Южно-Шапкинское нефтяное месторождение. Шапкинское месторождение нефти


2.Геолого-техническая и экономическая характеристика южно-шапкинского месторождения.

2.1. Краткая географо-геологическая характеристика Южно-шапкинского месторождения

Южно-Шапкинское месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Ближайшими населенными пунктами является п. Харьяга и г. Нарьян-Мар, расположенные, соответственно, в 70 км к востоку и 75 км к северо-западу от месторождения. Обзорная карта района работ приведена на рис.1.1. Доставка технического снаряжения, рабочего персонала осуществлялась из г. Усинска (280 км от участка работ), связь с которым осуществляется частично автомобильным транспортом по дороге с твердым покрытием и частично автомобильным и гусеничным транспортом по зимним временным дорогам.

В геоморфологическом отношении территория находится в западной части Большеземельской тундры в бассейне рек Шапкино и Серчейю и представляет собой моренную равнину, расчлененную долинами рек с крутыми обрывистыми, реже низкими болотистыми берегами. Рельеф слабо всхолмленный с отдельными возвышенностями, достигающими отметок +160 м над уровнем моря. Поверхность территории покрыта сетью многочисленных ручьев, притоков различного порядка. Глубина врезов 10-15 м, ширина от 20 до 100 м. Местность является типичной для тундры, безлесной ландшафтной зоной субарктического пояса с характерной мохово-лишайниковой растительностью.

Климат района континентальный, холодный с избыточным увлажнением. Характерны короткое (2-3 месяца), прохладное лето и продолжительная (6-7 месяцев) холодная зима с устойчивым снежным покровом. Среднегодовая температура составляет –3.1-5.1оС, в зимний период минимальная температура достигает -53 оС, летом – максимальная до +33 оС. Продолжительность светового дня в зимний период 3-5 часов, летом 18-22 часа.

Для технического водоснабжения буровых работ используются естественные водоемы (озера, ручьи). Грунтовые воды из-за мерзлотных условий не используются. Кроме того, для технического водоснабжения, при необходимости поддержания пластового давления, могут быть использованы воды юрского водоносного комплекса, имеющего региональное распространение и обладающего значительными ресурсами минерализованных вод.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Современные ММП вскрыты на глубине 15-40м, кровля реликтовых ММП отмечается на глубинах около 70,0-120м, подошва – на глубине около 246- 465м. В долинах крупных водотоков отмечается погружение кровли реликтовой мерзлоты. Многолетнемерзлые породы в районе развиты повсеместно. Подошва реликтовой мерзлоты находится на глубине 246-465 м.

Вскрытый разрез осадочного чехла Южно-Шапкинской площади представлен средне-, верхнедевонскими, каменноугольными, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями толщиной более 4.2 км. Сводный литолого-стратиграфический разрез Южно-Шапкинского купола представлен в Граф. прил. 2.1.

Исходя из геологического строения соседних территорий можно предположить наличие в изучаемом районе нижнедевонских, а также силурийских и ордовикских отложений.

Кровля фундамента на основании геофизических исследований ожидается на глубине 6-7 км.

studfiles.net

Южно-Шапкинское нефтяное месторождение — Википедия (с комментариями)

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

<imagemap>: неверное или отсутствующее изображение

В этой статье не хватает ссылок на источники информации.Информация должна быть проверяема, иначе она может быть поставлена под сомнение и удалена.Вы можете [http://o-ili-v.ru/wiki/index.php?title=%D0%AE%D0%B6%D0%BD%D0%BE-%D0%A8%D0%B0%D0%BF%D0%BA%D0%B8%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B5_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1%8F%D0%BD%D0%BE%D0%B5_%D0%BC%D0%B5%D1%81%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B6%D0%B4%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5&action=edit отредактировать] эту статью, добавив ссылки на авторитетные источники.Эта отметка установлена 15 декабря 2011 года.
[[К:Википедия:Статьи без источников (страна: Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.)]][[К:Википедия:Статьи без источников (страна: Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.)]][[К:Википедия:Статьи без источников (страна: Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.)]]Ошибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.Южно-Шапкинское нефтяное месторождениеОшибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.Южно-Шапкинское нефтяное месторождениеОшибка Lua: callParserFunction: function "#property" was not found.Южно-Шапкинское нефтяное месторождение

Южно-Шапкинское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ненецком автономном округе. Открыто в 1970 году. Освоение началось в 2002 году.

Запасы нефти составляет 30 млн. тонн. Плотность нефти составляет 33.8° API. Содержание серы составляет 0,60%.

Оператором месторождение является российская нефтяная компания Газпром трансгаз Нижний Новгород. Добыча нефти на месторождении в 2010 г. — составила 0,651 млн. тонн.

Напишите отзыв о статье "Южно-Шапкинское нефтяное месторождение"

Отрывок, характеризующий Южно-Шапкинское нефтяное месторождение

– Нет, Изидора, это неправда. Катары не «верили» в Христа, они обращались к нему, говорили с ним. Он был их Учителем. Но не Богом. Слепо верить можно только лишь в Бога. Хотя я так до сих пор и не понял, как может быть нужна человеку слепая вера? Это церковь в очередной раз переврала смысл чужого учения... Катары верили в ЗНАНИЕ. В честность и помощь другим, менее удачливым людям. Они верили в Добро и Любовь. Но никогда не верили в одного человека. Они любили и уважали Радомира. И обожали учившую их Золотую Марию. Но никогда не делали из них Бога или Богиню. Они были для них символами Ума и Чести, Знания и Любви. Но они всё же были ЛЮДЬМИ, правда, полностью дарившими себя другим.

o-ili-v.ru

Коми АССР Шапкинское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

В результате проведенной обработки собранного материала представляется возможным также проследить изменение некоторых свойств нефтей и растворенных в них газов в пределах провинции. [c.33] Известно, что величина коэффициента растворимости газа в нефти зависит как от состава газа, так и от состава нефти. Коэффициент тем выше, чем легче нефть и чем больше тяжелых гомологов метана содержится в растворенном газе. Этот коэффициент зависит также и от содержания неуглеводородных компонентов газа. Таким образом, этот параметр в значительной степени характеризует всю систему в пластовых условиях, являясь обобщающей характеристикой нефти. [c.33] В качестве первого объекта исследования был выбран один из самых обширных нефтегазоносных бассейнов нашей страны — Северо-Каспийский. Он охватывает приподнятые части востока Русской платформы, в состав которой входят большая часть Волго-Уральской области с примыкающей к ней территорией Нижнего Поволжья, южная часть Предуральского краевого прогиба, северные склоны Южно-Эмбенского поднятия и вала Карпинского с оконтури-вающими их с севера прогибами и Прикаспийская сннеклиза. Упомянутые части бассейна, несмотря на различия в глубинном строении и истории развития, связаны между собой, поскольку они являются элементами единой водонапорной системы. [c.33] Взятые для построения горизонты представлены и разными коллекторами. Так, в пашийском и бобриковском горизонтах залежи нефти приурочены исключительно к терригенным коллекторам в турнейском ярусе — к карбонатным, за исключением нескольких залежей в Куйбышевской области (Мухановская группа месторождений) в башкирском ярусе — к карбонатным отложениям. [c.36] Наиболее представительными по числу охваченных месторождений и нефтегазоносных областей являются схемы изменения коэффициента растворимости газа в нефтях пашийского и бобриковского горизонтов. При изучении этих схем были выявлены описываемые ниже особенности изменения коэффициента растворимости по территории Урало-Волжской нефтегазоносной провинции. [c.36] На моноклинальных склонах Русской платформы вблизи Предуральского прогиба коэффициент растворимости газа в нефти увеличивается в сторону границ прогиба. Вблизи Прикаспийской впадины коэффициент растворимости увеличивается в сторону границ впадины. Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами изменения коэффициента растворимости, проходят параллельно границам Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба. Такая закономерность прослем ивается не только в пределах Урало-Волжской нефтегазоносной провинции, но и распространяется далее на территорию Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, рис. 14. [c.36] Интересно отметить, что, уменьшаясь вверх по моноклинальному склону от бортов Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба, коэффициент растворимости вновь увеличивается на крупных платформенных сводах — Татарском и Жигулевско-Пугачевском. [c.36] Рассмотренные закономерности изменения коэффициента растворимости по месторождениям, приуроченным к терригенным, девонским отложениям, характерны и для нефтеносных горизонтов турнейского, визейского и башкирского ярусов (рис, 15). На схемах, построенных по залежам этих горизонтов, хорошо видно, что коэффициент растворимости газа в нефти, максимальный вблизи границ Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины, уменьшается вверх по моноклинальным склонам в глубь платформы, а на платформенных сводах — Татарском и Жигулевско-Пугачевском — он вновь увеличивается. [c.36] На территории Прикаспийской впадины изменение коэффициента растворимости газа в нефти изучено в пределах солянокупольной области. По среднеюрскому продуктивному комплексу построена подобная схема изменения коэффициента растворимости (рис. 16). Линии, ограничивающие зоны с определенными интервалами его изменения, охватывают Гурьевский прогиб, повторяя его очертания, а -значения коэффициента уменьшаются в сторону прогиба, т. е. и здесь четко выделяется, несмотря на сложное строение нефтегазоносных горизонтов, связь изменения коэффициента растворимости газа в нефти с тектоническим районированием региона. Эта связь намечается и для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Так, максимальный коэффициент растворимости по горизонту В относится к центральной части Нижневартовского свода. На западном и восточном окончаниях свода коэффициенты растворимости для залежей этого горизонта уменьшаются. [c.36] Для Волго-Уральской нефтегазоносной провинции были построены и проанализированы схемы изменения таких параметров пластовой нефти, как плотность, вязкость, газосодержание. Характер их изменения в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции связан с приуроченностью залежей к крупным тектоническим- элементам. [c.37] Содержание азота и метана в нефтяном газе также зависит от удаленности залежей от границ Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины и приуроченности их к сводам или межсводовым прогибам. [c.37] При сравнении всех построенных схем видно, что при переходе от верхних стратиграфических горизонтов к нижним происходит общее увеличение коэффициента растворимости. На Татарском своде для девонского горизонта он достигает 0,6-10 (м м )/МПа, в то время как для бобриковского горизонта на тех же месторождениях он составляет 0,3- 10—0,4-10 (м /м )/МПа. На восточном окончании Жигулевско-Пугачевского свода для девонских отложений самые высокие значения коэффициента растворимости составляют 1,12 и 1,18, а для бобриковского горизонта соответственно 0,85-10 и 1,09-10 (м м )/МПа. Такая же зависимость наблюдается для карбонатных отложений турнейского и башкирского ярусов в нижезалегающем турнейском ярусе коэффициент растворимости выше, чем в башкирском. [c.37] Выявленные закономерности изменения свойств нефтей в пластовых условиях на обширных территориях могут учитываться при решении многих вопросов, например перспективности поисков нефтегазовых залежей с заданными свойствами нефтей, изучения направления миграции углеводородов, определения прогнозных запасов растворенного в нефти газа, в том числе отдельно по газам заданного состава. [c.37] Нефтяные и газовые месторождения обнаружены от южных границ провинции до северных, прилегающих к морю районов провинции (рис. 17). Условия залегания и свойства нефтей в пластовых условиях месторождений провинции меняются в широких пределах. Регионально нефтеносными являются песчаники франского, живетского и эйфельско-го ярусов девонской системы. [c.38] Физико-химические свойства нефтей месторождений Коми АССР и Ненецкого автономного округа изучали в лаборатории Ухтинской тематической экспедиции (УТЭ) Ухтинского территориального геологического управления (УТГУ) и в ПечорНИПИнефти. [c.38] Месторождение приурочено к Шапкино-Юрьяхинскому валу, осложняющему Денисовскую впадину, представляет собой антиклинальную складку, вытянутую в северо-западном направлении. [c.39]

Вернуться к основной статье

chem21.info