Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Ромашкинская нефть пашийского горизонта


Пашийский горизонт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Пашийский горизонт

Cтраница 2

Нефти пашийского горизонта Ромашкинского, Ново-Елхов - ского и Акташского месторождений весьма близки по своим свойствам. По содержанию серы ( 1 61 - 1 68 %) и парафина ( 3 8 - 5 1 %) они относятся к типу сернистых и парафинистых. В табл. 8 приведены данные о потенциальном содержании фракций по кривой НТК.  [16]

Кудиновская пашийского горизонта ( Волгоградская обл.  [17]

Михайловская пашийского горизонта ( Куйбышевская обл.  [18]

Мухановская пашийского горизонта ( Куйбышевская обл.  [19]

Кудиновская пашийского горизонта ( Волгоградская обл.  [20]

Песчаники пашийского горизонта являются основными коллекторами в терриген-ной толще девона.  [22]

Залежи пашийского горизонта являются основными на месторождении. Выделено три пачки пластов-песчаников: верхняя, средняя и нижняя, разделенных глинисто-алевролитовыми прослоями или пластами. Основным, наиболее распространенным по площади и наибольшим по мощности, является пласт Д1 - средний. Песчаники верхней пачки залегают непосредственно под верхним известняком и развиты локально. Песчаники нижней пачки развиты лишь в прогибе между Серафимовской и Константиновской площадями и нефть не содержат. Песчаники верхней пачки иногда представлены двумя пластами, хотя в большинстве разрезов присутствует лишь один из них. Песчаники средней пачки относительно хорошо выдержаны по площади месторождения. В отдельных скважинах песчаники средней пачки и нижнего пласта верхней пачки сливаются между собой.  [23]

Залежи пашийского горизонта ( 6 залежей) тектонически экранированные, с частичным литологическим экранированием.  [25]

Породы-коллекторы пашийского горизонта Ромашкинского месторождения ( тепловые свойства которых определялись) по гранулометрическому составу представлены песчанистыми и крупнозернистыми алевролитами, мелкозернистыми и алеври-тистыми песчаниками, обычно кварцевыми, хорошо отсортированными и при интенсивной цементации крепкими.  [26]

С пашийским горизонтом связана основная промышленная нефтеносность Ромашкинского месторождения. Его границы совпадают с границами промыслового объекта - горизонта ДГ Нижняя граница проводится по кровле аргиллито-алевролитовой пачки муллин-ского горизонта ( репер глины), а верхняя по подошве репера - верхний известняк. Обе границы до настоящего времени являются спорными, и в прошлые годы различными исследователями неоднократно перемещались выше или ниже по разрезу.  [27]

В пашийском горизонте ( Д1) установлены две небольших по запасам залежи пластово-сводового типа.  [28]

В пашийском горизонте в Д1 выделяется два пласта - верхний и средний.  [29]

В пашийском горизонте ( Д1) выявлено 3 залежи с мощностью нефтенасыщенных песчаников до 6 8 м, тектонически экранированные грабеном.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Пашийский горизонт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Пашийский горизонт

Cтраница 1

Пашийский горизонт представлен песчаниками и алевролитами.  [1]

Пашийский горизонт - песчаники мелкозернистые, алевролиты ( пласт Д1), а также глинисто-алевролитовые породы в верхней части разреза.  [2]

Пашийский горизонт ( Д1) продуктивен на двух небольших поднятиях.  [4]

Пашийский горизонт сложен песчаниками с покрывающими их алевролито-аргиллитовыми породами.  [5]

Пашийский горизонт довольно полно охарактеризован спорово-пыльцевыми комплексами и значительно хуже фаунистически.  [6]

Сверху пашийский горизонт перекрывается пластом известняка кыновского горизонта.  [7]

Пашийский горизонт нижнефранского подъяруса, именуемый в промысловой практике горизонтом Д, является основным промышленным объектом разработки Ромашкинского месторождения. В его составе к настоящему времени выделяют 8 алевролито-песчаных пластов ( а, б, б2, 63, в, г, г2, г3д), разделенных алевролито-глинис-тыми прослоями.  [8]

Пашийский горизонт нижнефранского подъяруса верхнего девона на территории Рязано-Саратовского прогиба распространен широко. На севере он представлен. Кол-лекторские свойства песчаников на юге территории низкие, северные районы более благоприятны для сохранения коллекторов перового типа.  [9]

Нефть пашийского горизонта более тяжелая, в 2 раза более вязкая, содержит больше серы ( класс II), смол и асфальтенов, чем нефть фаменского яруса. Нефть фаменского яруса имеет высокий выход светлых фракций, а по-содержанию серы относится к I классу.  [10]

Нефть пашийского горизонта залегает в условиях повышенного пластового давления и умеренной температуры. При этом нефть характеризуется относительно низким газосодержанием и повышенными плотностью и вязкостью.  [11]

Нефть пашийского горизонта довольно легкая и маловязкая, но смолистая, высокосернистая и парафиновая.  [12]

Нефть пашийского горизонта довольно легкая, содержит гораздо меньше серы и смол, но больше парафина, имеет меньшие вязкость и коксуемость, выход фракций, выкипающих до 300 С, большой.  [13]

Нефть пашийского горизонта имеет большую газонасыщенность, меньшие плотность и вязкость, чем нефть бобриковского горизонта.  [14]

Нефть пашийского горизонта исследовали по пробам из двух скважин. Результаты свидетельствуют о незначительном отличии свойств данной нефти от средней нефти.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Пашийское отложение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Пашийское отложение

Cтраница 1

Пашийские отложения Д Ромашкинского месторождения являются одним из основных полигонов России, на котором отрабатывается технология создания и использования очень многих методов повышения нефтеотдачи ( МПН) высокообводненных залежей с песчаным коллектором на поздней стадии их эксплуатации. Обоснованное и успешное применение МУН для доизвлечения остаточных углеводородов в основном связано с решением задач гидродинамики пористых сред и физикохимии поверхности. Геохимические процессы и закономерности, сопутствующие отбору остаточных нефтей из истощенных залежей изучены менее детально.  [1]

Пашийские отложения залегают на глубинах 2800 - 2980 м и представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласты характеризуются резкой литологн-ческой изменчивостью и колебаниями значений пористости и проницаемости. С пластом I связана небольшая по размерам газоконденсатная залежь литологического типа.  [3]

На пашийские отложения в 1987 г. была пробурена скважина-дублер 41д, из которой на 1.01.94 г. отобрано 35292 т нефти и 56864 т воды.  [4]

В пашийских отложениях, к которым приурочены наиболее крупные залежи нефти в Татарии, широко развиты локальные внутриформацион-ные размывы и фациальное замещение коллекторов глинистыми алевролитами. Залежи представляют собой пологие поднятия и на большей части площади подстилаются водой. Однако ввиду высокой расчлененности разреза степень гидродинамической связи между различными нефтеносными и водоносными коллекторами меняется в широких пределах. Поэтому классические схемы, согласно которым зона пластов с подошвенной водой в виде ореола окаймляет сводовую часть залежи, не отражает особенностей строения водо-нефтяной зоны на крупных многопластовых залежах.  [5]

Пластовые воды пашийских отложений Ромашкинского месторождения характеризуются высокой минерализацией.  [6]

Пластовые воды пашийских отложений Ромашкинского месторождения характеризуются высокой минерализацией. В составе пластовой воды имеются как высокорастворимые соединения NaCl, СаС / 2, MgCl.  [7]

К характерным признакам пашийских отложений указанной герритории по данным Теодоровича и др. ( 1967), Тихомирова ( 1967), Алиева, Батановой, Хачатряна и др. ( 1978), Ароновой, Михайловой ( 1972) можно отнести отсутствие морской фауны, юреходный от морских к континентальным условиям комплекс лор, существенное колебание значений рН, свидетельствующее смене обстановок осадконакопления, полное отсутствие лито-югвческих комплексов с карбонатами, многократные следы размыва и перемыва осадков.  [8]

Пластовая вода, отобранная из пластов пашийских отложений, и попутно добываемая вода, отобранная из скв. В этих водах содержатся также изотопы бария. В пресной воде, применяемой для поддержания пластового давления, ионы бария отсутствуют, но содержание сульфат-ионов намного выше, чем в пластовой.  [9]

Пласты 16 и 1а выделяются в разрезе пашийских отложений верхнего девона. Пашийские отложения фациально изменчивы, в силу чего продуктивные песчаные пласты имеют сложный линзовидный характер, Пласты 16 Е 1а продуктивны на большинстве месторождений региона, причем с ними связаны как нефтяные, так и газовые залежи.  [10]

Пласты 16 и 1а выделяются в разрезе пашийских отложений верхнего девона. Особенностью строения пашийских отложений является значительная фациальная изменчивость, в силу чего продуктивные песчаные пласты имеют сложный линзовидный характер. Пласты 16 и 1а продуктивны на большинстве месторождений региона, причем с ними связаны как нефтяные, так и газовые залежи.  [11]

Основные запасы нефти на Ромашкинском месторождении приурочены к пашийским отложениям нижнефранского подъяруса и выделены в самостоятельный объект разработки, получивший название горизонт Д1 Условия залегания нефти в горизонте Д1 подробно освещаются в последующих главах.  [12]

В 1946 г. впервые была получена промышленная нефть из пашийских отложений терригенной толщи девона. В этом же году была заложена глубокая скважина на девонские отложения Ромашкинской структуры, которая в 1948 г. дала нефть из пашийских отложений.  [13]

Литологические особенности основного продуктивного горизонта Д ] Ромашкинского месторождения ( пашийские отложения нижнефранского подъяруса) изучены достаточно хорошо. Коллекторы горизонта Д1 разделены на две резко различные группы: высокопродуктивные песчаники ( пористость более 16 %, проницаемость более 0 16 - 10 - 12 м2, гидропроводность более 0 25 10 - 10 м3 / ( Па-с)) и малопродуктивные алевролиты с характеристиками ниже указанных значений.  [14]

Запасы нефти основных объектов Абдрахмановской площади Ромашкин-ского месторождения истощаются Остаточные запасы пашийских отложений составляют не более 10 % от начальных. Если по Абдрахмановской площади, где отобрано 90 % от начальных извлекаемых запасов ( НИЗ) нефти, ликвидированный фонд скважин составляет 8 %, то по Туймазинскому месторождению при накопленном отборе нефти от НИЗ в 94 1 % ликвидированный фонд составляет 44 % от количества пробуренных скважин.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Нефть - пашийский горизонт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Нефть - пашийский горизонт

Cтраница 2

Нефть бобриковского горизонта высокопарафиновая ( вид Пз) и маловязкая, в то время как нефть пашийского горизонта парафиновая ( вид П2), смолистая и вязкость ее в 2 раза выше, чем нефти бобриковского горизонта.  [16]

Свойства масляных дистиллятов и остатков, а также результаты определения потенциального содержания базовых масел в нефти пашийского горизонта указывают на целесообразность масляного направления переработки нефтей данного месторождения.  [17]

Дегазированная нефть турнейского яруса довольно тяжелая и вязкая, смолистая, высокосернистая ( класс III), парафиновая ( вид П2), с низким выходом фракций, выкипающих до 300 С. Нефть пашийского горизонта легче, менее вязкая, чем нефть турнейского яруса, содержит больше парафина, меньше серы ( класс II) и смол.  [18]

Пластовые нефти перечисленных выше горизонтов существенно различаются между собой по свойствам. Нефти пашийского горизонта легкие, маловязкие, с высоким содержанием растворенного газа, в то время как нефти данково-лебедянских слоев и пермских отложений, наоборот, тяжелые, вязкие, с очень низким газовым фактором.  [19]

Нефть в поверхностных условиях парафиновая ( вид П2), сернистая ( класс II), с довольно высоким выходом легких фракций, выкипающих до 300 С. В нефти пашийского горизонта содержится больше смол, чем в нефти кыповского горизонта.  [20]

Растворенный в нефти турнейского яруса газ имеет плотность 1 427 г / л и содержит 30 9 % азота. Газ из нефти пашийского горизонта несколько легче ( 1 225 г / л) и содержит 13 8 % азота.  [21]

Растворенные в нефтях газы тяжелые, жирные. Растворенный газ в нефти пашийского горизонта отличается от газов других горизонтов большим содержанием метана и меньшей плотностью.  [22]

Эта нефть отлична по своим свойствам от нефти пашийского горизонта: она значительно тяжелее, содержит очень небольшое количество растворенного газа, высоковязкая.  [23]

Нефть кыновского горизонта очень близка по свойствам к нефти пашийского горизонта: маловязкая, со средней плотностью, газосодержание ее несколько ниже, чем у средней нефти.  [24]

Пластовые нефти, исследованные по многочисленным пробам из 40 скважин различных горизонтов, несколько различаются по свойствам, однако почти все они, за исключением нефтей семилукского и пашийского горизонтов, маловязкие, имеют средние газосодержание и плотность. Нефть семилукского горизонта имеет газосодержание выше среднего, а нефть пашийского горизонта - ниже среднего.  [26]

Дегазированная нефть пашийского горизонта легкая, сернистая ( класс II), парафиновая ( вид П2), со значительным выходом светлых фракций, выкипающих до 300 С. Нефть нижнего карбона тяжелая, высоковязкая, высокосернистая ( класс III), парафиновая ( вид П2), смолистая, с более высокой коксуемостью, чем нефть пашийского горизонта.  [27]

Свойства нефтей кыновского и пашийского горизонтов всех месторождений однообразны. Нефть в отложениях живетского яруса обнаружена в Сулинском, а также в Танайском и Черкасском ( муллинский горизонт) месторождениях. Нефти муллинского горизонта по свойствам близки к нефтям пашийского горизонта.  [28]

Сравнительные расчеты выполнены для нескольких десятков нефтей, относящихся по технологической классификации ( ГОСТ 912 - 66) к различным классам. Для каждой нефти были выбраны 20 - 23 экспериментальные точки, соответствующие пределам выкипания узких фракций от 60 - 70 до 450 - 500 С. В табл. 5.12 представлены результаты расчетов на примере нефти пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. В сводной табл. 5.13 приведены данные расчетных исследований на примере некоторых нефтей.  [29]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Анализ работы горизонтальных скважин на Ромашкинском месторождении

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология

?иков пашийского горизонта франского яруса девона. В 1949 г. мощные фонтаны девонской нефти были получены из скв. 10 и 11. В дальнейшем было доказано, что контур промышленной нефтеносности девонских отложений выходит далеко за пределы локальных поднятий перми и карбона, на которых были заложены первые разведочные скважины. Разведка была в основном завершена к 1955 г. В результате ее была доказана промышленная нефтеносность в крупном интервале разреза девона и карбона на обширной территории с основной залежью в терригенных пластах пашийского горизонта. В июне 1952 г. Ромашкинское нефтяное месторождение было введено в разработку по предварительному проекту. В 1955 г. утверждена генеральная схема разработки, согласно которой в целях рациональной интенсификации добычи нефти с применением методов законтурного и внутриконтурного заводнения месторождение было разделено на ряд промысловых площадей. Со времени открытия месторождения на нем пробурено свыше 5000 скважин, вскрывших весь осадочный комплекс.

Месторождение представляет собой очень пологую обширную складку. Продуктивные отложения терригенного девона повторяют очертания структуры фундамента, сложенного докембрийскими отложениями. В пределах структуры вырисовываются отдельные купола с небольшими амплитудами поднятия, не превышающими 20-30 м. Наиболее обширными поднятиями являются Миннибаевское, Абдрахмановское, Павловское и Азнакаевское. Наибольшие углы падения пластов девонских отложений наблюдаются на западном крыле структуры (1,5-2 град.). На других крыльях падение измеряется минутами.

Промышленная нефтеносность в пределах Ромашкинского месторождения в основном связана с терригенными толщами девона и нижнего карбона; меньшие по размерам залежи располагаются в карбонатных коллекторах девона и карбона. Промышленные притоки получены из отложений старооскольского горизонта живетского яруса, пашийского и кыновского горизонтов

Рис. 1.1. Тектоническая схема расположения районов Ромашкинского месторождения с аномальными частотами прецессии.

- разломы кристаллического фундамента; 2 - линии равных частот прецессии, 3 - номер скважины с аномальными частотами прецессии; участки с аномальными частотами прецессии: 4 - выявленные, 5 - предполагаемые. Площади Ромашкинского месторождения: К - Куакбашская, ЗК - Зай-Каратайская, M - Миннибаевская, Ал - Альметьевская, САл -Северо-Альметьевская, Б - Березовская, С - Сармановская, T - Тишлиярская, Ч - Чишминская, Алк - Алькеевская, Аз - Азнакаевская, ВС - Восточно-Сулеевская, Абд -Абдрахмановская, П - Павловская, У - Уральская, ЮР - Южно-Ромашкинская, 3 - Зеленогорская, X - Холмовская, ЗЛ - Западно-Лениногорская, ВЛ - Восточно-Лениногорская, Kp - Кармаринская франского яруса, из карбонатных коллекторов фаменского и турнейского ярусов, из пеiаников и алевролитов яснополянского надгоризонта и, наконец, из известняков башкирского и верейского горизонтов.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении залежей 302-303 принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая

мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Каменноугольная система - С

В пределах 302-303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел - С1

Серпуховский ярус - С1srp

В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.

Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными.

Продуктивная часть серпуховского яруса - протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.

В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.

Среднекаменноугольный отдел - С2

Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.

Башкирский ярус - С2bsch

По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микро-

зернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.

Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении основным структурным

geum.ru