Оценка состояния Татышлинского нефтяного месторождения Республики Башкортостан. Ташлинское месторождение нефти


1.4. Характеристика Ташлинского и Александровского районов Оренбургской области

Александровский район

Дата образования района - 20 января 1935 г. Площадь территории - 3,1 тыс. кв. км. Население - 15,4 тыс. чел.

Для района характерен континентальный климат с резкими колебаниями температуры в течение года, холодной зимой, жарким сухим летом, суховеями и ранним наступлением заморозков. Территория района расположена на приуральской сильно-волнистой сыртовой возвышенности. Основные реки: Ток, Малый Уран, Молочай, Биткул, Зиганик. Почвы района большей частью маломощные черноземы (40-47 %), среднемощные (15-20%), остаточно-карбонатные (28%). По механическому составу преобладают глинистые и тяжелоглинистые разновидности, 97 % которых потенциально опасны к ветровой эрозии. Территория Александровского района одна из самых безлесных в области. Доля пашни в структуре земельного фонда одна из наиболее высоких в области – 65 %.

Полезные ископаемые.

Благодаровско-Колгановская группа месторождений нефти вытянута гирляндой вдоль юго-восточной границы района в междуречье рек Ток, Янгиз, Малый Уран и Каргала. Соболевское месторождение нефти расположено в 3 км. Северо - западнее села Успенка, вытянута с юго-запада на северо-восток на 8 км. Каменское месторождение кирпичных глин расположено в 0,8 км. к северу от села Каменка в верховьях реки Малый Уран. Глины в естественном виде пригодны для получения полнотелого кирпича марок 75-100. Балансовые запасы глин месторождения по категориям В + С1 составляют 119,2 тыс. куб. м.

Александровский район расположен в западной сельскохозяйственной зоне Оренбургской области, вдалеке от больших автомобильных и железных дорогРайон многонациональный. В районе 126 национальностей (из них русские - 61,5%, татары - 16,7%, башкиры - 10,6%, украинцы - 2%, казахи -2%, мордва - 1,8%). Большая часть населения занята производством и переработкой сельскохозяйственной продукции, поскольку в районе развиты растениеводство, мясомолочное скотоводство, овцеводство и свиноводство.

Финансово-экономический потенциал района строится на развитии сельского хозяйства.

Ташлинский район

Дата образования - 1934 г. Площадь территории - 3,4 тыс. кв. км. Население - 25,1 тыс. чел. Природные ресурсы, полезные ископаемые: месторождения газа, кирпичных глин, ПГС.

Расположен в юго-западной части Оренбургской области. Граничит с Первомайским, Сорочинским, Новосергиевским, Илекским, Тоцким районами, а по реке Урал - с Казахстаном.. Рельеф волнисто-равнинный, изрезан оврагами и балками. Месторождения: глина, песчаники, известняки, горючие сланцы, гравий, нефть.

Климат резко-континентальный. Район имеет 8 степных рек, которые не используются в экономике района ввиду их мелководности. Почвы главным образом черноземно-южные, среднесуглинистые, в основном пригодные для сельскохозяйственного производства. В районе ведется добыча песка, глины, песчано-гравийных смесей. Карьеры небольшие.

Численность населения - 27046 человек. Население района представлено более 20 национальностями. Наибольшее число - русские -74,1%, казахи - 7,2%, татары - 5,9%, украинцы - 5,2%, мордва - 3,9%, остальные меньше 1%.

Экономика. Агропромышленный комплекс является крупнейшим сектором экономики района, от эффективной работы которого во многом зависит стабильность экономической, социальной и политической ситуации в районе. Ведущей отраслью района является сельское хозяйство.

studfiles.net

Отвод земельного участка под строительство нефтедобывающей скважины № 11 Северо-Елтышевского нефтяного месторождения. Оренбургская область, Ташлинский район.

Номер заключения 56.08.05.000.Т.000097.06.09 Дата 08.06.2009 Тип бланка заключения санитарно-эпидем. заключение на проекты, ТУ (терр.орг, 2005) [21] Типографский номер бланка 725245 Проектная документация Отвод земельного участка под строительство нефтедобывающей скважины № 11 Северо-Елтышевского нефтяного месторождения. Оренбургская область, Ташлинский район.   СООТВЕТСТВУЕТ государственным санитарно-эпидемиологическим правилам и нормативам:СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов" (новая редакция). СП 2.6.1.758-99 "Нормы радиационной безопасности (НРБ-99)". СП 2.1.5.980-00 "Гигиенические требования к охране поверхностных вод". СанПиН 2.1.5.1059-01 "Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения".Основание:Заключение санитарно-эпидемиологической экспертизы филиала ФГУЗ "Центр гигиены и эпидемиологии в г.Сорочинске, Сорочинском, Красногвардейском, Новосергиевском, Ташлинском районах Оренбургской области" № 0008 от 8.05.2009 года. Протокол замеров гамма-фона № 10 от 7.05.2009 года. Фирма-разработчик ОАО "Илекнефть". 460001, Оренбургская область, г.Оренбург, ул. Потехина, 27 "Б".Российская Федерация Приложение

Отвод земельного участка под строительство нефтедобывающей скважины № 11 Северо-Елтышевского нефтяного месторождения. Оренбургская область, Ташлинский район.

Характеристика земельного участка (территории):Размеры (площадь) - 30000-50000 м(2).Вид грунта - суглинки.Рельеф - спокойный.Высота стояния грунтовых вод - 15 м.Наличие заболоченности - нет.Наличие зеленых насаждений - нет.Преимущественное направление ветра - юго-восточное.Использование участка (территории) в прошлом - под застройку не использовался.Размещение участка по отношению к окружающей территории, имеющимся строениям - в 1200м на юго-запад от с.Мирошкино Ташлинского района Оренбургской области. С запада, севера, юга, востока располагаются поля сельскохозяйствееных угодий.Характеристика возможных влияний указанного объекта строительства на окружающую среду и гигиенические условия жизни человека - при выполнении проектных решений вредное влияние исключается.Класс объекта по санитарной классификации, размеры санитарно-защитной зоны в соответствии с СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 "Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов" (новая редакция) - первый класс, санитарно-защитная зона 1000 метров.Источники водоснабжения, возможность организации зоны санитарной охраны - не предусмотрнено.Возможность канализования объекта- не предусмотрено.Место спуска бытовых сточных вод (соответственно требованиям)- не предусмотрено.Возможность теплоснабжения объекта - не предусмотрено.Условия отвода поверхностных вод с территории - в соответствии с проектом.

Все данные получены с сервера поиска по Реестрам Роспотребнадзора и санитарно-эпидемиологической службы России

e-ecolog.ru

Нефтегазоносные комплексы Прикас

 

 

Литолого-стратиграфические комплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляют самостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренных ранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо их признаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождения нефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны с палеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатном месторождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасов углеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.

Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфических комплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основными нефтепроизводящими среди которых являются глубоководные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые во внутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареал распространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительных масштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.

Глубинный интервал залегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах 1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров и десятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячу метров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов, обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного в нефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложные соотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертой Прикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочного чехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно, оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, так и на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.

В карбонатном комплексе среднего девона промышленная нефтегазоносность установлена на северном обрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной с рифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского) "биогермного" массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Чинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десяти месторождений, из которых три нефтегазоконденсатные.В скважине-первооткрывательнице зоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565 м получен газ с конденсатом. Дебит газа 170 тыс. м3/сут., конденсата 221,8 т/сут на 9,5 мм штуцере. Из интервала 4518-4526 м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата, плотностью 0,93 г/см3, составило 993 г/см3. В разрезе эйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.

Скважиной-открывательницей нефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой при испытании интервала 5647-5680 м в живетских отложениях был получен приток нефти и газа дебитами 72,6 т/сут и 69,1тыс. м3/сут соответственно. Нефтяная залежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождении затем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256 м в эйфельских отложениях составил соответственно 24,2 м3/сут. и 69тыс. м3/сут.

На Чинаревской площади в скважине 4 - первооткрывательнице газоконденсатного месторождения в рифогенных бийских карбонатах при испытании интервала 5145-5172 м дебит газа составил 87,6 тыс. м3/сут, конденсата 36,2 м3/сутки. На востоке впадины наличие эйфельских карбонатных отложений установлено на Темирском мегаатолле, но промышленная нефтегазоносность до настоящего времени не выявлена. Терригенный комплекс среднего-верхнего девона (D2 gv-D3 f1 p-kn) содержит регионально-нефтегазоносные песчано-алевритовые пласты в пашийских (D3-I, D3-II), ардатовских и воробьевских отложениях (D2-III, D2-IV). С ними связан ряд месторождений на северо-западном обрамлении впадины (Зап. Ровненское, Краснокутское, Ташлинское, Долинское, Зайкинское, Росташинское, Разумовское, Вишневское, Зап. Вишневское, Конновское и др.). Дебиты газа из ардатовско-воробьевских песчаников колеблются от 56 до 280тыс. м3/сут, конденсата от 80м3/сут до 200м3/сут, нефти от 100,24м3/сут до 164,5м3/сут.

На Карачаганакском месторождении живетские отложения участвуют в формировании единой нефтяной залежи с эйфельскими отложениями. Промышленные, но невысокие дебиты установлены из отложений терригенного девона на Долинной площади, где в скв. 101 из интервала 5356-5396 м получен газ с конденсатом дебитом 178тыс. м3/сут. Сравнительно небольшой дебит может быть связан с ухудшением коллекторских свойств пород во внутренних прибортовых районах Прикаспийской впадины за счет увеличения глинистости разреза и выклинивания пластов-коллекторов. А скв. 101 Долинная расположена именно во внутренней части Прикаспийской впадины относительно барьерно-рифового уступа эйфельского возраста, трассируемого в южной части Бузулукской депрессии.

Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (D3 f1 S-C1 t) характеризуется широким ареалом промышленной нефтегазоносности в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях. Впервые промышленный приток нефти дебитом 40м3/сут на 5 мм штуцере из верхнефранских отложений был получен в 1973г. на. Зап. Ровненском поднятии девонско-турнейского барьерного рифа при испытании интервала 4349-4370м. Промышленная продуктивность данково-лебедянских и заволжских отложений фаменского яруса установлена на месторождениях Лимано-Грачевской группы. С 1974г. по настоящее время в пределах бортовых зон и внутренней части Уметовско-Линевской депрессии открыто более 20 месторождений в рифовых ловушках евлано-ливенского.

Предположение о продолжении Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, южной частью которой является Муханово-Ероховский прогиб, в Прикаспийскую впадину было высказано ранее. На основании проведенного рядом исследователей анализа литолого-фациальных особенностей франских карбонатных отложений с учетом закономерностей строения и распространения, карбонатных литолого-стратиграфических комплексов мы также рассматриваем Колганский прогиб как продолжение во впадину Муханово-Ероховского прогиба. С бортовыми зонами последнего связаны Смоляное, Ольховское, Красное нефтяные месторождения в средне- и верхнефранских карбонатных отложениях. А во внутренних районах Колганского прогиба с надрифовыми терригенными отложениями кол ганской толщи, являющейся толщей компенсации этого прогиба, связаны залежи нефти на Дачно-Репинском и Донецко-Сыртовском месторождениях.

На Карачаганакском нефте-газоконденсатном месторождении (НГКМ) нефтяная оторочка располагается в отложениях фаменско-турнейского возраста. Притоки нефти и газа, полученные из интервалов 5131-5135м и 5158-5161м в скв. 7, составляли соответственно 235,2т/сут и 171,4тыс. м3/сут. Дебиты нефти в отдельных скважинах достигали 326-1500т/сут. На Тенгизе верхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме. На Астраханском своде приток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонских отложений в скв. 2 Володарской.

Нижневизейский терригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины на нескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35 эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское и др.), на северном обрамлении - Зап. Степновское, Росташинское, Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).

В Оренбургской области с продуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплекса связано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба.

На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м3/сут., и Жанатан, на которой дебит нефти составил 8,0м3/сут. Незначительные притоки нефти и газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где в процессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70м3/сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносных горизонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а из интервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена на площади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м3/сут., а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.

Верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный комплекс (C1 V2 -C2 b1 ) содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское (Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс является преимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержанием конденсата.

В зоне бортового уступа на северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирского подъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытании скв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил 54,2м3/сут., газа 3,8тыс. м3/сут. При пробной эксплуатации на 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м3/сут, газа 2,2тыс. м3/сут. На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газа при 4мм шайбе составил 12,7тыс.м3/сут.

На северном и западном обрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторождений Нижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях - на Оренбургском месторождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском, Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др. месторождениях. На Карачаганакской рифовой постройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасы углеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м. Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа в скв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м3/сут, конденсата 754,4 м3/сут на 14мм штуцере.

На юге и востоке впадины комплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров, таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол. Опробование продуктивных отложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностью характеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважины с величиной начального дебита от 400 до 500м3/сут и выше. Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколько ниже - от 200 до 400м3/сут. Следует отметить, что, наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами 15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемких коллекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенного в основном породами рифового генезиса.

Промышленная нефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале 4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где получен приток нефти дебитом 140м3/сут на 6мм штуцере. На Тажигалинской площади (Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирского возраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был получен интенсивный приток нефти и газа. Через отводы скважина фонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газа достигал 600тыс. м3/сут, нефти 50-70 т/сут.

На востоке Прикаспийской впадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфа открыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от 3,95м3/сут до 261м3/сут, газа от 21,0тыс.м3/сут до 219тыс.м3/сут. Прямые признаки нефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын, Башенколь. Астраханское серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных, характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем 300-400тыс. м3/сут, достигающими иногда 731тыс. м3/сут (скв. 42).'Дебиты конденсата 73,4-139,1м3/сут.

Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C2 b2 -C2 m1 vr) продуктивен на северо-западном обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское, Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским отложениям приурочена мелкая залежь газа. На северо-востоке и востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона, составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).

Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m1 k-P1 ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей каменноугольную. Дебиты газа достигали 560тыс. м3/сут, конденсата 318м3/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском нефте-газоконденсатном месторождении основные запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,0 млн. м3/сут и более. Толщина нефтяной оторочки 20м.

Дебиты нефти 1-20 м3/сут, иногда достигают 80 м3/сут. С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области (прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское, Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м3/сут, конденсата - 207 т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки нефти - 130 т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191 т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935 м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5 т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193 т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550 г/м3.

На отдельных площадях продуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская, Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пласты доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей - пластовый, сводовый. Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также над основной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения. На Карасальской моноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен приток нефти, газа и воды с дебитами соответственно 178 м3/сут; 18,82 тыс.м3/сут; 268м3/сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальной рифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.

На востоке продуктивная часть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно с продуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуется меньшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского, Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связана промышленная нефтегазоносность этой толщи. На Жанажольском газоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка - 90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м3/сут, конденсата 162 м3/сут, нефти - 154 м3/сут. На Синельниковском нефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы, сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5 м3/сут до 47 м3/сут. Этаж нефтеносности составляет 80 м.

На месторождении Алибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке - 1857 м, газонасыщенная мощность 204 м, толщина нефтяной оторочки 82 м. Дебиты газа достигали 94 тыс. м3/сут, нефти до 12 м3/сут, через 5мм штуцер. Урихтау - нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной части месторождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69 м. Дебиты газа составляют 103-224 тыс. м3/сут, конденсата 58-95 м3/сут, нефти - 40-111 м3/сут. На Тортайском месторождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892 м (кровля московско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.

В терригенных нижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе, Восточный Акжар. На месторождении Кенкияк установлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебиты притоков из артинских отложений составили: нефти - 139 м3/сут, газа 51тыс. м3/сут (скв. Г-104, интервал 4061-4083м). Приток нефти дебитом 112 м3/сут был получен из сакмарских отложений. Линзовидные залежи нефти, мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляют собой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из нижележащих карбонатных отложений.

Каратюбе-Акжарская зона нефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивным горизонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), на нефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен в скв. 5 Вост. Акжар - 749-1200м3/сут в интервале 5049-5075м, что обусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойств терригенных пород. На юге впадины на площади Сазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефти дебитом 28м3/сут и газа 47тыс. м3/сут на 3мм штуцере из терригенных ассельских отложений.

Анализ свойств нефтей, газов и конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их состава и распространения в плане и разрезе. Нефти подсолевых отложений Прикаспийской впадины независимо от стратиграфической приуроченности характеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновому типу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесей нефть в терригенных подсолевых отложениях - бессернистая, в карбонатных комплексах - в той или иной степени сернистая. В восточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826 г/см3) нефти с высоким содержанием бензинов (35%) и нафтено-ароматических углеводородов в отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол и асфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средние и тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительным количеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим - ароматических углеводородов (до 12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.

Нефти в карбонатных отложениях нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадины характеризуются плотностью от 0,817 до 0,981г/см3 (от легких до тяжелых), от малосернистых до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых до парафинистых (0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%). Самые легкие" нефти (0,808г/см3) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Они характеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов (20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержание серы колеблется от 0,22 до 0,65%.

На Карачаганакском нефте-газоконденсатном месторождении конденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакского месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах присутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводорода сравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и в незначительных количествах азот (0,7%).

На Оренбургском нефте-газоконденсатном месторождении газ основной залежи имеет плотность 0,533-0,903 г/см3 (от легкого до тяжелого), метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от 1,45% на западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота (0,15-8,8%). По групповому углеводородному составу конденсат метанонафтенового состава, содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7% и метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см3, сернистая (0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востоке впадины нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые. Для нефтей, связанных с природными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерное изменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и по разрезу.

Большинство углеводородных залежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Они содержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких углеводородов, т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным фактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти. Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см3, на Карачаганакском она изменяется от 0,791 г/см3 в верхней части залежи (на глубине 4км) до 0,825 г/см3 в ее низах (на глубине 5км). На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет 0,710-0,750 г/см3. Таким образом, намечается закономерное утяжеление конденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском и Жанажольском месторождениях составляет 420-500 г/м3, а на Карачаганакском изменяется от 450г/м3 в породах нижней перми до 1000г/м3 в отложениях карбона.

Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (h3 S до 6%), в юго-восточных - до 24% (h3 S - 20%) и на юго-западе - до 50% (h3 S свыше 23%). На Тенгизе нефти легкие (0,800-0,817 г/см3), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуется низким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с очень небольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установлены также на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность ее здесь несколько выше (0,848-0,849 г/см3), содержание бензинов 13-31%, серы - иногда достигает 1%. На северном борту нефть месторождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см3, малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).

Нефть Карачаганакского месторождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836 г/см3), сернистая (1,34%), парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%). Газ на месторождениях Лободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортового уступа, метанового состава, легкий (0,587г/см3) с содержанием h3 S (0,09-0,12%), СО2 - 5%. На Астраханском серогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановый состав (h3S - 22,7-26,9; СО2 - 11,0-26,8%). Содержание стабильного конденсата в газе 550-570 г/м3, конденсат тяжелый до 0,818г/см3, выход светлых фракций (до 300 °С) - 73%.

Нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, от легких до тяжелых (0,814-0,891г/см3), малосернистые (0,18-0,60%), от мало- до высокопарафинистых (1,20-10,92 %), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%). На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см3), сернистые (0,80-0,97%), парафинистые - 2,13%, малосмолистые 5,10 %. На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые (0,2-0,5), мало - и сред - несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистых и асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.

Нефти девонских залежей изучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевской депрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востоке впадины. Нефти девонских залежей характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см3) с высоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые (0,32-4,18%).

Конденсаты Зайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см3), маслянистые, маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенных минеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составу метановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержанием конденсата до 993г/м3. На Чинаревском газоконденсатном месторождении пластовый газ по составу метановый с отсутствием кислых компонентов. На юго-востоке впадины нефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя (0,780-0,820 г/см3), содержание серы меняется от 0,45 до 1%, характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) и большим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты (3,7%).

Анализ распределения основных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяет сделать следующие выводы. Верхневизейско-нижнебашкирский рифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкам барьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам (Жанажол - толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породы рифового генезиса.

Рифовый комплекс среднего-верхнего карбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимает второе, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородов приурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений, таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.

Залегающие на больших глубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона и нижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородов по всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, по сравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовых ловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурах уплотнения.



biofile.ru

Пески Сахары в Ульяновской области

Начну с того, что год назад  одна моя подруга заразила нас болезнью, имя которой Геокешинг. Я как то  писала про это, но хочу продолжить тему.Кто не знает, геокешинг - во-первых, это сайт, во-вторых, это целое движение по кладоискательству;). Это конечно условно, но вообще  геокешеры – это люди которые увлечены путешествиями, посещениями интересных мест которых в каждой области найдется  масса. Кстати клады могут быть и настоящие – геокешеры их зарывают сами, а потом сами их и ищут))Я пока не встречала в живую наших симбирян, которые этим увлечены, но очень надеюсь (подруга не в счет, т.к. давно живет в Москве)Так вот, мы недавно в погоне за интересными местами в  Ульяновской области решили посетить одно из мест Ульяновской области: Ташлинский карьер.А вы знаете, что в Ульяновской области месторождение кварцевых песков третье по величине и по качеству?? Хотя , конечно же в начальной школе об этом говорят, но насколько оно грандиозное, я даже не представляла! Конечно, за неимением месторождений нефти и бриллиантов в нашей области,  нужно гордиться третьим в мире   месторождением кварцевого песка.

На это стоит посмотреть. Но нужно туда ехать летом и , желательно, в хорошую погоду.

Ульяновская область, Ташлинский карьер

Когда мы туда приехали, местные жители на отправили в объезд, и мы немного заблудились. Первый раз мы подъехали к карьеру с его дальней стороны- первая фотография. А потом  подъехали со стороны Силикатного (по стрелке на первом фото) и увидели то что на второй фотографии.(стрелками указаны места откуда делались фотографии)

 

ташлинский карьер ульяновская область

 

Ташлинское месторождение было открыто в 1934 году. Наиболее чистое месторождение кварцевых песков находится в Гегенбоке (Германия), второе по качеству – в Фонтебло (Франция), следующее – Ташлинское, четвертое – Оттавское (Канада), а замыкает пятерку лучших месторождений мира Линское (Великобритания).

Общая площадь карьера 100 га, глубина трех террас 46 метром.Самое замечательное то, что можно совершить прогулку по верхней части карьера и  сделать замечательные фотографии. Рядом находится смешанный лес – сосны и дубы. Так что если вы приедете туда на пикник - получите море впечатлений. Только убирайте, пожалуйста, за собой мусор, чтобы не убивать  окружающую красоту.

"Официальная информация (источник сайт геокешинг.су)":С 1953 г. разработку месторождения осуществляло Ташлинское карьероуправление, преобразованное в 1983 г. в Ташлинский горно-обогатительный комбинат, основным видом деятельности которого является добыча, обогащение и сбыт природных и обогащенных кварцевых песков. С 1993 г. Ташлинский горно-обогатительный комбинат акционировался и был реорганизован в Открытое акционерное общество «Кварц».

Немного истории (источник сайт геокешинг.су):Богатство Ташлинских гор – чистейший кварцевый песок. Старожилы рассказывали, что об этих песках было известно давно. Более 120 лет назад князь Оболенский, владелец Никольского стекольного завода в Пензенской области, присылал в эти места крестьян, которые рыли здесь шурфы, насыпали белоснежный песок в мешки и везли его на лошадках в имение князя. Посуда и цветное стекло шли с его завода в основном за границу и продавались там вне конкуренции. Уже в советское время в 1935 году Никольский стекольный завод «Красный гигант» открыл здесь карьер по добыче Ташлинских песков. К ямам, из которых брали песок, проложили узкоколейку. Около разработок возник поселок. Было в нём 7 землянок. Сейчас это место засыпано отвалами. В эти же годы на Мокрой поляне, сейчас на этом месте находится оборотное водохранилище Ташлинского горно-обогатительного комбината, была организована добыча камня. Карьер назывался Ташлинским.Рядом с карьером были построены контора, барак, землянки. Назывался вновь возникший населенный пункт – поселок Ташлинского каменного карьера. Чем же уникальны Ташлинские пески? Тем, что двуокиси кремния в песке 99,5 процента. Он белый, мелкий, чистый, сухой. Ташлинское месторождение кварцевых песков – единственное, не считая Раменское в Подмосковье. Причем запасы песков в Ташле практически неисчерпаемы.Строительство завода силикатного кирпича началось в 1951 г. С этого времени начинается фактически история самого поселка Силикатный. 27 августа 1956 г. на заводе была получена первая вагонетка продукции. Диковинный по тем временам белоснежный кирпич положили на расшитое полотенце и носили по всему поселку.

 

_______________________________________________________________________

Пингвины, это ласточки, которые жрали после 18-00

simmama.ru

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

Татышлинское месторождение

Cтраница 1

Татышлинское месторождение, открытое в I960 г., входит в Юго-машево - Игровскую группу, объединяющую восемь мелких месторождений, расположено в северо-западной краевой части Башкирского свода. Оно представляет собой антиклинальную складку почти широтного простирания.  [1]

Ново-Казанчинское и Татышлинское месторождения находятся у северной границы республики, к северо-западу от пос.  [2]

Керны Татышлинского месторождения в основном гидро-фобны или имеют промежуточную смачиваемость. Керн 13пп Кузбаевского месторождения гидрофобен, а керны 22пп и 23пп Бураевского месторождения гидрофильны.  [3]

На Татышлинском месторождении эксплуатационное бурение на нижний карбон начато в конце 1968 года. Выделено три эксплуатационных объекта: терригенные отложения девона, нижнего карбона и карбонаты среднего карбона.  [4]

Участок залежи нижнего турне Татышлинского месторождения разбурен системой 11 ГС и 3 ВС. Десятью ГС отобрано 96 2 тыс. т, или 81 1 % от накопленной добычи, 9 ГС имеют дебиты от 3 до 17 9 т / сут.  [5]

Продуктивная толща тульского и бобриковского горизонтов Татышлинского месторождения по литолого-петрографической характеристике подразделяется на две пачки. Нижняя пачка представлена переслаиванием песчаников, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев радаевского и бобриковского горизонтов.  [6]

На основании положительного опыта разработки залежи нефти турнейского ярус Татышлинского месторождения системой ГС, было принято решение о разработке Г залежи нефти башкирского яруса Югомашевского месторождения.  [7]

На основании положительного опыта разработки залежи нефти турнейского яруса Татышлинского месторождения системой ГС и по причине отсутствия проектного фонда скважин для бурения на отложениях башкирского яруса Югомашевского месторождения в пределах менее 3-метровой изопахиты геологическими службами НГДУ Краснохолмскнефть и АНК Башнефть было принято решение о разработке ГС залежи нефти башкирского яруса Югомашевского месторождения.  [8]

Единственное промышленное скопление нефти в известняках намюрского яруса имеется на Татышлинском месторождении.  [9]

Необходимо отметить, что в отличие от кернов Кузбаев-ского и Бураевского месторождений керны Татышлинского месторождения отличаются значительно меньшими значениями проницаемости.  [10]

Первые 10 ГС были пробурены в 1991 - 1996 гг. на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения согласно технологической схеме опытно-промышленных работ, составленной БашНИПИнефть. Расположение скважин параллельно-рядное - в 2 ряда по 4 скважины с расстоянием между горизонтальными стволами в ряду 200 - 350 м, а между рядами - 300 - 500 м; пробурены 2 разрезающие скважины между рядами.  [11]

Первые десять ГС были пробурены в период с 1991 - 1996 годы на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения. Начальный дебит нефти одной ГС за первый год эксплуатации составил - 8.9 т / сут, тогда как начальный дебт одной ННС данной залежи - 3.2 т / суг. Текущий дебит по ГС составил - 5.1 т / сут пру весовой обводненности - 20.3 %, по ННС - 0.9 т / сут при весовой обводненности - 13 6 % Таким образом, начальный дебит ГС в 2.8 раза, а текущий в 5 раз превышаеп соответствующие дебиты окружающих ННС. Накопленная добыча нефти по ГС Татышлинского месторождения составила 147.0 тыс. тонн, из них дополнительная добыч.  [12]

Первые десять ГС были пробурены в период с 1991 - 1996 годы на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения. Начальный дебит нефти одной ГС за первый год эксплуатации составил - 8.9 т / сут, тогда как начальный дебт одной ННС данной залежи - 3.2 т / суг. Текущий дебит по ГС составил - 5.1 т / сут пру весовой обводненности - 20.3 %, по ННС - 0.9 т / сут при весовой обводненности - 13 6 % Таким образом, начальный дебит ГС в 2.8 раза, а текущий в 5 раз превышаеп соответствующие дебиты окружающих ННС. Накопленная добыча нефти по ГС Татышлинского месторождения составила 147.0 тыс. тонн, из них дополнительная добыч.  [13]

Таким образом, начальный дебит ГС в 2 8 раза, а текущий в 4 8 раза превышает соответствующие дебиты ННС. Из этого следует, что для выработки запасов нефти Беляшкинского купола Татышлинского месторождения без бурения ГС необходимо было бы пробурить 36 ННС.  [14]

Первые десять ГС были пробурены в период с 1991 - 1996 годы на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения. Начальный дебит нефти одной ГС за первый год эксплуатации составил - 8.9 т / сут, тогда как начальный дебт одной ННС данной залежи - 3.2 т / суг. Текущий дебит по ГС составил - 5.1 т / сут пру весовой обводненности - 20.3 %, по ННС - 0.9 т / сут при весовой обводненности - 13 6 % Таким образом, начальный дебит ГС в 2.8 раза, а текущий в 5 раз превышаеп соответствующие дебиты окружающих ННС. Накопленная добыча нефти по ГС Татышлинского месторождения составила 147.0 тыс. тонн, из них дополнительная добыч. Согласно варианта разработки данной залежи с бурением ННС удельные запась на одну ННС, эксплуатирующую отложения турнейского яруса составляют 18 тыс. тонн Из этого следует, что для выработки запасов нефти Беляшкинского купол Татышлинского месторождения без бурения ГС необходимо было бы пробурить 36 ННС.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Географическая энциклопедия - значение слова Бавлинское Нефтяное Месторождение

Ба́влинское нефтяно́е месторожде́ниевходит в Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию. Открыто в 1946 г. Разработка ведётся с 1949 г. По запасам относится к категории крупных. Добыто более 110 млн. т нефти. Расположено в 40 км от г. Бугульмы.

Смотреть значение Бавлинское Нефтяное Месторождение в других словарях

Месторождение — месторождения, ср. (книжн.). 1. Место, где родился; родина (человека, животного, растения). 2. Место нахождения (полезных ископаемых). Месторождения золота.Толковый словарь Ушакова

Месторождение — -я; ср.1. кого-чего. Устар. Место, где кто-л. родился; родина кого-л. Установить м. кого-л. // Место, где что-л. произрастает, водится. М. грибов2. чего. Место, где залегают........Толковый словарь Кузнецова

Техногенное Месторождение — - скопление минеральных веществ на поверхности Земли или в горных выработках, образовавшееся в результате их отделения от массива и складирования в виде отходов........Экономический словарь

Месторождение Подземных Вод — - часть водоносного горизонта, в пределах которой имеются благоприятные условия для извлечения подземных вод. Водный кодекс Российской Федерации от 16.11.95 N 167-ФЗ, ст.17Юридический словарь

Техногенное Месторождение — - скопление минеральных веществ на поверхности Земли или в горных выработках, образовавшееся в результате их отделения от массива и складирования в виде отходов горного,........Юридический словарь

Абаканское Месторождение — железорудное - в Российской Федерации, на югеКрасноярского кр. Известно с 1856. Контактовое месторождение (скарны)магнетитовых руд. Разведанные запасы св. 140 млн. т руды........Большой энциклопедический словарь

Анастасиевско-троицкое Месторождение — нефтегазоконденсатное - в Славянскомрайоне Краснодарского кр. (Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоноснаяпровинция). Открыто в 1953. Глубина 1,5-2,0 км. Начальный дебит........Большой энциклопедический словарь

Ангренское Месторождение — угольное - в Узбекистане. Разрабатывается с 1940.Площадь 70 км2. Угленосны отложения юры. Мощная (40-150 м) залежь бурогоугля. Балансовые запасы до глубины 860 м - 1,9 млрд. т. Угли........Большой энциклопедический словарь

Арланское Месторождение — нефтяное - на северо-западе Башкирии, в пределахВолго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1955. Залежи наглубине 0,8-1,3 км. Плотность нефти 0,88-0,89 г/см3, содержание S 2,4 - 3,6 %.Большой энциклопедический словарь

Астраханское Месторождение — газоконденсатное - в Российской Федерации,Астраханская обл. Входит в Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию.Открыто в 1976. Этаж газоносности 220 м. Содержание конденсата........Большой энциклопедический словарь

Баженовское Месторождение — хризотил-асбестовое - в Российской Федерации,Свердловская обл. Разрабатывается с 1889. Разведанные запасы асбеста 63,9млн. т со средним содержанием асбеста в руде 2,28%. Годовое........Большой энциклопедический словарь

Варьеганское Месторождение — газонефтяное, в Российской Федерации, насевере Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция).Открыто в 1968. Залежи на глубине 800-2500 м. Начальный дебит нефти........Большой энциклопедический словарь

Верхнекамское Месторождение — калийных солей - в Российской Федерации,Пермская обл. Разрабатывается с 1933. Площадь 6,5 тыс. км2. Промышленныезапасы 3,8 млрд. т (сильвинит, карналлит и др. соли). Содержание........Большой энциклопедический словарь

Вуктыльское Месторождение — газоконденсатное - в Российской Федерации,Республика Коми (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция). Открыто в1964. Залежи на глубине 2,2-3,5 км. Начальные запасы газа........Большой энциклопедический словарь

Вэнгапуровское Месторождение — нефтегазоконденсатное - на севере Тюменскойобл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1968. Залежина глубине 1-2,9 км. Начальные запасы 237 млрд. м3. Центр добычи - пос.Тарко-Сале.Большой энциклопедический словарь

Вятско-камское Месторождение — фосфоритов - в Кировской обл. Разрабатываетсяс 1917. Площадь 1900 км2. Разведанные запасы ок. 2100 млн. т руды;содержание P2O5 в руде 11-17%. Добыча открытым способом. Основной центрдобычи - пос. Рудничный.Большой энциклопедический словарь

Газлинское Месторождение — газовое - в Узбекистане, Бухарская обл., впустыне Кызылкум. Входит в Амударьинскую газонефтеносную провинцию.Эксплуатируется с 1961. Продуктивны песчаники и алевролиты........Большой энциклопедический словарь

Месторождение Минеральных Вод — естественное скопление в недрах Земли минеральных вод определенного химического состава, обладающее общими гидродинамическими особенностями и ограничивающими геоструктурными........Большой медицинский словарь

Дашкесанское Месторождение — железорудное - в Азербайджане, в бас. р.Кошкарчай (приток Куры). Известно с сер. 19 в. Руды магнетитовые сповышенным содержанием кобальта и цинка. Разведанные запасы св.........Большой энциклопедический словарь

Джетыгаринское Месторождение — хризотил-асбестовое - в Казахстане.Разрабатывается с 1965. Месторождение гидротермально-метаморфическое.Запасы асбеста 37 млн. т. Центр добычи и переработки - Джетыгара.Большой энциклопедический словарь

Егорьевское Месторождение — фосфоритов - в Российской Федерации, Московскаяобл. Разрабатывается с 1922. Площадь 350 км2. Запасы 280 млн. т руды,содержание Р2О5 в руде 7-15%. Два пласта осадочных желваковых........Большой энциклопедический словарь

Заполярное Месторождение — газоконденсатно-нефтяное - в РоссийскойФедерации, на севере Тюменской обл. (в Западно-Сибирской нефтегазоноснойпровинции). Открыто в 1965. Залежи на глубине 1-3 км. Центр........Большой энциклопедический словарь

Ирбинское Месторождение — железорудное - в Российской Федерации, на югеКрасноярского кр. Известно с кон. 17 в.; на базе месторождения с 1734 по1859 работал первый в Сибири чугуноделательный завод. Представленоконтактово-метасоматическими........Большой энциклопедический словарь

Карлсбадское Месторождение — калийных солей - в США (шт. Нью-Мексико).Разрабатывается с 1931. Общие запасы К2О 300 млн. т; среднее содержаниеК2О 16%. Добыча подземным способом. Центр добычи - Карлсбад.Большой энциклопедический словарь

Качарское Железорудное Месторождение — в Казахстане, Кустанайская обл.(Кустанайский железорудный район), открыто в 1940-х гг.Контактово-метасоматического происхождения. Руды магнетитовые. Разведанныезапасы........Большой энциклопедический словарь

Киембайское (киимбайское) Месторождение — хризотил-асбестовое, вРоссийской Федерации, Оренбургская обл. Открыто в 1936. Запасы асбеста24,9 млн. т со средним содержанием асбеста в руде 1,9-4,8%. Разработкаоткрытым способом. Центр - г. Ясный.Большой энциклопедический словарь

Кингисеппское Месторождение — фосфоритов - в Ленинградской обл.;разрабатывается с 1964 открытым способом. Площадь месторождения 80 км2.Запасы 296 млн. т руды. Содержание Р2О5 в руде 6-14%. Месторождениеосадочное,........Большой энциклопедический словарь

Контактово-метаморфическое Месторождение — залежи полезных ископаемых,образующиеся в зоне контакта интрузивных пород с породами различногосостава под влиянием высокой температуры, без привноса новых веществ........Большой энциклопедический словарь

Контактово-метасоматическое Месторождение — залежи полезных ископаемых,образующиеся при процессах контактового метаморфизма горных пород свыносом ряда химических компонентов из внедрившейся магмы в окружающиепороды........Большой энциклопедический словарь

Лисаковское Месторождение — железорудное - входит в Кустанайскийжелезорудный район (Казахстан). Разрабатывается с 1970 открытым способом.Разведанные запасы 2,8 млрд. т оолитовых бурых железняков........Большой энциклопедический словарь

Посмотреть еще слова :

Перевести Бавлинское Нефтяное Месторождение на язык :

slovariki.org

Оценка состояния Татышлинского нефтяного месторождения Республики Башкортостан

Ахметшин Р.Р. Бакалавр 3 года обучения географического факультета Башкирский государственный университет, г. Уфа, E-mail: [email protected]

Аннотация

Нефтедобывающая промышленность продолжает оставаться системообразующей отраслью российской экономики, обеспечивая значительную долю поступлений в бюджеты разных уровней, рабочие места, развитие смежных производств и социальной сферы, прирост валового внутреннего продукта страны. В настоящее время состояние отрасли характеризуется достаточно стабильными показателями производства. Такое положение достигается за счет ввода в разработку новых месторождений и интенсификации освоения старых путем постоянного осуществления финансовых вложений. Количество разрабатываемых месторождений продолжает увеличиваться, главным образом, за счет мелких и средних. Анализ сырьевой базы отрасли показывает, что дальнейшее динамичное развитие производства вполне обеспечено необходимыми запасами, но качество их потребует совершенствования научных основ проектирования разработки месторождений и экономической оценки проектов для принятия обоснованных инвестиционных решений [2, с. 26].

Ключевые слова: нефть, перспективы, оценка

Данное месторождение является одним из крупных в Республике Башкортостан. Открыто в 1960 г. Введено в разработку в 1969 г Расположено в краевом части Башкирского свода. Приурочено к серии валообразных и куполовидных поднятий (до 15) небольшого размера, разделенных прогибами.

Нефтеносны песчаники ТТНК (до 7 пластов) кыновского. пашийского (Д1) и муллинского (ДН) горизонтов и известняки среднего карбона (башкирский ярус), нижнего карбона (серпуховский и турнейский ярусы), верхнего девона (фаменским ярус 3 интервала).

Башкирский ярус. Мощность нефтенасыщенной части пористых известняков составляет от 0 до 6,2 м. Пористость невысокая (12% в среднем), проницаемость их низкая (0.07 мкм в среднем). Выявлено 8 залежей различного размера, в основном некрупных. ВНК от −835 до −874 м. Залежи пластово-сводового типа с этажом нефтеносности ло 22 м. Начальное пластовое давление 10,9 МПа.

Фаменский ярус. Объект изучен довольно слабо, что связано со сложностью структурных и литологических особенностей его строения. Карбонатные отложения фамена плотные и только в отдельных случаях представлены поровыми и порово-кавернозными разностями. Выявленные залежи массивные, небольшие по запасам.

Терригенный девон представлен серией маломощных пластов песчаников ДИ. Д1 и кыновского горизонтов, которые часто замешены непроницаемыми аргиллитами и алевролитами. Для коллекторов этого объекта характерна низкая проницаемость (в среднем 0,244 мкм), вследствие чего их разработка весьма затруднена. Дебиты низкие (1-2 т/сутки), заводнение пластов практически реализовать не удается.

Всего установлено 12 структурно-литологических залежей. ВНК от 1824 до −1872 м. Начальное пластовое давление 20.8 МПа.

Начальные запасы составляли (тыс. т): в башкирском ярусе балансовые — 5016. извлекаемые — 1195; в ТТНК балансовые — 17281, извлекаемые — 6469; в турнейском ярусе балансовые — 1837.

Начальный гидродинамический режим пластов упругий, упруговодоиапорный с очень низкой активностью контурных вод.

Основными объектами разработки являются тульские, бобриковские и турнейские залежи, которые разбурены по равномерной треугольной сетке 500×500 и 400×400 м. Разработка осуществляется с заводнением пластов. Разбурен частично средний карбон. Одна турнейская залежь частично разбурена горизонтальными скважинами. Остальные объекты эксплуа­тируют единичными скважинами.

Действуют 251 добывающая скважина и 33 нагнетательных.

В 1995 г. добыто 294 тыс. т, с начала разработки — 4365 тыс. т. Максимальный уровень добычи — 388 тыс. т в 1990 г [1, с 424].

Список литературы

  1. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. 424 с.
  2. Исаченко В.М. Развитие нормативной базы для обоснования капитальных вложений в обустройство новых нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 9. — 0,29 п.л.

journalpro.ru