участок Веселовского месторождения нефти, Калининградская область, Зеленоградский р-н Рейтинг участка недр. Веселовское месторождение нефти


участок Веселовского месторождения нефти, Калининградская область, Зеленоградский р-н Рейтинг участка недр

Нераспределенный фонд Предложить к лицензированию

Запросить лицензирование

Уважаемый пользователь, Вы собираетесь отправить заявку на лицензирование участка недр. После подтверждения заявки в ближайшее время наш специалист свяжется с Вами по контактам, указанным в Вашем личном кабинете.

Подробнее об услуге вы можете прочесть здесь

Подтвердить заявку

По любым вопросам незамедлительно пишите нам - [email protected], либо можете воспользоваться чатом - кнопка в нижнем правом углу страницы.

www.nedraexpert.ru

участок Веселовского месторождения нефти, Калининградская область, Зеленоградский р-н Рейтинг участка недр

Нераспределенный фонд Предложить к лицензированию

Запросить лицензирование

Уважаемый пользователь, Вы собираетесь отправить заявку на лицензирование участка недр. После подтверждения заявки в ближайшее время наш специалист свяжется с Вами по контактам, указанным в Вашем личном кабинете.

Подробнее об услуге вы можете прочесть здесь

Подтвердить заявку

По любым вопросам незамедлительно пишите нам - [email protected], либо можете воспользоваться чатом - кнопка в нижнем правом углу страницы.

www.nedraexpert.ru

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

Величаевское месторождение

Cтраница 1

Величаевское месторождение, открытое в 1956 г., представляет собой антиклинальную складку северо-восточного простирания, асимметричную, с более крутым юго-западным крылом.  [1]

Нижнемеловые нефти Величаевского месторождения, так же как и нижнемеловые нефти месторождения Зимняя Ставка, аналогичны по своим свойствам нефтям месторождения Озек-Суат и относятся к типу легких, высокопарафинистых, малосернистых, малосмолистых нефтей, имеющих низкую кислотность и содержащих значительное количество светлых нефтепродуктов.  [3]

На Колоде зно - Величаевском месторождении залежи VIIIх и VIII2 пластов являются пластовыми литологически экранированными.  [4]

Имитируя процесс поддержания пластового давления на Величаевском месторождении, были проведены опыты по вытеснению пластовой воды акчагыльской ( щелочной) водой.  [6]

Так, например, при проектирований разработки залежей VIIIх и VIII2 пластов Величаевского месторождения выяснилось, что степень изученности этих залежей весьма низкая, часть запасов отнесена к категории С2, не изучена эксплуатационная характеристика скважин, нет никаких данных о приемистости скважин, в то время как имеющиеся даже немногие данные опытной эксплуатации показывают необходимость проведения закачки воды с целью поддержания пластового давления.  [7]

На рис. 23 и 24 приведены примеры пропитки дистиллированной водой, а затем толуолом образцов песчаников Величаевского месторождения нефти.  [8]

Следует отметить, что, несмотря на повышенное содержание парафина в нефтях VI и VIII горизонтов по сравнению с нефтями IX горизонта, а также нефтями IX горизонта Величаевского месторождения, температура застывания нефтей VI и VIII горизонтов заметно ниже.  [9]

Учитывая, что наибольший интерес исследования профиля продуктивности представляют в скважинах, эксплуатирующих совместно несколько пластов, ниже мы приведем в качестве примеров результаты этих работ по скв. Величаевского месторождения, работающих совместно с VIII и IX пластов.  [10]

Величаевского месторождения было высказано предположение о возможном влиянии закачиваемой в пласт воды на преждевременное обводнение скважин этого месторождения.  [11]

Залежь нефти IX горизонта находится в условиях высоких пластовых давлений и температур. Нефть Величаевского месторождения характеризуется повышенным газосодержанием, пониженной плотностью и низкой вязкостью по сравнению со средней нефтью.  [13]

Первые исследования профиля продуктивности нефтяных скважин были начаты в 1967 г. с помощью дебитомера ДГД-4А, солемера и прибора теплового каротажа. При испытании дебитомера на скважинах Величаевского месторождения была выявлена необходимость переделки пакерующего устройства, которое оказалось неработоспособным в условиях большого выноса песка с добываемой продукцией.  [14]

Согласно результатам исследований состава к-парафинов нефти месторождения Кенкияк, величины отношений нечетн. При фильтрации этой нефти через алевролит величины отношений га - С19 / п - С20, я - С23 / я - С24, п - С25 / п - С26 повышаются так же как и при фильтрации нефти Величаевского месторождения. По-видимому, это явление закономерное. Алевролит и доломит влияют на перераспределение индивидуальных к-парафинов идентично, но несколько иначе, чем монтмориллонит и каолинит. Содержание общего количества более легких УВ в фильтратах повышается и величины отношения n - C17 - п - С22 / и - С23 - п - С-29 также возрастают.  [15]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Новые месторождения нефти в Омской и Новосибирской области

В марте 2014 года по пути в Горный Алтай, куда нас пригласили для поисков подземных вод на одном из очень сложных в гидрогеологическом отношении участков, на автомобиле были пересечены территории ряда областей Сибири. Как всегда по маршруту движения, который проходил через Челябинск – Курган – Ишим – Омск – Новосибирск, а далее на Барнаул и Горно-Алтайск, автором проводилась экспрессная оценка биогеофизическим (БГФ) методом присутствия в недрах месторождений углеводородов. О Курганской и Тюменской области чуть позже будет разговор особый. Здесь же я остановлюсь на результатах исследований недр Омской и Новосибирской области, т.к. на Алтае особых перспектив в этом отношении обнаружено не было.

С помощью GPS-приёмника был записан трек по маршруту движения, который отмечен на приведённых ниже картах синим цветом. Необходимо иметь в виду, что полученные результаты относятся только к этой узкой полоске, пересекающей указанные территории. Но они позволяют получить определённое представление о перспективах и остальных их частей. Рассказ об этих результатах будет вестись по ходу движения с запада на восток. Хотя некоторые его участки были исследованы уже на обратном пути — с востока на запад. При этом на отдельных интервалах маршрута для контроля были сделаны повторные наблюдения при движении, как на восток, так и на запад. В этом случае расхождение в положении одной и той же границы порой достигало нескольких сотен метров. С учётом определённой инерции их фиксации оператором на большой скорости движения, полученные смещения вполне закономерны. В целом же получено неплохое совпадение результатов при их контроле. Более точное положение границ аномальных зон, при необходимости, всегда можно будет установить позже, при более детальных исследованиях этих участков, если ими заинтересуются потенциальные инвесторы.
Рис.1 Оценка перспектив на УВ западной части Омской области БГФ методом.

Итак, какие перспективы территории Омской области были установлены по результатам этого предварительного исследования? На рис.1 приведён фрагмент карты западной части области с интервалом маршрута от п.Абатское Тюменской области на р.Ишим до п.Крутинка. Здесь у самой границы области было зафиксировано несколько отдельных, сравнительно узких аномальных зон. Это указывает на то, что они отражают лишь крупные непродуктивные разломы. Изображены эти аномалии на картах в виде отрезков линий красного цвета, простирание которых пока не выяснялось и поэтому оно указано условно. Если в окружающем рельефе или изломах русел близлежащих рек угадывалась связь с глубинными разломами, то эти отрезки наносились на карту в соответствии с их простиранием.

Первое предполагаемое месторождение углеводородов было зафиксировано здесь в районе оз.Ик у п.Крутинка. Структура аномальной зоны над ним позволяет предположить, что здесь вдоль мощного глубинного неотектонического нарушения вытянута залежь жильного типа, шириной свыше 1 км. Полные размеры в плане этого «Крутинкинского» месторождения УВ и все типы залежей, из которых оно состоит, можно было бы установить точнее путём более детального картирования БГФ методом этого участка.

Рис.2 Оценка перспектив на УВ западной части Омской области БГФ методом.
В нескольких километрах к востоку, у с.Колмаково, было обнаружено ещё одно предполагаемое «Оглухинское» месторождение УВ (рис.2). Структура отразившей его аномалии шириной около 1 км указывает также на жильный тип залежи, простирающейся здесь вдоль мощного глубинного разлома, а пока ещё слабая выраженность этого разлома в рельефе — на его неотектонический характер.

Далее до пересечения р.Иртыш через мост южнее города Омска ни одной крупной аномальной зоны больше не было встречено, что указывает на практически полное отсутствие мощных тектонических нарушений и стабильность блока фундамента в основании всей левобережной части р.Иртыш на этом участке, что и является причиной отсутствия здесь месторождений УВ. Хотя границы этого стабильного блока пока не установлены и где-то на его периферии они вполне могут быть встречены.

Рис.3 Оценка перспектив на УВ территории Омской и западной части Новосибирской области БГФ методом.
Зато на правом берегу р.Иртыш, к востоку от г.Омска (рис.3), открылась совсем другая картина. При пересечении по мосту р.Иртыш была обнаружена первая крупная аномальная зона шириной в 190 м, отразившая мощный, но непродуктивный разлом под её руслом. Далее аномальные зоны следовали с большой частотой. Структура их разная, но чаще она указывала на преимущественно жильный тип залежей, простирающихся вдоль крупных глубинных неотектонических (т.к. они слабо ещё выражены в рельефе, но присутствие их угадывается в резких изгибах протекающей чуть севернее р.Омь) разломов. Будущее «Светлинское» (шириной более 700 м) месторождение расположено практически в черте города Омска. Восточнее, в районе железнодорожной станции Густафьево расположены ещё две аналогичные залежи шириной в 1,5 и 1,3 км. Далее, в районе ж/д станции Сыропятское расположена крупная залежь УВ (ширина 4,1 км), которую контролирует целый узел разломов. Рядом, на западной окраине городка Кормиловка, ещё одно, довольно крупное месторождение, возможно, имеющее и пластовую залежь шириной 3,3 км в своде какой-нибудь антиклинальной структуры. Это может быть уточнено позже с помощью других методов геофизики. К востоку от этого городка, у разъезда «2767 км» расположена ещё одна жильная залежь шириной свыше 900 м. Следующая большая группа аномалий, отражающих залежи различного типа, сконцентрирована в районе ж/д станции Осокино. Ширина этой зоны достигает 7 км. А за ней крупный непродуктивный геологический разлом, простирающийся, по-видимому, в сторону резкой излучины р.Омь у с.Куликово. Аналогичная аномалия от крупного разлома была пересечена западнее городка Калачинск. А далее до самой границы с Новосибирской областью больше нет ничего примечательного. Территория Новосибирской области началась, вроде бы, обнадёживающе. Почти сразу после пересечения границы у с.Новопервомайское был встречен первый крупный, но непродуктивный разлом. Следом была пересечена аномальная зона шириной свыше 1,3 км, вероятнее всего, отражающая залежь УВ жильного типа вдоль крупного разлома. Но далее к востоку на сотни километров простиралась «стерильная» территория, практически без каких-либо крупных аномалий, что свидетельствует об очередном стабильном блоке фундамента в её основании. Лишь за городком Чаны здесь был встречен одинокий, но крупный непродуктивный разлом.
Рис.4 Оценка перспектив на УВ восточной части Новосибирской области БГФ методом.

Очередная аномальная зона шириной в 1 км, отражающая вероятнее всего залежь УВ жильного типа и серию крупных разломов, была встречена лишь далеко за Барабинском, у ж/д станции Клубничная (рис.4). Затем, ещё через 100 км у городка Чулым была встречена следующая аналогичная зона шириной в 750 м. Далее, по мере приближения к г.Новосибирск, количество встреченных аномальных зон стало возрастать. Непродуктивный крупный разлом был встречен западнее ж/д станции Кабинетное, пара залежей УВ жильного типа шириной в 0,95 и 1,1 км была пересечена в районе оз.Сектинское у ж/д станции Тихомировский и с.Севастьяновка, и ещё один непродуктивный разлом у ж/д станции Дупленская.

Следующая группа аномальных зон, вероятнее всего отражающих залежи жильного типа вдоль разломов шириной в 2,0 и 1,6 км, была встречена на подъезде к городку Коченево. И ещё одна — немного севернее этого городка, при пересечении речки Камышенки, прямолинейное русло которой северо-восточного простирания, судя по всему, проходит над глубинным продуктивным разломом с жильной залежью УВ шириной в 400 м. А вот следующий глубинный разлом под р.Чик, пересечённый севернее одноимённой ж/д станции, по-видимому не продуктивный. Далее до пересечения реки Обь по мосту в г.Новосибирске аномалий больше не было встречено. Глубинный разлом, по которому сформировалось русло этой великой сибирской реки, в этом месте оказался уже под правым, восточным его берегом. Далее, по дороге из Новосибирска в направлении Барнаула, кроме четырёх мощных непродуктивных разломов за Академгородком у впадения в Обь р.Бердь в районе Обского водохранилища, фактически больше нет крупных разломов. Таким образом, в основании юго-восточного правобережья Оби до резкого излома его русла у города Новосибирска лежит ненарушенный стабильный блок фундамента. Следовательно, на этом участке нет больших перспектив обнаружения месторождений УВ, которые возможны лишь в периферийных, более раздробленных частях таких блоков. И результаты данной поездки на многих характерных участках маршрута подтвердили этот очевидный факт.

Ну а какими успехами в поисках углеводородных ресурсов на территории Омской и Новосибирской области может похвастаться нам современная нефтегазовая наука? Как видно на рис.5, вся работа в этом плане ведётся лишь по северным районам этих областей.

Рис.5 Существующие лицензионные участки.

Открытые источники сообщают нам о полученных здесь результатах следующее:

1. «Считается, что Омская область находится в периферийной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и наиболее перспективны на нефть и газ здесь только недра северной части области. В 60-80-е годы прошлого века Иртышская нефтегазоразведочная экспедиция под руководством В.С. Баженова открыла в юрских отложениях три месторождения нефти: Тайтымское и Прирахатовское в Тевризском районе, Ягыл-Яхское – на севере Тарского района. Общие извлекаемые запасы их составляют 8,8 млн. т. Здесь имеется ещё и Тевризское газоконденсатное месторождение». «В 90-х годах томские геологи на территории Томской и Омской областей разведали перспективное Крапивинское месторождение нефти. Из открытых четырех месторождений нефти только Крапивинское по запасам считается средним. Остальные - мелкие. Прогнозный ресурсный потенциал региона оценивается в 200 миллионов тонн нефти». «Нефти месторождений легкие (до 0,87 г/см3), в основном среднесернистые (0,5–2,0 %), малопарафинистые (Прирахтовское и Крапивинское) и высокопарафинистые (Ягыл–Яхское и Тайтымское)». «Прирахтовское месторождение. Действует с 1975 года в Тевризском районе. Из семи пробуренных скважин фонтанирующей оказалась одна, которая обнаружена полный комплекс песчано-глинистых отложений мощностью 2500 м и прошла 36 м по образованиям полеозоя, представленным кварцевыми порфирами, вывертенными в верхней части. Залежь нефти этого месторождения пластовая, литологически экранированная, малодебитная. Тайтымское месторождение. Открыто в 1975 году в Тевризском рйоне. Относится к Тайтымско локальной структуре. Поисковое бурение в пределах Тайтымской структуры было начато в 1973 году, но скважина при забое 2639 м ликвидирована по техническим причинам. Месторождение было открыто поисковой скважиной №2, пробуренной в 1975 году до 2735 м, на глубине 2620 м обнаружены доюрские образования, представленные неоднородными по петрографическому составу сланцами: альбит-актинолитовыми, серпентин-актинолит-тальковыми и кальцит-альбит-биотитовыми. Ягыл-Яхское месторождение. Открыто в 1982 году в Тарском районе. В тектоническом отношении находится на Туйском валу, выделяемого в пределах Верхнедемьянского мегавала». 2. «На северо-западе Новосибирской области, на территории Северного района открыто семь нефтяных месторождений (Верх-Тарское, Малоичское, Восточно-Тарское, Тай-Дасское, Ракитинское, Восточное и Восточно-Межовское) и одно газоконденсатное — Веселовское. Нефть — лёгкая, малосернистая, с незначительным содержанием парафина. Средние глубины залегания продуктивных пластов — около 2500 м. Наиболее крупным является Верх-Тарское месторождение, открытое в 1970 году. С учетом предварительно оценённых запасов, в нём содержится около 60 % всех запасов нефти области. Остальные месторождения — небольшие. Верх-Тарское и Малоичское — подготовлены к эксплуатации, остальные — законсервированы. Разведанные запасы нефти составляют ≈ 43 млн тонн, прогнозируемые — 113 млн. тонн, однако нефтегазовые месторождения разрабатываются пока слабо». «…В 1971 году началось бурение скважин на будущем Малоичском месторождении – уникальном в своем роде. Здесь нефть залегает в палеозойских пластах, а они значительно глубже мезозойских, в которых была найдена Верх-Тарская нефть…».  Обсуждение полученных результатов и сопоставление их с уже имеющимися, предполагается провести в одной из следующих публикаций блога.

andreevn-bgf.blogspot.com

Верх-Тарское месторождение: информация и карта

Верх-Тарское месторождение на карте располагается в самом малонаселенном районе Новосибирской области - Северном, который находится на границе с Томской областью. Соответственно, административным центром Северного района является село Северное.

Название Верх-Тарского месторождения происходит от располагающегося неподалеку населенного пункта - города Тара, а также одноименной реки - правого притока Иртыша. 

Рядом с Верх-Тарским месторождением компактно располагаются еще несколько участков нефти и газа, также находящихся в водном бассейне Тары:

  • Межовское, 
  • Тай-Дасское; 
  • Малоичское;
  • Восточно-Межовское; 
  • Восточно-Тарское;
  • Ракитинское; 
  • Восточное. 

Одно из них, Веселовское, является нефтегазоконденсатным. В связи с тем, что большая часть участков относится к малорентабельным, в промышленной разработке находятся только Мало-Ичинское и Верх-Тарское месторождения. Собственником Верх-Тарского месторождения является компания Русснефть. 

Верх-Тарское месторождение: характеристики нефти

Верх-Тарское месторождение, характеристики которого позволяют отнести его к одному из крупнейших в области, содержит до 32 млн т извлекаемых балансовых запасов. Геологические оцениваются экспертами нефтяной отрасли в 68 млн тонн. Эти запасы составляют до 60% всего объема в области. Глубина залегания нефтенесущих пластов в среднем составляет около 2,5 километров в отложениях юрского периода (2456-2530 м). 

Нефть Верх-Тарского месторождения по характеристикам является высококачественной, содержит мало серы и парафинов. Часто ее сравнивают с эталонной маркой Brent, в процессе переработки она дает на 25% больше светлых фракций по сравнению со обычными показателями величиной в России. 

Верх-Тарское месторождение на карте появилось в 1970-м, но в активную промышленную разработка поступило только 30 лет спустя, когда нефтяники извлекли свыше 31 тыс. тонн жидкого золота за год. Значительно ускорился рост нефтедобычи с 2003 года, который достиг к 2005-му выработки в 1,354 млн тонн. В 2007 г. было запланировано добыть около 2,4 млн тонн. Но с 2008 года объемы на Верх-Тарском месторождении начали падать (2,077 млн т), 2009 - 1,8 млн т. По состоянию на 2010 добыча снизилась до 3 тыс. тонн в сутки (1,2 млн т. в год).

Помимо экономических трудностей, по мнению некоторых специалистов (в том числе д. г.-м. н. Запивалова, профессора Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН, Новосибирск), это было связано с применением технологии ГРП, которая приводит к высокой обводненной и затрудняет добычу оставшихся запасов. К 2010 г. обводненность достигла максимальной 65%. 

Верх-Тарское месторождение: характеристика района освоения

Верх-Тарское нефтяное месторождение находится на богатейшей углеводородами и другими полезными ископаемыми территории Западно-Сибирской низменности в Новосибирской области. На юге область граничит с Алтайским краем. С запада и востока ее омывают притоки крупнейших сибирских рек Иртыш (на западе) и Обь (на востоке). На юго-западе от территории находится Казахстан, с запада и востока находятся Омская и Кемеровская области. 

Верх-Тарское нефтяное месторождение расположено на южной окраине самого крупного в мире болота - Васюганского. Остальную территорию области занимают таежные леса, преимущественно хвойные, степи и лесостепи. 

Население области, согласно данным 2017 года, составляло 2 млн, 779 тыс. человек, из которых почти 80% проживало в городах. Средняя плотность населения довольно высокая - свыше 15 человек на километр квадратный. Северный район считается наиболее малочисленным и самым большим по площади (1554,8 тыс. гектаров), население здесь достигает порядка 10 тыс. человек. Традиционные промыслы - охота на пушного зверя, рыболовство и заготовка плодов и лекарственных растений. 

Верх-Тарское месторождение: координаты

Смотрите наши услуги:

mklogistic.ru

ВолгоградНИПИнефть

ISO 9001:2015

ISO 14001:2015

 

Значимые проекты

> Проект поисков залежей нефти и газа структуры «Центральная» (Каспийское море).

> Проект горного отвода для разработки Каспийского нефтяного месторождения (Республика Калмыкия).

> Подсчет запасов Ики-Бурульского газового месторождения (Республика Калмыкия).

> Подсчет запасов Малышевского нефтяного месторождения (Волгоградская область).

> Подсчет запасов Нефтегорского нефтяного месторождения (Краснодарский край).

> Рабочий проект на строительство скважины №1 Доланско-Эрдниевской глубиной 6500 м (Республика Калмыкия).

> Технический проект на строительство поглощающих скважин для захоронения промышленных сточных вод ОБТК (о. Сахалин).

> Рабочий проект на строительство поисково-оценочной скважины №10 Авиловской площади глубиной 5085 м (Волгоградская область).

> Проект геологического изучения недр в целях захоронения промстоков ОБТК (о. Сахалин).

> Оценка запасов подземных вод Фроловского ЛПУМГ (Волгоградская область).

> Программа мониторинга подземных вод на месторождения Фроловского НГДУ (Волгоградская область).

> Проект зон санитарной охраны водозабора Грачи (Волгоградская область).

> Технологическая схема разработки Баирского нефтяного месторождения (Республика Калмыкия).

> Технологическая схема разработки Малышевского нефтяного месторождения (Астраханская область).

> Проект доразработки Ики-Бурульского газового месторождения (Республика Калмыкия).

> Авторский надзор за разработкой Веселовского нефтяного месторождения (Калининградская область).

> Рабочий проект на строительство разведочной скважины №305 на участке Шады Денгизкульского месторождения (Республика Узбекистан).

> Групповой рабочий проект строительства эксплуатационных скважин на Ковыктинском газоконденсатном месторождении (Иркутская область).

> Технико-экономическое обоснование инвестиций в разработку газового месторождения Шагырлы-Шомышты (Республика Казахстан).

> Рабочий проект на строительство поисково-оценочной скважины №1 Сулама площади Сулама (Республика Узбекистан, район Аральского моря).

> Проектная документация на строительство группы скважин на месторождении им Ю.Корчагина (Каспийское море).

> Проектная документация на строительство группы скважин на Пильтун-Астохском месторождении (Охотское море).

>  Проект разработки Северо-Васюганского газоконденсатного месторождения (Томская область).

 

ВолгоградНИПИнефть 2018

volgogradnipineft.ru

Спорышевское нефтяное месторождение - это... Что такое Спорышевское нефтяное месторождение?

Спорышевское нефтяное месторождение находится в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Основные сведения

Недропользователем является ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (бывший «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»). Лицензия СЛХ00730НЭ (с дополнениями к Лицензионному соглашению) выдана «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» — 11.02.1997 г., срок окончания действия лицензии — 31.12.2047 г. Месторождение полностью обустроено и имеет необходимую промышленную инфраструктуру.

Месторождение открыто в 1993 г., введено в разработку в 1996 г. Расположено в 10 км восточнее г. Ноябрьск. Ближайшее разрабатываемое месторождение Западно-Ноябрьское (40 км).

Первооткрывательницей месторождения явилась скважина № 665, пробуренная в 1993 г. При испытании получены промышленные притоки нефти с водой (дебит нефти из пласта БС11 составил 5,1 м³/сут, воды — 69,9 м³/сут; из пласта БС101 дебит нефти — 4,5 м³/сут, воды — 17,9 м³/сут; из пласта БС100 — получили фонтан безводной нефти с незначительным содержанием газа, дебит нефти составил 73,13 м³/сут, газа −2,67 н.тыс.м³/сут).

Энергоснабжение месторождения осуществляется местными энергоустановками от Сургутской ГРЭС, а также от линии электропередачи Тюмень-Сургут-Нижневартовск. Вид связи — радиосвязь и сотовая связь. Основными видами транспорта, с помощью которых доставляются грузы на буровые, являются автомобильный и воздушный. Грунтовыми и бетонными дорогами месторождение связано с г. Ноябрьск и ближайшими нефтяными месторождениями. Для обеспечения хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения объектов Спорышевского месторождения используют подземные воды четвертичных отложений.

Геологическая информация.

Спорышевское нефтяное месторождение приурочено к Ноябрьскому крупному куполу III порядка, расположенному в зоне Северо-Нижневартовской моноклинали, которая является структурой Центральной мегатеррасы. Для нее характерно унаследованное развитие поднятий и выполаживание структуры вверх по разрезу. Продуктивная часть осадочной толщи Спорышевского месторождения представлена многопластовым песчаным интервалом, состоящим из 27 продуктивных объектов (ПК15, ПК161, ПК162, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС8, АС9, АС12, БС10, БС1, БС2, БС3, БС4, БС5, БС6, БС70, БС71, БС72, БС80, БС8, БС100, БС101, БС102, БС11 и ЮС1).

Продуктивные пласты представлены песчаниками, сильно расчленены по разрезу, но достаточно хорошо выдержаны по площади и имеют обширные законтурные области питания, в основном подстилаются водой. Основные по запасам залежи приурочены к пластам группы ПК, АС4, АС6, БС6, БС72, БС100, БС101 и БС11.

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучены по данным исследования керна, ГИС и ГДИ. На дату составления технологической схемы 2005 г. было пробурено 367 скважин (с учетом поисково-разведочных, пилотных и повторных стволов — 484). В последующие годы количество скважин увеличилось до 386 (518), что позволило уточнить геометрию залежей продуктивных пластов. Месторождение разбурено неравномерно и имеются требующие доразведки участки на юрских и нижнемеловых отложениях. Поисково-разведочное бурение после 2004 г. не проводили. Керн в 2004—2007 гг. не отбирали.

С начала разработки на 1.01.2008 г. на месторождении проведены промыслово-геофизические исследования — 659 в 271 скважине по пластам ПК16, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС12, БС1, БС2, БС6, БС7, БС8, БС10, БС11 и ЮС1. Исследования проводили с целью определения профиля притока и характера отдаваемой жидкости, профиля приемистости, технического состояния эксплуатационной колонны и заколонного пространства, источников обводнения продукции. В 2004—2008 гг. выполнено 349 промыслово-геофизических исследований в 171 скважине.

Степень освещенности пластов разными видами гидродинамических исследований высокая — количество ГДИ за весь период разработки составило более 300 в 145 скважинах, за 2004—2007 гг. — 174 в 105 скважинах. 7 добывающих скважин оборудованы установками «Гранат», позволяющими в процессе эксплуатации вести запись давления, температуры и дебита на различных режимах фильтрации

Свойства нефтей

Нефти пластов средней плотности, от малосернистых до сернистых, средней вязкости, парафинистые с невысоким газовым фактором, начальное пластовое давление близко к гидростатическому, разница между пластовым давлением и давлением насыщения — значительна. За весь период разработки отобрано 146 глубинных и 63 поверхностные пробы, за 2004—2007 гг. — 30 и 5, соответственно.

Запасы нефти и растворенного газа

Запасы нефти и растворенного газа Спорышевского месторождения в ГКЗ утверждались один раз в 2000 г (протокол № 566 от 29.03. 2000 г.). Подсчет был выполнен ЗапСибГеоНАЦ по состоянию изученности на 1.01.1999 г.. На дату подсчета пробурено 30 поисково — разведочных и 58 эксплуатационных скважин. Нефтеносность рассматривалась в 19 продуктивных пластах (от ПК16 до БС11). Утверждены запасы нефти (геологические/извлекаемые): категории В+С1 — 113/37,5 млн.т, категории С2 — 41,4/12,0 млн.т. По мере разбуривания неоднократно проводили оперативные пересчеты. На дату составления последнего проектного документа (2005 г.) на Государственном балансе РФ числились запасы по 23 объектам (ПК16, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС9, АС12, БС10, БС1, БС2+3, БС4, БС5, БС6, БС70, БС71, БС72, БС80, БС100, БС101, БС102, БС11 и ЮС1).

За период 2004—2007 гг. в результате дальнейшего эксплуатационного разбуривания запасы нефти и растворенного газа в оперативном порядке были уточнены. Дополнительно выделено три продуктивных объекта ПК15, АС8 и БС8. Пласт ПК16 разделен на два пласта ПК161 и ПК162. На 01.01.2007 г. на Госбалансе числятся запасы по 27 продуктивным пластам (геологические/извлекаемые): по категориям В+С1 — 151,7/54,6 млн.т., по категории С2 — 12,1/3,3 млн.т.

dic.academic.ru