Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Радаевское месторождение нефти


Месторождение [приразломное] ... Месторождение [россыпное] - Навигатор. Большая Энциклопедия Нефти и Газа.

Уровень 1: Уровень 2: Уровень 3:
от: 0 -фазадо: Воздействие [сильное исключительно] от: Кольцо[телескопическое]до: Константа [кажущаяся] — Скорость от: Машинка[пишущая электрифицированная]до: Мембрана — Манометр
от: Воздействие[сильное наиболее]до: Завод [нефтеперерабатывающий] — Союз [советский] от: Константа— Скорость— Катализируемыйдо: Координация — Нагрузка от: Мембрана— Маркадо: Мертон
от: Завод[специализированный]до: Кольцо [сферическое] от: Координация[нуклеофильная]до: Крепление — Призма от: Мертьдо: Место — Износ [наибольший]
от: Кольцо[телескопическое]до: Надежность [технологическая] от: Крепление— Приспособление[подъемное]до: Лейшманиоз от: Место[имевшее]до: Месторождение [нефтегазовое нефтяное]
от: Надежность— Топливоснабжениедо: Паста [грубая] от: Лейшманиоз[висцеральный]до: Мантисса — Логарифм [десятичный] от: Месторождение[нефтегазоконденсатное]до: Металл [тонкоизмельченный]
от: Паста[густая]до: Принтер [сетевой] от: Мантисса[нормализованная]до: Машинка [пишущая пультовая] от: Металл[тонколистовой]до: Метка — Переход
от: Принтер[струйный]до: Результат — Округление от: Машинка[пишущая электрифицированная]до: Метод — Повторение от: Метка— Пользовательдо: Метод — Гаусса-зейдель
от: Результат[округленный]до: Способы — Заполнение от: Метод— Повышениедо: Механика [современная] от: Метод— Гашениедо: Метод [канонический]
от: Способы— Захватдо: Успех — Продукт от: Механика— Среда[деформируемая]до: Момент — Пара — Сила от: Метод— Канторовичдо: Метод — Область [частичная]
от: Успех— Проектдо: Ящур от: Момент[алгебраический]— Пара— Силадо: Надежность [технологическая] от: Метод— Обливодо: Метод — Повторение

www.ngpedia.ru

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

Козловское месторождение

Cтраница 1

Козловское месторождение открыто, в 1963 г., приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья - северо-восточной части Жигулевского свода, к так называемому Сидоровскому выступу фундамента. Козловское месторождение представляет собой асимметричную антиклиналь северо-восточного простирания с крутым северо-западным и пологим юго-восточным крыльями.  [1]

Примером эффективной разработки при трехрядной системе заводнения служит залежь пласта А4 Козловского месторождения в Куйбышевской области.  [2]

Это указывает на то, что процесс вытеснения нефти водой по пласту А4 Козловского месторождения протекает более благоприятно, чем по указанным выше месторождениям с менее интенсивной системой заводнения.  [3]

Примером эффективной разработки нефтяной залежи при трехрядной системе заводнения является разработка залежи пласта А4 Козловского месторождения в Куйбышевской области.  [4]

Если предположить существование типичной нефти, идентичной по свойствам условной средней, и учесть, что ее физические свойства отражают химический состав, то нефть, близкую к нефти Козловского месторождения, можно получить в результате частичного разга-зирования типичной.  [5]

Анализируя кривые ( рис. 91 - 92), можно видеть, что эффективность закачки на Радаевском месторождении выше - в частности, при оторочке в 15 % от объема пор прирост нефтеотдачи здесь порядка 17 %, тогда как на Козловском месторождении почти на 3 пункта меньше. В то же время переход на оторочки больше 25 % порового объема перспективнее на Козловском месторождении, о чем свидетельствует выполаживание кривой прироста нефтеотдачи по Радаевскому месторождению.  [6]

Козловское месторождение открыто, в 1963 г., приурочено к крупному тектоническому элементу Заволжья - северо-восточной части Жигулевского свода, к так называемому Сидоровскому выступу фундамента. Козловское месторождение представляет собой асимметричную антиклиналь северо-восточного простирания с крутым северо-западным и пологим юго-восточным крыльями.  [7]

Данные взяты из известного справочника Требина Г.Ф., Чарыгина Н.В., Обуховой Т.М. Значения параметров отвечают максимумам на соответствующих гистограммах. Для сравнения приводятся также характеристики нефти пласта А3 Козловского месторождения. Сопоставление показывает, что термобарические условия ее залегания являются весьма типичными для нефтей СССР.  [8]

Анализируя кривые ( рис. 91 - 92), можно видеть, что эффективность закачки на Радаевском месторождении выше - в частности, при оторочке в 15 % от объема пор прирост нефтеотдачи здесь порядка 17 %, тогда как на Козловском месторождении почти на 3 пункта меньше. В то же время переход на оторочки больше 25 % порового объема перспективнее на Козловском месторождении, о чем свидетельствует выполаживание кривой прироста нефтеотдачи по Радаевскому месторождению.  [9]

Анализ данных по конкретным объектам показывает, что в отдельных случаях первоначально запроектированные системы заводнения карбонатных пластов были успешно реализованы и в последующем не претерпели существенных изменений. Это относится в первую очередь к залежам с высокой проводимостью, например, залежи пласта А4 Козловского месторождения, разработка которой проходит без заметных отклонений от проекта.  [10]

Определение с их помощью ВДС для нефтей пластов А3 Козловского и Б2 Радаевского месторождений Куйбышевской области дало следующие результаты: для нефти Козловского месторождения: - 8 3 ( по плотности) и 14 МПа ( по молекулярной массе С5), для: Радаевского - 21 7 и 15 МПа соответственно. Все значения определены для температуры 49 С. Обсуждаемые зависимости для ГДДС получены автором с использованием данных из различных источников.  [11]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Казанское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Казанское нефтяное месторождение, открытое в 1967 г., по фундаменту и терригенным отложениям девонской системы приурочено к Си-доровскому выступу, а по отложениям нижнего карбона —к северо-восточному борту Камско-Кинельской системы прогибов. [c.246] Казанское нефтяное месторождение приурочено к серии небольших по размеру куполов, образующих в совокупности тектоническую структуру валообразной формы, вытянутую в направлении с юго-востока на северо-запад. [c.246] Промышленная нефтеносность на площади установлена в отложениях радаевского горизонта — пласт В1 и бобриковского горизонта — пласт Б2. Коллекторами радаевского горизонта служат песчаники, разделенные алевролитами и глинами. Пористость песчаников варьирует от 15 до 23%. Проницаемость песчаников изменяется от 50-10 до 300—466-10-15 2, в единичных образцах достигая 1234- 10- 5 м . Абсолютная глубина залегания пласта в своде для Северного купола равна —1701,5 м, для Южного купола —1714,6 м, для Кабановского купола — 1745,5 м. [c.246] Водонефтяной контакт в пределах Северного купола принят на отметке —1716 м. [c.246] Свойства нефти определяли по пробам из радаевского горизонта характеризующегося средними значениями пластового давления и температуры. Нефть отличается от средней повышенной вязкостью (до 19 мПа-с, Северный купол) и пониженным газосодержанием (до 9 м /м , Кабановский купол). [c.246] Растворенный в нефти газ жирный, тяжелый. Содержание гомологов метана в нем достигает 60%, а содержание метана низкое. [c.247] Сепарированные нефти радаевского горизонта Казанского месторождения относительно тяжелые, вязкие, парафиновые (вид Пз), в основном высокосернистые (класс П1). [c.247]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Влияние эрозионно-карстовых врезов на размещение залежей нефти в радаевско-бобриковских отложениях Текст научной статьи по специальности «Геология»

УДК: 550.8.02

И.А. Ларочкина1, P.P. Ганиев2, E.H. Михайлова2, И.П. Новиков3

'Министерство энергетики Республики Татарстан, Казань

2 ГБУ ИПЭН АН РТ, Казань 3ОАО «Татнефтепром», Альметьевск [email protected] ru

ВЛИЯНИЕ ЭРОЗИОННО-КАРСТОВЫХ ВРЕЗОВ НА РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В РАДАЕВСКО-БОБРИКОВСКИХ

ОТЛОЖЕНИЯХ

На примере Ульяновского нефтяного месторождения рассмотрены условия и процессы, способствующие образованию врезов в радаевско-бобриковское время. Проведенная реставрация турнейского палеорельефа и учтенный характер распространения врезов позволяют свидетельствовать об эрозионно-карстовом происхождении врезов. В результате, выделены зоны, при воздействии на которые эффект от применяемых методов на залежах, связанных с врезами, будет максимальным.

Ключевые слова: пласт-коллектор, бобриковско-радаевский горизонт, врез, структурный план, корреляция.

Вопросами изучения строения и генезиса врезов в разное время занимались такие исследователи, как И.А. Ларочкина, Э.З. Бадамшин, А.А. Губайдуллин, Е.Д. Войтович, С.П. Максимов, И.С. Гутман и другие. Результатом явилось рождение отличных друг от друга точек зрения.

Актуальность изучения влияния эрозионно-карстовыгх врезов на размещение нефти в радаевско-бобриковских отложениях продиктована необходимостью прироста запасов нефти на текущем этапе высокой степени разведан-ности начальный суммарный ресурсов Татарстана. Поэтому, наблюдается резко возросший интерес специалистов к нефтяным месторождениям, осложненным эрозионно-карстовыми врезами.

Эрозионно-карстовые врезы в условиях истощения основных продуктивных горизонтов являются одним из основных источников пророста запасов.

Новые сейсморазведочные материалы, данные глубокого бурения, полученные в последние годы, способствовали изменению представлений о строении и генезисе эрозионно-карстовых форм. В результате возникла необходимость усовершенствования существующих знаний, связанных с ловушками, осложненными эрозионно-кар-стовыми врезами.

Вследствие этого, представляет интерес решение задачи выделения их и прогнозирования толщин, а также изучение локальных структур, так как в зонах развития врезов в случаях благоприятного сочетания их с локальными структурами нижнекаменноугольных отложений формируются преимущественно ловушки повышенной емкости, поскольку толщина песчаников достигает на таких участках значительных величин.

Для разведки и разработки залежей, связанных с эрозионными врезами в турнейской толще пород важное значение приобретает осмысление процессов, приводящих к формированию этих важнейших структурных образований. Кроме того важна и методика их прослеживания в разрезе и пространстве.

На исследуемой территории (западный склон ЮжноТатарского свода) эрозионно-карстовые врезы получили широкое распространение.

Особенностью строения поверхности турнейского яруса является то, что поверхность осложнена эрози-онно-карстовыми врезами, которые выполнены терри-генными породами радаевско-бобриковского горизонта.

По данным геофизических исследований и глубокого бурения современный эрозионно-тектонический релыеф кристаллического фундамента рассматриваемой территории (Нефтяное месторождение западный склон ЮжноТатарского свода) сформировался в резулытате разнонаправленных движений отделыных блоков фундамента по разновозрастным зонам разломов.

Релыеф кристаллического фундамента в районе исследуемой территории представляет собой ступенчато погружающуюся в западном направлении поверхносты от абсолютный отметок -1696 м в скв.303 на востоке до -1714,9 м (скв.310) и -1710,4 (скв. 302) на западе, осложненную рядом выгтянушх в субмеридионалыном направлении блоков (гряд) и сопряженных с ними локалыных грабенооб-разных прогибов.

Геологическая ролы разломов многопланова. По глубинным разломам происходило разнонаправленное движение блоков фундамента, с которыми связано развитие благоприятных участков в структурно-геологическом отношении (поднятий, экранов и т.д.), зон дробления, способствовавших формированию коллекторских свойств в резулытате увеличения трещиноватости пород, миграции нефти и газа и т.д.

Болышой практический интерес для западного склона Южно-Татарского свода представляют крупные разломы субмеридионалыного простирания, которые обусловили возникновение ряда субмеридионалыных девонских грабенообразных прогибов, способствующих образованию структурных ловушек или литологических экранов для нефти и газа (Рис. 1).

^^^^^щгт |— научно-технический журнал

Георесурсы з (35) 2010

На рисунке 1 важно, что крупная Ульяновская гряда (Ларочкина, 2008), где расположено одноименное месторождение, граничащая с Мелекесской впадинной зоной, характеризуется север-северо-западным простиранием.

Гряда ограничивается с востока Кузайкинским глубинным разломом, с запада - Баганинским, центральная часть гряды и восточная часть Ульяновского месторождения рассечены Амировской разломной зоной, пунктирно прослеживающейся лишь до середины макроблока. Южный контур собственно Ульяновской валообразной зоны подсекает Ульяновский разлом.

Рельеф кристаллического фундамента в значительной степени нивелирован вышележащими отложениями тер-ригенного девона, структурный план кровли которого представляет собой ступенчато погружающуюся с востока на запад и юго-запад поверхность, осложненную рядом более пологих, чем блоки фундамента, одноименных с ними структурных зон.

Территория Ульяновского месторождения по девонским отложениям представляет собой валообразную зону второго порядка восток-северо-восточного простирания, образованную группой малоамплитудных структурных форм, располагающихся в север-северо-западном направлении. Амплитуды колеблются в пределах 5 - 10 м.

Размеры всей валообразной зоны составляют 6,9x3,6 км. На территории выделяется четыре север-северо-западных субмеридиональных локальных прогиба, разделяющих валообразную зону.

Каменноугольный структурный план характеризуется более высокой разбуренностью и изученностью, чем план по кровле терригенного девона.

Прослеживается региональная унаследован-ность структурной валообразной зоны, частично - на локальном уровне.

В результате сопоставления структурных планов по кровле отложений терригенного девона и турнейского яруса было выявлено смещение на запад ранее выделенных локальных прогибов, но общее погружение территории по кровле турней-ского яруса на запад сохраняется. Мелкие поднятия, образовавшиеся на территории, усложнили современный структурный план кровли турней-ского яруса.

Проведенная реставрация денудационной поверхности турнейского яруса методом реперных пачек воссоздала палеорельеф, который представлял собой крупную Ульяновскую структуру, состоящую из крупных и мелких куполов (Рис. 2).

Резкое увеличение амплитуды и размеров данного поднятия по поверхности турнейского яруса по сравнению с выделенным по поверхности терригенного девона связано с ростом биогерм-ной структуры.

Анализ реставрированной поверхности, проведенной на всей территории месторождения, показывает, что денудация в основном охватила осе-

вые и крыльевые части структур палеорельефа турнейс-кой поверхности.

Эрозионные врезы характеризуются увеличенной толщиной радаевско-бобриковских отложений, отсутствием отложений елховского возраста и размытой поверхностью карбонатов турнейского яруса. Глубина их здесь небольшая и по данным бурения в среднем составляет 6 м. Их распространение на площади определяется по данным бурения и сейсморазведочных работ как локальное, так и площадное.

Для выделения зон развития эрозионных врезов проанализирован геолого-геофизический материал по 218 скважинам, 27 из которых вскрыли врез, и сейсмические профили, пересекающие месторождение. Результатом явилось уточнение и изменение границ развития врезов.

Формы врезов, развитых на площади Ульяновского месторождения, нетипичны для западного склона ЮТС. Они имеют продолговатую форму, ориентированы суб-широтно и субмеридионально. Три вреза в восточной части месторождения локальные, выявлены в единичных скважинах.

В итоге можно отметить, что в зоне распространения вреза палеорельеф выглядел несколько иначе, чем совре-

№№ СКВ. Абсалютная отметка кровли тунейской поверхности, м Абсалютная отметка кровли восстановленной турнейской поверхности, м Объем деструкции карбонатных пород, м Мощность бобриковских отложений, м

23 -1015,4 -1012,4 3 16

113 -1004 -998 6 15,3

541 -1013,4 -1003 10 22

1214 -1017,7 -1013,7 4 22,6

1223 -1013,4 -997 6 21

1245 -1004 -995,7 8 17,5

1246 -1002 -994 8 18,1

1258 -1016 -1000 16 40

1280 -1019,3 -1014 5 20,8

1602 -1029 -1024 5 16,7

1618 -1032 -1019 13 26,6

1623 -1010,2 -1002 8 21,6

1624 -1017,2 -1013,2 4 14,6

1625 -1017 -1011 6 9,2

1626 -1019,9 -1014 6 18,6

1627 -1012 -993 9 16,2

1628 -1013,3 -1006 8 16,8

1629 -1022,3 -1016 6 17,6

1646 -1050 -1040 10 32,8

3068 -1014,6 -1008 8 16

3072 -1026 -1019 7 12

3073 -1016 -1009 7 20,4

3074 -1014 -1008 6 19

3079 -1022,6 -1017 6 22,4

9622 -1013,3 -997 6 19,8

9640 -1019,6 -1016 4 18,8

Табл. Стратиграфические отбивки восстановленной и реальной поверхностей турнейского яруса.

^научно-техническим журнал

з (35) 20101 еоресурсы

менная поверхность, но кардинально на этой территории поверхность не изменилась.

С точки зрения генезиса врезов, на рассматриваемой территории преобладают, в основном, эрозионные врезы, которые, очевидно, сформировались подводными руслами, что подтверждается превышением мощности отложений боб-риковского горизонта над объемом деструкции карбонатных пород турнейского яруса (Таблица).

Подтверждением существования руслового потока является наличие в бобриковском горизонте, как правило, мощного однородного пласта песча-но-алевритовых отложений.

На той же территории встречаются и карстовые врезы (район скв. 1258, 1618, 1646), которые наиболее контрастно выражены в значительных величинах размыва и локальные по характеру пространственного размещения. Здесь отмечается максимальная мощность денудации, колеблющаяся в пределах 4,4 - 17 м.

Вдоль границы распространения врезов наблюдается увеличенная мощность коллектора бобри-ковского горизонта или, так называемый, «около-

Рис.1. Тектоническая схема поверхности кристаллического фундамента (Ларочкина, 2008).

О^у - изогипсы современной поверхности турнейского яруса

- изогипсы восстановленной поверхности турнейского яруса

- зона развития визейского эрозионно-карстового вреза

Рис. 2. Структурный план кровли Ульяновского месторождения с элементами палеоструктурных построений.

^—к |— научно-технический журнал

ШЖ. Георесурсы з (35) 2010

врезовый» эффект, что дополнительно свидетельствует об их эрозионном генезисе.

Закономерно по мере удаления от вреза мощность уменьшается, и лишь в отдельных случаях наблюдаются линзовидные увеличения на отдельных участках. Очень четко зафиксировано замещение бобриковского пласта-коллектора на аргиллиты вдоль северной и южной границ месторождения.

Анализ толщины бобриковских отложений и величин размыва позволяет свидетельствовать о наличии на всей рассматриваемой территории перекомпенсированного типа врезов (Ларочкина, 1995) (толщина больше величины размыва в 2-6 раз).

Мощность вреза в пределах рассматриваемой территории колеблется от 3 м до 10 м (Табл. 1). Максимальный размыв наблюдается в куполе поднятия в районе скв. 1258 в восточной части месторождения, величина его составляет 16 м. Отложения кизеловского горизонта здесь полностью разрушены, а в бобриковских выделяются угли толщиной 4,5 м. Врез определен как локальная карстовая зона.

Минимальная мощность вреза - на периклинали поднятия в районе скв.23, равная 3м. На крыльях поднятий она в большинстве случаев равна 8 м (скв. 1245, 1246, 1623, 1628). Средняя мощность врезовых зон по всей территории месторождения составляет 6 м.

Анализ мощностей бобриковского пласта-коллектора показывает, что проектирование разработки необходимо осуществлять с учётом знаний о его пространственном расположении (Ларочкина и др., 2009). Например, нагнетательные скважины на бобриковскую залежь необходимо размещать в границе распространения мощного бобриковского пласта-коллектора с целью максимального воздействия на пласт для увеличения нефтеотдачи пластов.

Однако следует отметить, что Ульяновское месторождение сейсмопрофилями изучено недостаточно. Плотность изучения составляет всего 1,72 пог. км/км2. Также крайние северная, южная и часть западной зоны месторождения слабо разбурены. Вследствие этого, нельзя с уверенностью утверждать, что все врезы на территории уже выявлены и подтверждены бурением.

Значение выделения врезовой и «околоврезовой» зоны, характеризующихся мощной песчаной толщей коллекторов, позволяет определить наиболее продуктивную часть бобриковской залежи.

Заключение

1. Проведённый детальный анализ показывает, что перспективна в нефтеносном отношении не только зона собственно эрозионного вреза, но и ее «околоврезовая» часть. При разработке месторождения необходимо учитывать, что только в этих зонах отложения бобриковского горизонта обладают повышенной емкостью, и создание системы воздействия на пласт за пределами этой зоны неэффективно.

2. Уточнение геологического строения месторождения с учётом модели вреза показало, что залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта и турнейского яру-

са гидродинамически изолированы и имеют отдельные самостоятельные водонефтяные контакты. Поэтому, воздействие на залежь турнейского яруса, очевидно, не будет отражаться на изменении давления в отложениях бобри-ковского горизонта.

3. Качественная корреляция пластов и адекватная геологическая модель, учитывающая закономерности распространения коллекторов, покрышек, форм ловушек, их генезис должны являться основой высокоэффективного инновационного проектирования разработки.

Литература

Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан. Казань: ООО «ПФ «ГАРТ». 2008. 210.

Ларочкина И.А. Принципы оптимизации поисков и разведки залежей нефти на стадии высокой опоискованности территории (на примере Татарстана). Дисс. на соискание уч. ст. ä. г.- м. н. М. 1995.

Ларочкина И.А., Ганиев Р.Р., Капкова Т.А. Типизация залежей нефти в продуктивных бобриковских отложениях и закономерности их развития - основа проектирования бурения скважин. Георесурсы. №4 (32), 2009. 19-21.

I.A. Larochkina, R.R. Ganiev, E.N.Mikhailova, I.P. Novikov. Erosion-karst partial barrier influence on placing of deposits of oil in radaevsko-bobrikovsky adjournment.

On an example of the Ulyanovsk oil play conditions and processes which are capable to form partial barrier in radaevsko-bobrikovskoe time are considered. Restorations Tournaisian paleorelief and character of partial barrier distribution allow to testify an erozionno-karstic origin partial barrier. As a result, zones are allocated, at influence on which effect from applied methods on the deposits connected with partial barriers, will be maximum.

Keywords: collector layer, bobrikovsko-radaevsky horizon, partial barrier, structural plan, correlation.

Радик Рафкатович Ганиев Заместитель директора по научной работе. Научные интересы: компьютерное моделирование геологического строения нефтяных месторождений, методы поиска и разведки нефтяных месторождений.

Институт проблем экологии и недропользования Академии наук Республики Татарстан 420087, Казань, ул. Даурская, 28. Тел./факс: (843)299-35-13.

Игорь Петрович Новиков

Главный геолог. Научные интересы: совершенствование методов разработки нефтяных месторождений.

ОАО «Татнефтепром»

423450, Альметьевск, ул. К. Цеткин, 30.

Тел.: (8553)32-34-52.

^научно-технический журнал

з (35) 20101 еоресурсы

cyberleninka.ru

Таныпское нефтяное месторождение | Месторождения

Таныпское нефтяное месторождение (НМ) расположено на юге Пермского края, в 30 км северо - восточнее г Чернушки, в 195-200 км южнее г Пермь.

Впервые выброс нефти на будущем Таныпском месторождении зафиксирован в августе 1951 г при испытании скважины № 3, пробуренной бригадой М. Путилова в районе деревень Деменево и Коробейники.

В 1953 г продуктивные пласты на Таныпской площади вскрыла скважиной № 9 бригада бурового мастера Д. Попова.

В июле 1955 г фонтанный приток промышленной нефти дебитом 35 т/сутки был получен на скважине № 16.

В 1956 г по данным 20 разведочных скважин был сделан первый подсчет запасов нефти и газа, утвержденный ГКЗ СССР.

В опытную эксплуатацию начале введено в 1958 г Куединским укрупненным нефтепромыслом.

При разбуривании Таныпской площади впервые в практике разведочного бурения были внедрены турбинный способ бурения, метод бурения на технической воде (промывка скважин) и отбор керна буровой турбиной.

Геологический разрез Таныпского НМ изучен на глубину 2400 м по разрезам скважин и представлен отложениями вендского комплекса, девонской, каменноугольной и пермской систем, которые перекрыты четвертичными отложениями.

Стратиграфическое деление разреза сделано на основе унифицированной схемы Волго-Уральской нефтеносной провинции, утвержденной в 1962 г с учетом изменений, внесенных в 1988 г «Решением Межведомственного регионального стратиграфического совещания по среднему и верхнему палеозою Русской платформы».

На отложениях вендского комплекса, представленных бородулинской свитой (до 214 м) с большим стратиграфическим несогласием налегают девонские отложения.

Они представлены песчано-аргиллитово-алевролитовыми отложениями интервалом 9 - 21 м живетского яруса среднего девона, а также отложениями франского и фаменского ярусов верхнего девона. Франский ярус сложен преимущественно терригенными породами пашийского и тиманского горизонтов толщиной 4 - 7 м и 6-16 м, соответственно. На отложениях тиманского горизонта залегает мощная толща карбонатных отложений саргаевского и доманикового горизонтов нижнефранского подъяруса, верхнефранского подъяруса и фаменского яруса.

Изученная площадь, расположена в пределах 2й группы разрезов карбонатного девона - разрезов глубоководного шельфа и по литолого-тектоническим особенностям отнесена к терригенно-карбонатному межрифовому типу.

Толщина отложений карбонатного девона составляет 489 - 590 м.

На карбонатных отложениях девонской системы залегают отложения каменноугольной системы, представленные всеми отделами.

Таныпское месторождение находится в районе расположения уже разрабатываемых нефтяных месторождений :

- Тулвинского, расположенного в 10 км к югу;

- Аспинского - в 8-10 км на северо-восток;

- Самойловского и Капканского - в 3-4 км к западу.

Для этого района характерно наличие залежей нефти в отложениях нижнего и среднего карбона.

Промышленная нефтеносность Таныпского НМ на дату подсчета запасов нефти, была установлена в продуктивных пластах : КВ1, В3В4 каширско-верейских отложений, Бш башкирского яруса, Тл-1а, Тл-1б, Тл-1в, Тл-2а, Тл-2б тульского горизонта, Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта, Мл радаевского горизонта и Т турнейского яруса на Северо-Таныпском и Таныпском поднятиях.

Нефтепроявления непромышленного характера были отмечены в отложениях венда, живетского и франского ярусов.

Новые скважины вскрыли разрез месторождения преимущественно до отложений турнейского яруса и подтвердили ранее выявленную промышленную нефтеносность, не внеся значительных уточнений в ее качественную характеристику.

Запасы нефти Таныпского месторождения, утвержденные ГКЗ СССР (протокол № 8240 от 28 февраля 1979 г) составляют:

- геологические- 54469 тыс т,

- извлекаемые - 27269 тыс т, по категории АВС1;

- извлекаемые - 1918 тыс т, по категории С2.

Сейчас разработка ведется на основании «Уточненного проекта разработки Таныпского месторождения нефти», утвержденного в 2008 г Роснедрами.

На январь 2013 г на государственном балансе числятся начальные запасы нефти в количестве: по категории АВС1 геологические - 63 685 тыс т, извлекаемые - 33 827 тыс т; по категории С2 геологические - 5632 тыс т, извлекаемые - 2132 тыс т.

Продуктивным считается стратиграфически приуроченный к отложениям палеозоя терригенный комплекс: девон, карбон и пермь, составляющий пологую брахиантиклинальную морщину близ меридионального простирания, длиной 6 км и шириной 2,5 км.

На Таныпском поднятии наиболее крупная залежь нефти приурочена к основному куполу и незначительная по размерам к южному куполу.

Залежь основного купола пластового типа с локальными литологическими экранами в сводовой части залежи.

Положение ВНК по ней было утверждено как и по Северо-Таныпским залежам, условным на абсолютной отметке -1255 м.

Пласт на настоящий момент значительно обводнен.

Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности составляют 5,2 * 1,9 км.

Промышленно нефтеносными считаются верейский горизонт среднего карбона (малодебитный) и угленосная свита цокольного карбона.

Нефтеносный горизонт представлен 3-4 прослоями коллекторов - песчаников, мощностью 12 - 20 м.

Глубина залегания горизонта в пределах 1230 м.

Средние исходные дебиты скважин 20-25 т/сутки нефти.

Нефть характеризуется присутствием асфальтенов, что определяет их высокую вязкость, большие величины Кс и удельного веса.

Нефть - сернистая (содержание серы от 1,96 %), смолистая (от 12,37 %), парафиновая ( от 2,90 %).

Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, ориентировочно: сероводорода нет, азота 10,75 %, метана 46,97 %, этана 19,55 %, пропана 15,15 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 22,73 %, гелия 0,016 .

Относительная плотность газа по воздуху 0,961.

Лицензия ПЕМ12487НЭ от 18 июня 2004 г.

Недропользователь - ЛУКОЙЛ Пермь.

neftegaz.ru

Арланское месторождение | Нефтяники.РФ

Арланское нефтяное месторождение

Cтраница 1

Арланское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Бирской седловины. Разрез месторождения представлен мощной толщей терригенных осадков бавлинской свиты, среднего и верхнего девона. Начиная с верхов фаменского яруса развиты два типа разрезов — шельфовый карбонатный и депрессионный терриген-ный.

 [1]

Арланское нефтяное месторождение — одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике.  [2]

Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в стране и самым большим в республике. Расположено оно на крайнем северо-западе Башкортостана и частично — в Удмуртской республике.

Нефтеносными являются песчаники ТТНК, а также карбонатные отложения нижнего ( турнейский ярус) и среднего ( московский ярус) каменноугольного возраста.  [4]

Арланское нефтяное месторождение, являющееся одним из крупнейших в стране, было открыто в 1955 г. в северо-западной части Башкирии.

Оно включает в себя три большие площади. Северозападным продолжением его является Вятская площадь, расположенная в Удмуртской АССР. Геологический раз рез представлен в основном палеозойскими отложениями общей-мощностью 1900 м, залегающими на размытой поверхности бавлинских осадков.  [5]

Арланское нефтяное месторождение было открыто в 1955 г.

в северо-западной части Башкирской АССР. Оно включает три обширные нефтеносныетиющади: Арланскую, Новохазинскую и Николо-Березовскую. Северо-западным продолжением его является Вятская площадь, расположенная в Удмуртской АССР. Геологический разрез представлен палеозойскими отложениями общей мощностью 1900 м, залегающими на размытой поверхности бавлинских осадков.

 [6]

Арланское нефтяное месторождение расположено в северо-западной части Бирской седловины. Общая вскрытая мощность осадочного покрова на месторождении составляет более 3 км, при этом на долю бавлинских отложений приходится свыше 1 2 км.

Башкирская нефтяная жемчужина

 [7]

Арланское нефтяное месторождение, открытое в 1957 году в Башкортостане, — одно из крупнейших месторождений Российской Федерации по запасам нефти. Оно введено в эксплуатацию в 1958 году. В последующие годы вводились поочередно: Саузбашевское ( 1967 г.), Калегинское ( 1980 г.), Кувакинское ( 1986 г.), Вениаминовское ( 1988 г.) нефтяные месторождения.  [8]

Арланское нефтяное месторождение вступило в завершающую стадию разработки, поэтому для снижения темпов падения добычи нефти большое значение приобретает повышение эффективности научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, направленных на создание новейших технологий разработки нефтяных месторождений, экологически безопасных методов добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

 [9]

Арланское нефтяное месторождение — находится в С. Приурочено к брахиантиклиналь-ной складке платформенного типа, сложенной породами палеозоя.  [10]

Арланское нефтяное месторождение ( рис.

21 22) расположе-нов 125км от Уфы. По запасам нефти относится к уникальным.  [11]

Арланское нефтяное месторождение было открыто в 1955 г.

в северо-западной части Башкирской АССР. Оно включает три обширные нефтеносные площади: Арланскую, Новохазинскую и Николо-Березовскую. Северо-западным продолжением его является Вятская площадь, расположенная в Удмуртской АССР. Геологический разрез представлен палеозойскими отложениями общей мощностью 1900 м, залегающими на размытой поверхности бавлинских осадков.

 [12]

Площадь Арланского нефтяного месторождения в отличие от большинства месторождений Волго-Уральской области, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона, характеризуется значительными размерами.

Даже такие относительно крупные месторождения, как Мухановское, Покровское ( Куйбышевская область), Ло-бановское, Куединское ( Пермская область), Манчаровское ( Башкирская АССР) могут быть сопоставлены лишь с отдельными его участками.  [13]

Площадь Арланского нефтяного месторождения в отличие от большинства месторождений Вол го — Уральской области, приуроченных к терригенной толще нижнего карбона, характеризуется значительными размерами.

 [14]

В условиях Арланского нефтяного месторождения ежегодно бурится до 30 — 40 скважин с промывкой технической водой или водным раствором ПАВ. Это приводит к ряду осложнений, таких как недоподъем цементного раствора и оставление большого цементного стакана в колонне, порыв обсадных колонн и др. При цементировании скважин, пробуренных в идентичных геолого-технических условиях на качественном глинистом растворе, такие осложнения возникали значительно реже.

На этом основании сделано предположение о том, что главной причиной нарушения технологического процесса является значительное отфильтрование воды из цементного раствора в проницаемые пласты, не защищенные качественной глинистой коркой.

 [15]

Страницы:      1    2    3    4

Арланское нефтяное месторождение

Общие сведения о месторождении

Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике.

Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 км в ширину.

Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная — является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) — приподнятая. Геологические исследования района начались в конце 19 века. В конце 30-х годов на территории месторождения проводили геофизические исследования: магнитометрию, гравиразведку.

В 1949 году проводили электроразведку.

Каких-либо существенных результатов, с точки зрения подготовки площадей и структур под глубокое бурение, получено не было. В 1946 году на территории месторождения были начаты детальные геологические исследования силами объединения «Башнефть».

В первые годы работ выявлена Акинеевская структура. В конце 40-х годов были выявлены Вятское поднятие и небольшая антиклинальная структура, названная Крым-Сарайской. Одновременно проводили структурно-поисковое бурение.

В1954 году из ТТНК получена первая нефть и открыта Вятская площадь. Глубокие структурно-поисковые скважины бурились на ТТНК (Терригенная толща нижнего карбона), поисково-разведочные — в основном на терригенном девоне.

Арланское нефтяное месторождение является одним из крупнейших в России и самым большим в Республике Башкортостан.

Расположено оно к северо-западу от г. Уфы на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в Удмуртии. Открыто месторождение, по результатам структурного бурения в 1954г., в разработку введено в 1958г. Условно оно делится на площади: Арланская, Николо-Березовская, Вятская и Новохазинская. Разрабатывается АНК “Башнефть” в рамках НГДУ “Арланнефть”, “Южарланнефть” (Новохазинская площадь), “Чекмагушнефть” (Юсуповский участок Новохазинской площади) и ОАО “Белкамнефть” (Вятская площадь).

В административном отношении месторождение расположено на территориях Краснокамского и Дюртюлинского районов Башкортостана и Каракулинского района Удмуртской Республики.

В геоморфологическом отношении территория расположена в Камско-Бельском понижении на правобережье нижнего течения р.

Белой и р. Кама.

Район месторождения протяженностью 120 км промышленно обустроен, центр г. Нефтекамск. При разработке учитывалось, что пойменные участки рек Кама и Белой подлежат затоплению, в связи со строительством Нижнекамской ГЭС.

Ожидаемый подъем уровня воды в р. Кама — до отметки 66-68 м. По р. Белой территория защищена дамбами-дорогами и производится бурение наклонно-направленных и скважин-дублеров для выработки запасов. По р. Кама (Вятская площадь) принят вариант строительства скважин со спецоснований. Имеются охранные зоны в районе г. Нефтекамска, рабочего поселка и Камского водозабора.

Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево.

Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Нефтекамск. Основные населенные пункты по территории месторождения: г. Нефтекамск, д. Николо-Березовка, Ташкиново, Сосновка, Арлан, Ашит, Ново-Нагаево, Шушнур, Шарипово, Ангасяк, Куяново, Юсупово, Кухтино, Сухарево.

Арланское нефтяное месторождение

Территорию месторождения пересекает железная дорога Янаул-Н Пластовая вода после очистных сооружений используется в системе заводнения. Закачка воды осуществляется в основном кустовыми насосными станциями.

Геолого-физическая характеристика месторождения

Арланское нефтяное месторождение — одно из крупнейших в России.

В него входят четыре площади (с юга на север): Новохазинская, Арланская, Николо-Березовская и самая северная — Вятская. В турнейском ярусе выявлено несколько залежей нефти приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием органогенно-шламовых разностей.

Дебиты скважин из турнейских известняков небольшие, в среднем 0.8 — 5.2 т/сут нефти.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) стратиграфически соответствует елховскому, на отдельных участках радаевскому, бобриковскому и частично тульскому горизонтам визейского яруса. Представлена она темно-серыми аргиллитами и светло-серыми и бурыми алевролитами и песчаниками. Песчаники и алевролиты, являющиеся коллекторами нефти, имеют кварцевый состав и обычно слабо или средне сцементированы.

Всего насчитывается до шести — восьми пластов (нефтенасыщенными являются верхние шесть — семь пластов).

Общая толщина песчаников от 2 до 57 м. Нижний (СVI) нефтенасыщенный пласт наиболее мощный (до 12 м) относится к бобриковскому горизонту. Остальные пласты (от V до I) стратиграфически приурочены к тульскому горизонту. Наиболее широко развит на территории месторождения II пласт. Пласты I, III, IV, V представлены линзами и линзовидными прослоями.

В строении Арланского Нефтяного месторождения принимает участие отложения от четвертичного, третичного и пермского возраста выходящая на поверхность до наиболее древних отложений Бавлинской свиты, частично пройденных глубокими разведочными скважинами.

Максимальная мощность осадочная мощность осадочных пород равна 3005 м была вскрыта скважина № 36 на Арланской площади. Геологический разрез девонских месторождений и каменноугольных отложений представлен в основном карбонатными породами, а терригенные отложения имеют значительно меньшую мощность.

Каменноугольные отложения — представлен Турнейским ярусом, в основании залегает заволжский горизонт представленный известняками с прослойкой доломитов и примазками зеленой глины.

Терригенная толща нижнего карбона. Литологический состав представлен песчано-глинистыми и алевролитовыми породами с большим количеством включения пирита и обуглившихся растительных остатков с прослоями глинистых сланцев, углей, известняков.

Тульский горизонт представлен терригенно-карбонатными породами.

Серпуховский надгоризонт представлен доломитами с прослоями известняков, с включением гипса и ангидрита. Намюрский ярус представлен толщей доломитов, с прослоями доломитизированных известняков. Средний карбон. Башкирский ярус. Сложен известняками с остатками водорослей фораминиферовами с примазками глины. Московский ярус. Вирейский горизонт представлен переслаиванием известняков и аргиллитов, среди которых встречаются подчиненные прослоем мергелей, аревролитов, редко песчаников и доломитов.

Каширский горизонт сложен из известняков и доломитов, с редкими прослоями мергеля и тонкими примазками аргиллитов.

Подольский горизонт представлен известняками с незначительной прослойкой доломитов.

Мячковский горизонт сложен известняками, плотными, крепкими, доломитизированными, встречаются прослои доломитов. Верхний карбон представлен чередованием известняков с доломитами. Пермские отложения. Нижняя часть. Сакмарский ярус — сложен известняками плотными, крепкими. Артинский ярус — представлен чередованием доломитов и известняков плотными, крепкими, кристаллическими, сульфатизированными, иногда глинистыми.

Кунгурский ярус- сложен органогенно-карбонатными отложениями. В основании залегают два прослоя ангидритов, расчленённые прослоем доломитов.

Верхняя пермь представлена известняковатыми глинами, алевролитовыми, плотными, в нижней части загипсованными, прослоями песчаниками.  Третичные отложения сложены серыми и коричневато-серыми глинами с прослоями серых песков. Четвертичные отложения представлены в основном аллювиальными отложениями Камы и Белой.

Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

В связи с плохой сортировкой обломочного материала и своеобразными текстурно-структурными особенностями пород коллекторские свойства невысокие.

Пористость обычно не превышает 13 — 16 %, лишь изредка отмечаются цифры 20 — 24 %, проницаемость колеблется от 0.005 до 0.600 мкм2, редко 0.830 — 4.260 мкм2.

Пласт СII относится к числу наиболее развитых пластов. Он довольно неоднороден, песчаники часто замещаются алевролито-глинистыми разностями пород.

В разрезе отдельных скважин пласт СII глинистыми породами расслаивается на 2 прослоя, с толщиной каждого из них до 1.5, реже 2 м. В распределении толщин пласта СII в северо-западной части месторождения отмечается тенденция к увеличению ее значений с северо-запада на юго-восток.

Породы пласта представлены, в основном, песчаниками мелкозернистыми, иногда с примесью зерен среднезернистой фракции. Песчаники местами алевритистые, глинистые. Ввиду неоднородности литологического состава коллекторские свойства пласта очень непостоянные: пористость изменяется от 8 до 28 %, проницаемость от 0.010 до 6.300 мкм2.

Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Характерным для нефтей терригенных отложений нижнего карбона Арланского месторождения является низкий газовый фактор 13 — 18 м3/т, некоторые пробы нефти имеют газовый фактор от 12,0 до 20,3 м3/т и высокое содержание азота, которое объясняет высокое значение давления насыщения при общей низкой газонасыщенности.

Исследования поверхностных нефтей показали, что нефти терригенных отложений нижнего карбона тяжелые, вязкие. По химическому составу нефти высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые. Содержание серы 2 — 4 %, парафина 3 — 4.5 %, смол 14.2 — 20.0 %, асфальтенов 4.2 — 8.9 %.

Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппы.

В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость. Воды замкнутых участков как по пласту СII, так и по пласту СVI, а также связанные воды являются рассолами, из которых может образоваться твердый осадок. Законтурные воды на Арланской и Ново-Хазинской площадях отличаются лишь по средним значениям плотности и очень близки по своим основным гидрохимическим показателям.

Подошвенные воды имеют некоторое различие на отдельных площадях, но в общем близки между собой.

Резко отличаются по характеристике воды, отобранные в пределах замкнутых участков внутри залежи (застойные воды) СVI Ново-Хазинской площади. По сравнению с водами законтурными, подошвенными и даже водами замкнутых участков Арланской площади они характеризуются повышенными значениями плотности, минерализации, содержанием сульфат-ионов.

Попутные газы Арланского месторождения — жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции.

В углеводородной части газа преобладающими являются этан и пропан для Вятской и Николо-Березовской площадей; метан и пропан для Арланской и Ново-Хазинской площадей. Характерным для Арланского месторождения является высокое содержание азота в попутном газе. Наряду с обычным исследованием состава газа, газ исследовался на содержание редких компонентов: гелия и аргона. Содержание газа в водах терригенной толщи составляет 190 — 250 см3/л. В составе газов концентрация азота 84 — 90 %, метана 6 — 12 %, этана 2.4 — 2.5 %, тяжелых углеводородов 2.5 — 2.7 %, углекислого газа 0.3 — 1.5 %.

Запасы нефти, газа и конденсата

На Арланском месторождении продуктивными являются 4 толщи — известняки турнейского яруса, пласты песчаников терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты — в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ производили оперативную оценку запасов в пределах разведанной площади.

Как правило, при этих оценках использовали суммарную толщину всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам.

Такой прием в те годы был обычным и больших сомнений не вызывал. В связи с тем, что обширную территорию месторождения разведывали по отдельным участкам, находящимся на значительном расстоянии друг от друга, а также поэтапной разведке отдельных площадей со значительным различием во времени, первоначально считалось, что открывали самостоятельные месторождения: Арланское, Вятское, Николо-Березовское, Уртаульское, Новохазинское и т.д. Поэтому первые подсчеты запасов производили по месторождениям, не связанным друг с другом.

В связи с недостатком первичной информации некоторые параметры принимали по аналогии или ориентировочно.

Первая работа по подсчету запасов Арланской площади выполнена В. С. Виссарионовым в 1957 г. При этом считалось, что эта площадь является самостоятельным месторождением.

Подсчет был выполнен для технологической схемы разработки, составленной И. Г. Пермяковым. В результате разведочных работ 1957—1958 гг. были получены новые данные, существенно изменившие представления о геологическом строении месторождения. В связи с этим БашНИПИнефти было поручено произвести пересчет запасов Арланского месторождения.

Эту работу в 1958—1959 гг. выполнили А. В. Копытов и А. Д. Надежкин. На это время было пробурено 83 скважины: в 59 — получен приток нефти из ТТНК, в 9 — из каширо-подольских отложений и в 2 скважинах — из турнейского яруса.



Подробная карта массив Арланское месторождение нефти тер. 2018 2017 года с улицами номерами домов, населенными пунктами, участками.

На этой странице подробная яндекс карта массив Арланское месторождение нефти тер.

Разработка Арланского нефтяного месторождения

с улицами номерами домов, населенными пунктами, участками, индексами. массив Арланское месторождение нефти тер. состоит из 0 населеных пунктов Мазунинское с/п

массив Арланское месторождение нефти тер. спутниковая карта

Включаем спутник, на подробной карте массив Арланское месторождение нефти тер. 2018 2017 вверху, обратите внимание на кнопку слои, для того, чтобы увидеть карту массив Арланское месторождение нефти тер.

со спутника нажмите слой спутник, в этом же окне вы сможете выбрать: схему, гибрид, народную карту + спутник. Кпонки + и — для маштабизирования интерактивной карты.

массив Арланское месторождение нефти тер. иногда температура около градусов.

Города и районы по соседству: массив Межнинский тер., массив Ончугинское месторождение нефти тер., массив Озерный тер., массив Булатовский тер.

Достопримечательности Крыма на карте смотрите тут (нажать)

Области, находящиеся возле:

Ямало-Ненецкий АО, Владимирская область, Ханты-Мансийский Автономный округ — Югра АО, Челябинская область

ekoshka.ru