительно к нефтяным месторождениям Урало-Поволжья и Западной Сибири институтом Гипровостокнефть была разработана напорная система сбора нефти и газа, которая в настоящее время применяется на многих месторождениях страны.  [12]

Особенность попутных газов нефтяных месторождений Урало-Поволжья заключается в повышенном содержании тяжелых углеводородов и азота. С увеличением плотности нефтей, уменьшением их газонасыщенности значительные изменения претерпевает и состав газов. При этом наблюдается относительное увеличение содержания кислых компонентов ( за исключением попутных газов дево: з), а также азота. Однако абсолютное содержание всех составляющих газовой части, приходящихся на тонну нефти, уменьшается. Это связано с разрушением нефтяных залежей и в первую очередь с рассеиванием газа в результате диффузии и растворения его в подстилающих залежь пластовых водах.  [13]

Анализ показателей разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири показывает, что для них характерно неравномерное движение закачиваемых в пласт нефтевытесняющих агентов при низком коэффициенте охвата пластов воздействием.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Минерально-сырьевая база Поволжья и Прикамья. Часть 1.

Перечень полезных ископаемых территории Поволжья и Прикамья, разведанных за 75-летнюю историю геологической службы в этом регионе, характерен для платформенных площадей, в пределах которых мощный осадочный чехол осложнен многочисленными региональными тектоническими структурами. Важнейшими являются нефть и газ. Из других полезных ископаемых разрабатываются или разрабатывались в прошлом стекольные и формовочные пески, тугоплавкие и бентонитовые глины, диатомиты и опоки, карбонатные породы, гипс и ангидрит, мел, песчано-гравийные материалы, глины и суглинки для грубой керамики, пески для строительных работ, горючие сланцы, торф, самородная сера, фосфориты, каменная соль, титано-циркониевые пески, железные руды, медистые песчаники, битумы и асфальтиты, питьевые пресные и минеральные подземные воды, промышленные рассолы и минеральные грязи.

ГОРЮЧИЕ ИСКОПАЕМЫЕ

Нефть. Газ.

Согласно схеме районирования и в соответствии с принципами классификации нефтегазоносных территорий регион Поволжья и Прикамья относится к Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносным провинциям и характеризуется общностью геологических условий. Территория характеризуется широким распространением месторождений нефти и газа, в т.ч. крупнейших в Европейской России. Размещены они неравномерно, наибольшее их количество сосредоточено в восточных и юго-восточных областях - Самарской, Саратовской, Волгоградской и Астраханской и Республиках Татарстан и Удмуртия. Малодебитные залежи нефти выявлены на двух площадях в Кировской области, залежи смолистых и высокосмолистых нефтей в Ульяновской области и в восточных районах Пензенской области. На остальной части рассматриваемой территории - Нижегородская область, Республики Марий Эл, Мордовия и Чувашия - залежей нефти и газа не установлено. Этот регион относится к землям с невыясненными перспективами или мало перспективным и бесперспективным. Нефть и газ встречаются в толще осадочных пород от среднего девона до мезо-кайнозоя (последнее только в Астраханской области). Распространение нефти и газа по стратиграфическому разрезу неравномерно. Наибольшее количество запасов сосредоточено в девонских и нижне - среднекаменноугольных породах. Поисково-разведочные работы на нефть и газ в пределах каждой области и республики имеют свою историю. Так, для Самарской области история освоения нефтяных богатств относится к далекому 1936 г., когда было открыто Сызранское месторождение. Тогда же начата и его разработка. Исследователи недр территории Астраханской и Саратовской областей еще в 30-х годах прошлого столетия указывали на высокую перспективность этих земель для поисков залежей нефти и газа в широком глубинном и стратиграфическом диапазонах. Приводились обоснованные доводы создания специализированной геологической службы. В плане реализации этой идеи в 1946 г. была создана Астраханская геологоразведочная контора с задачей поисков нефтегазовых структур. Первый успех пришел в 1952 г., когда была получена первая промышленная нефть. Затем в 1954 г. получен первый промышленный приток газа. С начала 70-х годов широким фронтом разворачиваются работы по разведке Астраханского месторождения, а «... в 1982 г. были защищены в ГКЗ гигантские запасы газа, конденсата и газовой серы. По запасам газа это месторождение стоит в первой десятке мира, по конденсату - оно самое крупное в СССР». Это строки из воспоминаний Н.В. Мизинова - руководителя предприятия «Нижневолжскгеология». В Саратовской области крупнейшим геологическим достижением было открытие Степновского нефтегазового месторождения, первый фонтан газа на котором был получен уже в 1953 г., а приток нефти в 1955 г. Только за отрезок времени с 1951 по 1955 гг. было открыто 10 нефтегазовых месторождений, а в 1955 г. 4 из них введено в эксплуатацию. В Республике Татарстан первая нефть получена в 1943 г. на небольшом по запасам Шугуровском месторождении. Первая крупная и высокопродуктивная нефтяная залежь была выявлена в 1946 г. на Бавлинской площади. Но основным крупным месторождением, на базе которого началось бурное развитие нефтедобычи, явилось Ромашкинское, открытое в 1948 г. Вслед за этим был открыт еще целый ряд крупных, средних и малых месторождений, в т.ч. Новоелховское. В Ульяновской области разведка на нефть была начата в 1944 г., а первый промышленный приток нефти был получен в 1949 г. на Барановском месторождении. В дальнейшем за сравнительно короткий срок было открыто несколько, в т.ч. в 1952г. - Ново-Спасское, в 1953г. - Голодяевское и в 1956г. - Репьевское. В эти же годы в Пензенской области были открыты Комаровское и Верхо-зимское месторождения. Поиски и разведку нефти на территории Удмуртской республики начали проводить в 1945 г. Первое промышленное месторождение нефти - Вятское - открыто в 1955 г., первые промышленные притоки нефти на Киенгопском месторождении были получены в 1961 г. Начало открытия и освоения высокопродуктивного Архангельского месторождения относится к 1963 г., промышленная разработка нефти на этом месторождении начата в 1969 г. На территории Кировской области поисково-разведочные работы на нефть и газ стали проводиться с 1954 г. Впервые притоки нефти были получены на Сырьянской площади в 1959 г. Балансом Комитета Природных Ресурсов по Кировской области по состоянию на январь 2000 г. учтены 5 нефтяных месторождений. Разрабатывается одно - Золотаревское.

Горючие сланцы

Горючие сланцы в Поволжье и Прикамье приурочены к мезозойским отложениям. Промышленную ценность представляют сланцы титонского (?) яруса. Среди них имеется ряд разведанных месторождений. В пределах рассматриваемого региона сланцы образуют два обособленных района. Один из них расположен в Кировской области, в Вятско-Камской впадине, в бассейне верхнего течения р.Вятки и ее притоков Кобры, Черной Холуницы и Елги, где изучены два месторождения - Синегорское и Воронье-Волосковское с запасами, соответственно, 273,5 млн.т и 80,1 млн.т. Второй район приурочен к северной оконечности Ульяновско-Саратовско-го прогиба, включая северную половину Ульяновской области, южную половину Чувашской республики и прилегающие участки территории Нижегородской области и Республик Татарстан и Мордовия. К этому сланценосному району примыкает, являясь его южным продолжением, территория Самарской области, где близ г.Сызрани располагается Кашпирское месторождение горючих сланцев, крупнейшее в России. Оно разрабатывается, сланцы используются для получения сланцевой смолы и других продуктов медицинского, производственного и бытового назначения.

Торф

Торфяные массивы в Поволжье и Прикамье имеют значительное распространение, разведанные месторождения имеются во всех регионах, разрабатывается всего около 6%. Наибольшее количество сосредоточено в Кировской и Нижегородской областях.

www.4earth.ru

Нефтяное месторождение - урало-поволжье - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Нефтяное месторождение - урало-поволжье

Cтраница 2

Большая практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, п-ов Мангышлак и других районов показала, что неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняется сложностью геологического строения продуктивного пласта, трудностью регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствием радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты.  [16]

Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, п-ова Мангышлак и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторы: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Выявлены трудность регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствие радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты.  [17]

Были испытаны только кремнистые породы нефтяных месторождений Урало-Поволжья палеозойского возраста, представленные главным образом халцедоном, частично переходящим в кварц.  [19]

Малодебиткые скважины весьма распространены на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья.  [20]

Наиболее полно этим условиям отвечают многие нефтяные месторождения Урало-Поволжья, Западной Сибири, полуострова Мангышлак, восточной части Украинской ССР, Азербайджанской ССР, Коми АССР и ряда других районов страны.  [21]

Ромашкинского месторождения является средней для рассматриваемых нефтяных месторождений Урало-Поволжья.  [22]

На рис. 28 показаны эффективность разработки типичного нефтяного месторождения Урало-Поволжья при заводнении, по сравнению с режимом растворенного газа, и необходимый объем закачки воды в нефтеносный пласт для поддержания пластового давления на постоянном уровне. При режиме растворенного газа из пласта можно извлечь лишь 14 - 15 % начальных геологических запасов нефти и срок разработки без ограничений темпа отбора нефти не превышает 15 - 20 лет. Продолжительность разработки месторождения при заводнении также увеличивается в 2 - 3 раза. Добыча нефти при заводнении месторождений сопровождается отбором воды, которая появляется в добывающих скважинах сначала в малых объемах, а в конце разработки достигает 95V98 % и более. Наиболее характерная черта разработки месторождений при водонапорном режиме - поддержание пластового давления и отбора жидкости из пластов на постоянном уровне на протяжении всего периода эксплуатации.  [24]

Границей раздела пресных и минерализованных вод на большинстве нефтяных месторождений Урало-Поволжья является кровля кунгурского яруса; на отдельных месторождениях дополнительно - кровля свиты А верхнеказанского подъяруса и кровля артинского яруса.  [25]

В первой главе анализируется состояние заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья в условиях современной стадии их разработки. Осложнения при креплении скважин и снижение эксплуатационной надежности крепи в процессе эксплуатации обусловлены изменяющимися условиями разработки нефтяных месторождений.  [26]

Этим может быть объяснен тот факт, что, например, на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья имеются сотни нагнетательных скважин, в которые закачивается вода с содержанием железа до 0 5 мг / л и взвешенных частиц до 10 мг / л и более, и тем не менее эти скважины работают уже много лет без ощутимого снижения поглотительной способности. Очевидно, что эта взвесь распределяется относительно тонким слоем по фильтрующей поверхности скважины.  [27]

Этими явлениями может быть объяснен тот факт, что, например, на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья имеются сотни нагнетательных скважин, в кофрые закачивается вода с содержанием железа 0 5 мг / л и взвешенных частиц до 10 мг / л и более, и тем не менее эти скважины работают уже много лет без ощутимого снижения поглотительной способности. Очевидно, что эта взвесь распределяется относительно тонким слоем по большой фильтрующей поверхности.  [28]

В основу предлагаемой работы авторами положен фактический материал из практики эксплуатации систем заводнения пластов нефтяных месторождений Урало-Поволжья и прежде всего Ромаш-кинского месторождения. Кратко изложено также развитие методов заводнения и в некоторых других нефтедобывающих районах Советского Союза и США, в основном тех, где заводнение пластов начало применяться раньше или одновременно с освоением системы заводнения Ромашкинского месторождения.  [29]

Была найдена теоретическая функция распределения проницаемости, которая сопоставлялась с фактическими данными по всем нефтяным месторождениям Урало-Поволжья. В подавляющем большинстве случаев получена хорошая сходимость.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru