3. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ. Равенское месторождение нефти


2.3 Краткие сведения о тектонике месторождения. Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Похожие главы из других работ:

Автоматизация артезианской скважины

3.1 Краткие сведения о SCADA-системе Trace Mode 6

Для выполнения поставленной задачи курсовой работы необходимо спроектировать ФСА в виде действующей экранной формы, выполненной в SCADA системе Trace Mode 6...

Автоматизация добычи угля на шахте им. Костенко

1.1 Краткие сведения о шахте

Поле шахты им. Костенко расположено в центральной части промышленного участка карагандинского бассейна. Граница шахты является общей с полями шахт: им. Горбачева, «Кировская» и бывшая «Северная»...

Анализ работы фонда скважин пласта В1 Красноярского месторождения

1. Краткие сведения о месторождении, коллекторских свойствах пласта и физико-химических свойствах пластовых флюидов

Самодуровское месторождение, открытое в 1961 году, расположено в пределах Пономаревского района Оренбургской области. Самодуровского месторождение является многопластовым...

Выделение тектонических нарушений по анализу геолого-геофизических исследований на примере месторождения Аригольское

3. Краткие геолого-геофизические сведения по Аригольскому месторождению нефти

Аригольское нефтяное месторождение открыто в 1992г поисковой скважиной №102. Нефтеносность установлена в терригенных отложениях верхней юры в пласте Ю1 васюганской свиты...

Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения

1. Информация о предприятии, краткие сведения о районе нефтяных и газовых месторождений

Компания ООО "НГДУ "Чекмагушнефть" Компания зарегистрирована 19 октября 2002 года регистратором Межрайонная инспекция МНС России N23 по Республике Башкортостан. Управляющий организации - Сахаутдинов Рустам Вилович...

Интенсификация добычи метана на метаноугольных месторождениях путем проведения горизонтальных скважин и вибросейсмического воздействия на угольные пласты

1.1.1 Краткие сведения

ООО "Газпром добыча Кузнецк" образовано 26 декабря 2008 года на базе своего исторического предшественника -- ООО "Геолого-промысловая компания Кузнецк" -- как 100-процентное дочернее предприятие ОАО "Газпром"...

Методы первичной обработки и анализа керна на примере соровского месторождения

2.2 Краткие сведения о проведенных геологоразведочных работах

В 2009-2010 г. проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3D в границах горного отвода (215 км2) и МОГТ 2D в границах геологического отвода. Пробурено 7 скважин: 3 разведочных (51-Р, 52-Р, 53-Р) и 4 поисковых (54-П, 55-П, 56-П, 57-П)...

Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

1.5 Основные сведения о тектонике месторождения

Самбургское месторождение приурочено к структуре II порядка - Самбургскому структурному мысу, который входит в состав Уренгойского мегавала...

Организация инженерно–геодезических работ в строительстве зданий и сооружений

2.1.3 Краткие сведения об объектах строительства

К основным объектам строительства относятся: промышленные сооружения; гражданские здания; территории населенных пунктов...

Оценка влияния разработки месторождения на уровень проседания

1.1.2.1 Краткие сведения о нефтегазоносности района и перспективы месторождения

Месторождение расположено в пределах Среднепечорского нефтегазоносного района (НГР) Северо-Предуральской нефтегазоносной области (НГО). Приурочено оно к приразломному поднятию...

Применение химических реагентов для предупреждения и борьбы с гидратами при добыче газа

1.2 Краткие сведения о геологическом изучении и истории открытия месторождения

Широкое изучение территории Западносибирской низменности геологическими и геофизическими методами началось в 50-х годах...

Проектирование обогатительной фабрики для обогащения флюоритовых руд Волдинского месторождения

4. Краткие сведения о геологоразведочных работах месторождения

Рудное тело месторождения было прослежено канавами № 6- 9, 11 по простиранию на 500 м. Расстояние между канавами колебалось от 80 до 155 м, составляя в среднем 120 м. Объем канавных работ составил 669 куб.м. В местах...

Разработка Арланского месторождения

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского яруса. Бобриковский горизонт...

Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений

1.2 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике

Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в стране и самое крупное в Башкортостане. Его длина по контуру нефтеносности в терригенной толще нижнего карбона (ТТНК) составляет более 100 км, ширина - до 30 км...

Состояние рудничного водоотлива. Проблема очистки водосборников

1.1 Краткие сведения о поршневых насосах

Поршневые насосы находят применение во многих отраслях промышленности. Они применяются в химическом производстве, при добыче нефти и в нефтеперерабатывающих установках, в горном деле...

geol.bobrodobro.ru

3. ПРЕДЛАГАЕМЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ. Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

Похожие главы из других работ:

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

3.1 Предлагаемые решения по увеличению коэффициента извлечения нефти на Средне -Асомкинском месторождении

Уплотнение добывающих скважин в стягивающих рядах при реализации трёхрядной системы разработки предопределяет (при использовании ЭЦН) достаточно равномерные отборы нефти в границах участков (блоков), увеличивает темп отбора и...

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки

Равенское месторождения открыто в 1981 г. За текущий период выполнено 3 проектных документа (таблица 9)...

Бурение скважин на нефть и газ

1. Ход решения работы

Дано: 1) Скважина на газ 2) Глубина 3000 м. 3) Пластовое давление 29 мПа = 290 атмосфер 4) Дебит 75000 м3/сут. 5) Перетек жидкости из пласта 1900-1950 м. 6) Разрез П2-4 Разрез П2-4: 1) Лесовидные суглинки и галечник из песчаника 0-70 м. 2) Песчаники известковые, глинистые...

Геофизические методы исследования скважин

Новые технологические задачи

В последние годы на месторождениях и ПХГ получают распространение новые технологии и конструкции при строительстве скважин...

Золото как минеральное сырье

4 Технологические сорта руд и природные типы

Рудные тела, выходящие на дневную поверхность, характеризуются наибольшей окисленностью. Далее с глубиной окисленность руд постепенно уменьшается, а на глубоких горизонтах залегают сульфидные руды, не затронутые окислением...

Капитальный ремонт дефектов первоочередного ремонта участков НПС "Клин" - НПС "Кижеватово"

3.1 Технологические операции при ремонте дефекта

При выполнении ремонта с заменой "катушки" трубы необходимо выполнить следующие технологические операции: * вскрытие дефектного участка нефтепровода; * разработка ремонтного котлована и, при необходимости...

Классификация гидротехнических сооружений и область их применения

5. Технические решения по конструкциям систем подводной добычи

В случае разработки морских месторождений многоскважинными системами традиционную буровую технику можно применять лишь после сооружения и ввода в эксплуатацию стационарной платформы...

Организация и проведение горно-разведочных работ

4.3 Технические и технологические параметры

Величина расхода ВВ за цикл зависит от физико-механических свойств, объема подготовленной к взрыву горной породы, расчетно-экспериментальных характеристик ВВ и других показателей. Расход ВВ за цикл определяется по формуле: Q = q · V...

Подготовка газа на месторождении Медвежье (адсорбционный метод осушки газа)

2.1 Основные проектные решения

Медвежье месторождение введено в промышленную эксплуатацию в мае 1972 года. Разрабатывалось в соответствии со следующими проектами: 1. Проект разработки, утверждённого рабочей комиссией по разработке ( протокол № 12 / 71 от 10.05...

Подземная разработка пластовых месторождений

3. Технологические структуры отработки запасов

Я использую классическую структуру отработки запасов данного шахтного поля, которая позволяет вести работы с группированием пластов, иметь более одной лавы и тем самым высокую добычу полезного ископаемого...

Проведение горно-разведочных выработок

4.3 Технические и технологические параметры

4.3.1. Определение расхода ВВ за цикл и массы заряда ВВ на шпур. Расход ВВ за цикл определяется по формуле: где Q - расход ВВ за цикл, кг; g - удельный расход ВВ, для аммонита № 6 ЖВ для песчаника 0,75 кг/м3; V - объём породы, подготовленный к взрыванию...

Система безопасности бурения газовых скважин

3.1 Предлагаемые мероприятия по повышению безопасности технологического процесса

Для своевременного обнаружения ГНВП, которые могут перейти в более серьезную аварию - открытый фонтан, используют такие технические средства как уровнемеры и газоанализаторы...

Техника разведки

1.6.1.Технологические режимы бурения

Для бурения всех пород по скважине до пласта полезного ископаемого используются твёрдосплавные коронки различных марок, в зависимости от твёрдости пород. Общая нагрузка на коронку должна быть равна C=m*q, H...

Технология организации первичных работ на горном производстве

5. Технологические процессы и операции

Производственный процесс - процесс труда, имеющий определенное технологическое и организационное содержание, направленный на создание конкретных материальных благ (например...

Фильтрация подземных вод

3. Аналитические способы решения задачи

...

geol.bobrodobro.ru

Сургутский свод - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Сургутский свод

Cтраница 2

Установлена принадлежность вулканических пород Сургутского свода контрастной риолит - базальтовой формации.  [16]

Характерной чертой доюрского основания Сургутского свода является широкое развитие пород риолитовой субформации, находящихся в тесной пространственной и генетической связи с базальтоидными породами триаса. Совместно они образуют контрастную базальт-игнимбритовую формацию.  [17]

История возникновения нефтяных залежей Сургутского свода до сих нор окончательно не выяснена.  [18]

Западно-Сургутское месторождение расположено на Сургутском своде. В разрезе месторождения установлены три основные залежи в продуктивных пластах БСь БСг-з, БСю.  [19]

Образцы топлива ТС-1 из нефтей Сургутского свода отличаются от топлив, полученных из нефтей Нижневартовского свода, более высоким содержанием парафиновых и более низким содержанием нафтеновых углеводородов. Основную часть нафтеновых углеводородов во всех исследованных образцах топлив составляют моноциклические.  [20]

Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода, к юго-восточной части Чернореченского куполовидного поднятия. Разрез месторождения представлен породами складчатого палеозойского фундамента, юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Структура представляет собой бра-хиантиклинальную складку субмеридионального простирания. В разрезе месторождения выделены продуктивные пласты AG4, ACs - e, БСь БСю, сложенные песчано-алевритовыми породами. В пластах АС4, ACs - e зафиксированы газовые залежи с небольшими нефтяными оторочками, в пластах БСЬ БСю - нефтяные залежи.  [21]

Породы туринской серии на территории Сургутского свода разбурены на глубину от десятков метров до одного и более километра. Споро-пыльцевой комплекс из этой скважины дал ранне-среднетриасовый и средне-верхнетриасовый возраст вмещающих отложений. На Сургутском своде туринская серия представлена преимущественно базальтами и долеритами, средние цифры абсолютный возраста которых составляют 197 - 250 млн.лет. Общая мощность пород туринской серии до 2.0 - 2.5 км.  [22]

Породы доюрского основания на территории Сургутского свода до настоящего времени вскрыты сравнительно небольшим количеством буровых скважин, поэтому сведения о геологическом строении его основания носят фрагментарный характер. В последние годы в центральной части Сургутского района нефтедобывающими организациями пробурен ряд скважин, вскрывших породы доюрского основания.  [23]

Усть-Балыкское месторождение, приуроченное к Сургутскому своду, расположено в южной части Пимского вала и представляет вытянутое с севера на юг региональное поднятие.  [24]

Из месторождений, расположенных на Сургутском своде, наибольшее значение имеют Усть-Балыкское и Западно-Сургутское, из месторождений, расположенных на Нижневартовском своде, - Самотлорское и Советско-соснинское-мед - ведевское.  [25]

Месторождения нефти АО Ноябрьскнефтегаз расположены на северном окончании Сургутского свода и относятся к числу крупных месторождений Западной Сибири.  [26]

Целью работы является изучение вещественного состава доюрских пород Сургутского свода, выделение ведущих вещественных комплексов в триасе и оценка перспектив их нефтегазоносности.  [27]

Нефти с наибольшими плотностью и сернистостью известны на Сургутском своде и в Ханты-Мансийской мегавпадине. На востоке зона нефтей с плотностью 0 890 г / см3 включает Равенское месторождение, а на западе доходит до Тундринской впадины.  [28]

Со стороны Южно-Балыкской группы месторождений в направлении повышенной части Сургутского свода происходит постепенная глинизация горизонта БСю, ухудшение его коллекторской характеристики, уменьшение эффективной мощности вплоть до полного его замещения на площадях Федоровского месторождения глинистыми и известковистыми породами. Одновременно в этом районе наибольшее развитие приобретает горизонт БСп, который имеет неоднородное строение, выраженное в довольно высокой степени расчлененности. Наибольшая мощность вскрыта на Моховой площади.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Приобское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Приобское нефтегазовое месторождение географически расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской сфере деятельности. Самый близкий к Приобскому месторождению населенный пункт – Нефтеюганск (расположен в 200 км к востоку от месторождения). Приобское месторождение открыто в 1982 году. Месторождение характеризуется как многопластовое, низкопродуктивное. Территория разрезана речкой Обь, заболочена и во время паводка по гигантской части затопляется; тут как тут размещаются района города нерестилищ рыб. Как подмечалось в веществах Минтопэнерго Российская Федерация, представленных в Госдуму, данные моменты осложняют исследованию и настоятельно просят сильных денежных средств в пользу употребления самых новых высокоэффективных и экологически не опасных технологий. Лицензия на изучение Приобского месторождения принадлежит дочернему предприятию ОАО “Роснефть”, торговой марки “Роснефть-Юганскнефтегаз”. По расчетам квалифицированных работников, исследования месторождения при наличествующей системе налогообложения невозможна и нерентабельна. На требованиях СРП добыча нефти за 20 лет составит 274,3 млн. тонн, доход государства – $48,7 млрд. Извлекаемые припасы Приобского месторождения – 578 млн. тонн нефти, газа – 37 млрд. кубометров. Период разработки на требованиях СРП – 58 лет. Пиковый уровень добычи – 19,9 мллн. тонн на 16 году изучения. Изначальное финансирование составляло по намерению 1,3 млрд. долларов. Капитальные расходы – 28 млрд. долларов, эксплуатационные расходы – 27,28 млрд. долларов. Вполне возможные инструкция транспортировки нефти с месторождения – Вентспилс, Новороссийск, Одесса, “Дружба”. Возможность солидарной разработки северной части Приобского месторождения “Юганснефтегаз” и Амосо начали оговаривать в 1991 году. В 1993 году Амосо участвовала в международном тендере на право потребления недрами на месторождениях Ханты-Мансийского АО и была признана победителем состязания на чистое право начать иностранным партнером в исследовании Приобского месторождения вместе с “Юганскнефтегазом”. В 1994 году “Юганскнефтегаз” и Амосо представили и подготовили в руководство проект соглашения о сегменте продукции и Тенико-экономической и экологическое объяснение проекта. В первой половине 1995 года в руководство было представлено добавочное ТЭО, в какое в этом же году были вписаны превращения в световом луче приобретенных ранее не известных приданных о месторождении. В 1995 году Центральная комиссия по исследование нефтегазовых и нефтяных месторождений Министерства топлива и энергетики Российская Федерация и Министерство защиты находящейся вокруг среды и натуральных ресурсов Российская Федерация одобрили уточненную схему разработки месторождения и природоохранную часть предпроектной документации. 7 марта 1995 года вышло распоряжение бывшего в случае премьер-министром Виктора Черномырдина о формировании правительственной делегации из представителей ХМАО и ряда ведомств и министерств в пользу ведения переговоров по СРП при исследование северной части Приобского месторождения. В начале июля 1996 года в столице России солидарная российско-американская комиссия по техническому и экономическому совместной работе выступила с совместным заявлением о приоритетности проектов в активной сфере деятельности, в числе каких было конкретно названо Приобское месторождение. В совместном заявлении указывается, что оба правительства привествуют обещания сделать вывод соглашение о разделителе продукции по этмоу проекту к следующему заседанию комиссии в начале февраля 1997 года. На исходе 1998 года партнер “Юганскнефтегаза” по проекту изучения Приобского месторождения – штатская торговая марка Амосо была поглощена английской корпорацией British Petroleum. В первой половине 1999 года торговая марка ВР/Амосо с соблюдением всех формальностей объявила о своем выходе из соучастия в программе изучения Приобского месторождения. Народная эпопея Приобского месторождения С ветхих времен район месторождения населяли ханты. У хантов были улучшены непростые общественные системы, именуемые княжествами и к XI-XII вв. у них имелись немалые племенные заселения с укрепленными столицами, какие справлялись князьями и предохранялись профессиональными войсками. Первейшие знаменитые контакты Российской Федерации с этой землей бытовали в X или XI веке. В эту пору стали развиваться торгашеские взаимоотношения между русским и коренным населением Ловушкой Сибири, какие принесли развитые превращения в жизнь аборигенов. Возникли и стали материальной долью жизни хантов керамическая и стальная хозяйственная утварь и ткани. Очень большую важность приобрел пушной промысел, как средст во приобретения этих товаров. В 1581 году Ловушкая Сибирь была присоединена к Российской Федерации. Князей сменило царское руководство, а налоги плаитились в русскую казну. В XVII веке монаршие чиновники и служивые люди (казаки) начали поселяться на такой территории и контакты между хантами и русскими получили последующее культурные. В следствии не меньше узких контактов российские и ханты начали перенимать атрибуты актуальных укладов друг друга. Ханты начали принимать на вооружение ружья и капканы, некие, по примеру российских, принялись разведением крупного рогатого скота и лошадей. Российские позаимствовали у хантов определенные приемы облавы и рыбной ловли. Советские приобретали у хантов земли и промысловые угодья и к XVIII веку огромная часть хантыйской земли была реализована русским поселенцам. Советское развитое воздействие расширилось в первой половине XVIII века с введением христианства. Вмести с этим количество советских продолжало повышаться и к концу XVIII века советское население в этом участке по численности превосходило хантов в пять раз. Большую часть хантыйских семей заимствовало у советских ведение сельского хозяйства, разведение скота и огородничество. Ассимиляция хантов в советскую культуру ускорилась с установлением в 1920 году русской власть имущие. Русская политического деятеля социальной интеграции принесла в район общую систему воспитания. Детишек хантов как правило отправляли из семей в интернаты на срок от 8 до 10 лет. Почти все из них в последствии завершения учебы в школе уже не имели возможности вернуться к традиционному укладу жизни, не имея в пользу этого незаменимых навыков. Начавшаяся в 20-х годах коллективизация оказала немаловажное воздействие на этнографический характер территории. В 50-60-х годах первоначалось воспитание больших колхозов и некоторое количество не очень больших селений исчезло по мере соединения народонаселения в не меньше солидные города. К 50-м годам стали популярны перемешанные браки между хантами и русскими и почти не все ханты, родившиеся в последствии 50-х годов, появились на свет в перемешанных союзах. С 60-х годов по мере миграции в район советских, украинцев, белоруссов, молдаван, чувашей, башкир, аварцев и представителей противоположных национальностей процент хантов уменьшился а также дольше. В настоящий момент ханты составляют немногим менее 1 процента народонаселения ХМАО. Кроме хантов, на территории Приобского месторождения проживают манси (33%), ненцы (6 процентов) и селькупы (не менее один процент).

Интересные месторождения

29 Янв

oilman.by

Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей. Краткое сожержание материала:

Размещено на

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Тюменский государственный нефтегазовый университет"

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

Курсовой проект Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

Выполнол:

Чикиров Рустам Рустамович

Тюмень

ТюмГНГУ

2014 г.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

2.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.3 Краткие сведения о тектонике месторождения

2.4 Характеристика продуктивных пластов и строения залежей

2.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС

2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды

2.7 Запасы углеводородов

3. Состояние разработки Равенского месторождения

3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки

3.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения в целом

3.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

4. Анализ разработки пласта АЧ31 Равенского месторождения

4.1 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

4.2 Сравнение проектных и фактических показателей применения МУН и интенсификации добычи нефти

Заключение

Список литературы

Введение

Среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития стран, нефть и газ имеют первостепенное значение.

Разработка нефтегазовых месторождений это, прежде всего, очередность выработки запасов нефти и газа, постоянной контроль за выработкой запасов, динамикой пластового давления, контроль за движением ВНК, ГНК, контроль за технологическим процессом и многое другое.

Для этого необходимо уточнять проекты разработки, проводить анализы, где отражается проектная и фактическая информация по месторождению, причины не выполнения той или иной задачи, обоснование внедряемых проектов и т. д.

Анализ разработки месторождения четко дает представление о настоящем положении месторождения в области разработки, технологии, экономики, управления и т. д.

В настоящем курсовом проекте проводится анализ разработки Западно-Равенского месторождения, проанализированы методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти, даны рекомендации по совершенствованию разработки.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Равенское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 35 км к юго-западу от г. Когалыма и в 75 км к северо-востоку от г. Сургута (рис. 1). Ближайший населенный пункт - вахтовый поселок Савуйский, расположенный в 15 км к западу от площади работ. К юго-востоку от месторождения находятся поселки Покачи (в 57 км), Аган (в 50 км) и город Лангепас (в 80 км).

Ближайшими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ РФ являются Савуйское, Тевлинско-Русскинское (в 15 км к западу), Федоровское, непосредственно примыкающее к Равенскому месторождению с юго-запада, Кечимовское и Южно-Кечимовское с юго-востока. В северо-восточном направлении с месторождением граничит Кустовое месторождение. Рассматриваемая площадь находится в зоне промышленного освоения этих месторождений, где имеется сеть автомобильных дорог с бетонным покрытием и с выходами на автомобильные дороги Когалым-Сургут, Когалым-Повховское (рисунок 1).

В восточной части лицензионного участка проходит магистральный нефтепровод Холмогорское-Федоровское месторождения.

Энергоснабжение месторождения осуществляет Сургутская ГРЭС.

В Сургутском районе и непосредственно вблизи площади Равенского месторождения имеются значительные запасы строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, автодорог, оснований под кустовое бурение.

Основное население сосредоточено в районном центре Сургуте и городах Когалыме, Лангепасе.

В орографическом отношении район работ представляет собой озерно-аллювиальную равнину, абсолютные отметки которой изменяются от 45 до 65 м. Болота занимают доминирующую часть исследуемой площади, заболоченность достигает 56%. Лесные массивы встречаются по берегам рек и представлены березой, осиной, сосной. На заболоченных участках развита мохово-кустарниковая растительность.

Гидрографическая сеть района представлена р. Тромъеган (581 км) и её наиболее крупными левыми притоками, Ингуягун (236 км), Ортъягун (119 км), Волоктаягун пересекает район работ в северо-западном направлении. Кроме перечисленных рек площадь работ дренируется большим количеством более мелких водотоков. Основная масса озер имеет небольшую величину, наиболее крупными являются озера Лукутлор. Ляркнилор, Яккунлор, Ингуягунлор и др. Озера, в основном, неглубокие (3-6 м), в зимнее время часть из них промерзает до дна. Район характеризуется резко континентальным климатом с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. В формировании температурного режима важное значение имеет открытость территории с севера и с юга, способствующая свободному проникновению в течение всего года холодного арктического воздуха с севера на юг, а также свободному выносу прогретого воздуха с юга на север. Все это приводит к резким изменениям давления и температуры в течение года и даже суток.

Среднемесячная температура самого холодного месяца января - 23,1°С (минимальная -52°С), самого теплого, июля - +16.3°С (максимальная +34°С).

По количеству выпадаемых осадков территория относится к районам с избыточным увлажнением. Годовое количество осадков по многолетним наблюдением составляет 535,1 мм, выпадающих в основном с июня по сентябрь в виде дождей. Устойчивый снежный покров устанавливается в середине октября и сходит в начале мая. Высота снежного покрова до 0,75 м, на залесенных участках 1,2-1,6 м. Глубина промерзания грунтов на открытых участках достигает 1,8-2,7 м, на залесенных участках -- 0,4 м.

Преобладающее направление ветров зимой - южное, юго-западное, летом - северное, северо-восточное.

Рисунок 1. Обзорная схема района месторождения

2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти

Технологическая схема разработки, составленная в 2005 г. (протокол ТО ЦКР по ХМАО 3675 от 16.06.2005 г.) выполнена на основании подсчета запасов, выполненного в 2002 г. по данным бурения 21 поисково-разведочной и 6 эксплуатационных скважин, в которой было выделено 7 продуктивных пластов: Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2, в которых объектами подсчета явились 15 залежей нефти в современных границах Равенского месторождения, запасы нефти представлены и утверждены в ГКЗ РФ (протокол №857 от 25.07.03 г.).

В период после утверждения "Технологической схемы разработки месторождения" (2005г.) за период 2005-2007 года на месторождении пробурена 21 эксплуатационная скважина.

В государственном балансе учтены запасы по пластам Ач31, Ач32, Ач6, ЮС01+2, ЮС02, ЮС1, ЮС2.

Всего на 01.01.2008 г. на Равенском месторождении пробурено 40 эксплуатационных скважин в том числе: на объект Ач31 -- 32 скважин, на объект ЮС1 -- 6 скважин, ЮС2 -- 2 скважины.

По результатам комплексной интерпретации материалов сейсморазведочных работ 3Д, электроразведки, данных бурения новых скважин были уточнены структурные построения по залежам основных объектов разработки, Ач31 и ЮС1, границы залежей и характер распределения нефтенасыщенных толщин. Ниже приводятся результаты оперативного пересчета запасов по этим пластам.

Пласт Ач31. Структурную карту по кровле пласта Ач31 с учетом изменений представляет рисунок 2. Согласно новой модели, залежь структурно-литологическая с выклиниванием пласта в западном и восточном направлениях, контролируется наклонным ВНК на абс. отм. -2586.6 - -2598 м. Нефтенасыщенные толщины достигают 18.6 м. Дебиты нефти при опробовании достигают 129.6 м3/сут. по разведочным скважинам и 125 м3/сут. по эксплуатационным скважинам.

Запасы нефти, ограниченные работающими скважинами 211, 101Г, 102, 1103Г, 215, 108, 222, 123, 127, 131, 134, 137, 130Г, 171Р, 231, 121, 107, 212, 414, переведены из категории С1 в В. Граница категории В проведена по работающим скважинам. Запасы категории С2 по части залежи по всему периметру по данным бурения и опробования новых эксплуатационных скважин 134 и 211, в которых получены притоки нефти дебитами 21 м3/сут. и 35 м3/сут. соответственно, переведены в категорию С1.

Граница категории С1 на юго-западе проведена на рас...

www.tnu.in.ua