Верхнечонское месторождение — Восточносибирский источник Тихоокеанского потока. Журавское месторождение нефти


ДОБЫТЧИКИ «ЧЁРНОГО ЗОЛОТА» - Благодарненские вести

В канун праздника корреспонденты «БВ» встретились с руководи­телем единственного в Благодарненском районе предприятия, занимающегося добычей нефти и газа (ДНГ), и.о. генерального директора ООО «Журавское» С.П. Поповым. Сергей Павлович рассказал о деятельности нефтяной компании, коллективе и перспективах развития нефтедобываю­щего производства:

— Журавское нефтегазовое ме­сторождение расположено в 30 км к югу от города Благодарно­го на территории Благодарненского, Александровского и Новоселицкого районов. Месторождение было раз­ведано и открыто в 1981 году.

С 2005 года лицензия на разра­ботку месторождения принадлежит ООО «Журавское», офис которого расположен в городе Благодарном, и даёт предприятию исключитель­ное право на эксплуатацию недр с целью добычи нефти, газа, доизуче­ния геологического строения и до­разведки месторождения в преде­лах горного отвода.

Более 20 лет месторождение было законсервировано. Но в 2015 году сменился состав учредителей ООО «Журавское». Под руковод­ством Сергея Мирожановича Ману­кова был инвестирован проект обу­стройства Журавского месторожде­ния нефти, нацеливший инвестици­онную политику нефтегазовой ком­пании на рентабельность освоения месторождения нефти и газа.

Отдел геологии возглавил один из опытнейших нефтяников Став­рополья с полувековым стажем ра­боты в отрасли — кандидат наук, по­чётный работник нефтегазовой про­мышленности России, главный гео­лог предприятия П.С. Нарыжный.

Финансово-экономический кри­зис, который проявился в виде сильного снижения основных эконо­мических показателей в большин­стве стран с развитой экономикой, не обошёл стороной и нефтедобы­вающие предприятия России. ООО «Журавское» также переживало недофинансирование основных про­ектов по бурению новых скважин и обустройству месторождения в це­лом. В этот нелёгкий период инве­сторами предприятия было принято решение провести комплекс меро­приятий по обустройству месторож­дения, проведению ремонта, каза­лось бы, совсем безнадёжных сква­жин. И это дало свои положитель­ные результаты.

Сегодня на месторождении «Жу­равское» 26 нефтяных скважин. До­быча нефти ведётся, так называ­емым, фонтанным методом с учё­том уникальности запасов, количе­ство которых, по оценкам специа­листов, достигает миллионов тонн. В среднем за год мы добываем по­рядка двух тысяч тонн высококаче­ственной «хадумской» нефти, ком­поненты которой после переработ­ки успешно используются в различ­ных областях промышленности.

Коллектив небольшой — всего 36 человек. Немалый вклад в виде от­числения налогов (НДПИ) предпри­ятие вносит в бюджет района. Бух­галтерский учёт ведётся главным бухгалтером В.Н. Усковой и её по­мощницей Д.И. Гытиной. Штат пред­приятия пополнился высококвали­фицированными сотрудниками, та­кими как заместитель генерально­го директора — главный инженер Р.В. Чернов, до этого работавший на руководящих должностях в ООО «Ставропольнефтегаз», на котором замыкается вся производственная деятельность на месторождении, а это и капитальный ремонт сква­жин, и проекты по бурению, и т.п. Создан новый отдел по капиталь­ному ремонту скважин под руковод­ством В.М. Морозова. Отдел по до­быче нефти и газа на месторожде­нии возглавил нефтяник по призва­нию Н.Д. Майсурадзе. Здесь трудят­ся опытные сотрудники: операторы ДНГ А.Ю. Кувыкин, Ю.В. Усков, Н.В. Резников, В.С. Зайцев, Р.И. Поло­винкин; слесари по ремонту неф-тегазового оборудования В.В. Ку­бенёв, А.В. Лукач, И.А. Половин­кин, К.С. Зайцев и др. Большая от­ветственность при перевозке нефти возлагается на водителей нефтево­зов О.Н. Попова и В.В. Резникова.

Уверен, что благодаря правиль­ной инвестиционной политике руко­водства, профессионализму и само­отверженному труду наших специа­листов и работников предприятие и в дальнейшем будет стабильно раз­виваться, ежегодно наращивая объ­ёмы добычи «чёрного золота».

В канун Дня работников нефтя­ной, газовой и топливной промыш­ленности поздравляю весь коллек­тив ООО «Журавское» с професси­ональным праздником! Именно от вас, в том числе, зависит беспере­бойность работы всех отраслей на­родного хозяйства и комфортность жизни граждан.

Желаю всем крепкого здоровья, счастья, дальнейших успехов в не­лёгкой, но очень нужной и ответ­ственной работе на благо нашего района, края и России!

С праздником вас, уважаемые работники нефтяной, газовой и топ-ливной промышленности!

dobytchiki2 dobytchiki1

Записал Вячеслав САДИЛОВ

Фото Евгения ИВАНОВА

blag-vesti.ru

Разрез - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Разрез - месторождение

Cтраница 2

В разрезе месторождения выделяются два различных по своим характеристикам гидрохимических этажа, разделенных региональным водоупором - ангидритами и солями кунгурского яруса нижней перми.  [16]

В разрезе месторождения установлено пять газоносных горизонтов, приуроченных к отложениям юры: XIV - кимеридж - титон, XVj, XV2, XVS - келловей - ок-сфорд и XVII - средняя юра.  [17]

В разрезе месторождения выявлены две залежи - газовая в чокраке и нефтяная в хадуме.  [19]

В разрезах месторождений встречаются одновременно нефтяные и газовые пласты. Одни имеют промышленное значение, в то время как запасы других недостаточны для их рентабельной разработки. При минимальных затратах на переоборудование газовая скважина может давать, кроме основной продукции, нефть из выше или ниже лежащих нефтяных непромышленных пластов. А нефтяные скважины могут не только давать газ, но и значительно увеличить дебит за счет использования энергии газовых пластов. Поэтому все шире применяется бескомпрессорный газлифт.  [21]

В разрезе месторождения выявлены восемь газоконденсатных залежей, приуроченных к терригенным отложениям нижнего триаса, татарского, казанского, уфимского и кунгурского ярусов нижней перми, а также к карбонатным отложениям нижней перми - карбона.  [23]

В разрезе месторождения выделены два продуктивных газоносных горизонта: бухарский - вмещает газовую залежь сводового водоплавающего типа, готеривский - состоит из двух пластов, каждый из которых содержит полнопластовую газовую залежь.  [24]

В разрезе месторождения выделяют верхнепалеоцен-эоценовый и верхнеолигоцен-четвертичный водонапорные комплексы, разделенные верхнеэоцен-нижнеолигоценовым глинистым водоупором.  [25]

В разрезе месторождения в отложениях юры выделено 12 продуктивных нефтяных и газовых горизонтов от 10 - 1 до Ю-12. Газоносные I и II горизонты находятся в келловейском ярусе верхней юры.  [27]

В разрезе месторождения присутствуют ордовикско-силурийские, каменноугольные, пермские и триасовые отложения, перекрытые четвертичными. Установлены две газоконденсат-ные залежи. Основная залежь приурочена к органогенным известнякам и образовавшимся по ним вторичным долмитам визейско-артинского возраста.  [28]

В разрезе месторождения вскрыты отложения палеозоя ( пермь, карбон, девон) и венд-рифея.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

«Зиракс-Нефтесервис» выиграл тендер на обработку скважин Журавского месторождения

«Зиракс-Нефтесервис» выиграл тендер на соляно-кислотные обработки скважин Журавского месторждения, расположенного в Ставропольском крае. Скважины предоставлены после расконсервации, будут обработаны ингибированной соляной кислотой EXTROIL™. С середины июля по сентябрь 2011 года будет расконсервировано 5 скважин этого месторождения.В настоящее время около четверти нефтяных скважин России не используются или законсервированы. Возобновление нефтедобычи на этих скважинах – один из важнейших ресурсов увеличения объемов добычи нефти в стране.Наиболее частой причиной выведения скважины из эксплуатации является снижение дебита скважины ниже экономически оправданного уровня добычи, либо высокая обводненность.. Новые кислотные составы для очистки ПЗП и высокочистые жидкости глушения компании «Зиракс» позволяют не только резко повысить эксплуатационные параметры действующих скважин, но и «вернуть к жизни» законсервированные скважины.На действующих скважинах применение самоотклоняющихся («умных») кислотных составов «Зиракс» позволяет получить средний прирост добычи нефти и газа после обработки свыше 50%, а в отдельных случаях до 130%. Компания разработала порядка 30 вариантов кислотных составов для различных коллекторов.«Щадящие» жидкости глушения «Зиракса» на основе высокочистых солевых композиций позволяют предотвратить кольматацию призабойной зоны и в несколько раз сократить время выхода скважин на рабочий режим после ремонта.Успешный опыт работы «Зиракс-Нефтесервис» на скважинах Журавского месторождения в Ставропольском крае позволил компании выиграть тендер на обработку расконсервируемых скважин. Обработка скважин будет проводиться ингибированной кислотой EXTROIL™ (собственная разработка «Зиракс»).«Зиракс-Нефтесервис» успешно сотрудничает с ООО «Журавское» на протяжении последних двух лет. В 2010 году компания успешно провела 5 обработок нефтяных скважин с повышением нефтеотдачи пластов до 130%.Генеральный директор «Зиракс-Нефтесервис» Владимир Тушев: «Применение кислоты EXTROIL™ и кислотных составов производства «Зиракс» для обработки нефтяных скважин существенно увеличивает дебит скважины, улучшает коллектроские свойства, увеличивает межремонтный период промыслового, емкостного оборудования. Используемая нами новая техника и оборудование, применение эффективных технологий ПНП, позволяет не только существенно экономить затраты клиента, но и увеличивать добычу даже на месторождениях в поздней стадии разработки».

Справка. Журавское нефтяное месторождение расположено в 30 км к югу от города Благодарный Ставропольского края. Месторождение разведано и открыто в 1981 году, с 1986 года началась его разработка. Запасы нефти промышленных категорий месторождения составляют 6,8 млн тонн по категории С1, потенциальные — 1,304 млн тонн. С 1996 по 2006 г. месторождение было законсервировано. В 2006 году начались работы по расконсервации скважин. Зиракс - производитель и продавец специализированной химической продукции, поставляемой для широкого круга клиентов, в числе которых нефтесервисные и нефтегазодобывающие компании, а также предприятия, специализирующиеся на зимней уборке и эксплуатации дорог и территорий с твердым покрытием. Головной офис Компании находится в Лондоне, производственные мощности Зиракс расположены в Западной Европе и России.ООО «Зиракс-Нефтесервис» - нефтесервисная компания - структурное подразделение группы Zirax. Специализируется на разработке готовых системных решений для нефтегазовых компаний, основанных на индивидуально спроектированном комплексе современных технологий и уникальных реагентов. Дополнительная информация: Максимова Ольга, тел.: 8 (495) 730-95-59, (8442) 494-999

www.press-release.ru

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

Чокракский горизонт

Cтраница 2

Притоки газа получены из алевролитовых пропластков в верхней и нижней частях чокракского горизонта.  [17]

Промышленная нефтеносность связана в основном с песчаными прослоями глинистой свиты в чокракского горизонта. Эти песчаные прослои располагаются на структуре неравномерно. Они имеются на своде и юго-зап.  [18]

В западной части Ставрополья ( Александровская, Расшеватская и частично Каменнобродская площади) чокракский горизонт по сравнению с районами Северо-Ставропольского поднятия обогащается глинистым материалом и слагается в основном глинами, местами песчаными, с тонкими прослоями мергелей.  [20]

Промышленные залежи в Алиюртовском месторождении до последнего времени были известны только в XVI пласте чокракского горизонта. Залежи связаны с литологической изменчивостью песчаников.  [21]

На рис. 21 изображены характерные кривые зависимости коэффициента теплового расширения от температуры для проб нефтей из чокракского горизонта среднего миоцена. Кривые а / ( г) ж в косвенной форме отражают изменения в характере и содержании твердых углеводородов, содержащихся в нефти. Благодаря этому кривые, характеризующие изменение коэффициента теплового расширения, могут использоваться в некоторых случаях для сравнения и сопоставления нефтей различных скважин и месторождений.  [23]

Отложения эоцена ( фораминиферовые слои), миоцена - олигоцена ( майкопская свита) и миоцена ( чокракский горизонт), характеризующиеся низкими коллекторскими свойствами, нефтеносны в основном на месторождениях Кировабадского и Кубино-Прикаспий - ского районов.  [24]

Свыше 20 месторождений, залегающих на небольших глубинах с выходами на поверхность, находится в Кобыстане в отложениях чокракского горизонта. Они также являются объектами для открытой скважинкой добычи нефти.  [25]

К востоку и северо-востоку от центрального Ставрополья ( Благодарпен-ская, Мирненская, Рагулинская и Арзгирская площади) отложешш чокракского горизонта представлены зеленовато-серыми глинами с тонкими прослоями мергелей и известняков. В глинах встречается алевритовый материал в виде небольших линзочек.  [26]

Значительный интерес представляют результаты испытания чокракских отложений в Георгиевской опорной скважине, в которой при опробовании интервала в низах чокракского горизонта получили приток воды с газом, дебит которого составлял более 3 тыс. ма / сутки. Газ по составу метановый.  [27]

Ташкалинское месторождение, приуроченное к отсеченной разрывом восточной периклинали Старогрозненской складки, открыто в 1945 г. Продуктивными являются IX пласт карагана и X, XII, XIII, XIV и XVI пласты чокракского горизонта.  [28]

Залежи нефти и газа в нижнем мелу известны только в пределах Кубино-Прикас - пийского района на месторождениях Бегим-даг - Тегчай, Кешчай и др. В Кировабадском и Кубино-Прикаспийском районах нефтегазоносны эоценовые ( фораминиферовые слои), миоцен-олигоценовые ( майкопская свита) и миоценовые ( чокракский горизонт) отложения, с которыми связаны малодебитные залежи нефти.  [29]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Геологический разрез - месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Геологический разрез - месторождение

Cтраница 2

Геологический разрез месторождения слагают отложения мезо-кайнозойского возраста. Ладожское поднятие приурочено к структурной перемычке, прослеживаемой в наиболее погруженной части Восточно-Кубанского прогиба.  [16]

Геологический разрез месторождения слагают отложения от четвертичных до нижнемеловых включительно. На северо-восточном погружении сейсмического поднятия на глубине 3800 м скважины вскрыли породы палеозойского фундамента.  [18]

Геологический разрез месторождения слагают мезо-кайнозойские отложения от юрских до майкопских. Юрские ( нерасчлененные) отложения залегают с угловым несогласием на метаморфизованных породах палеозоя.  [20]

Геологический разрез месторождения изучен до 4000 м и представлен юрскими, меловыми, палеогеновыми и неогеновыми отложениями.  [21]

Геологический разрез месторождения характеризуется общим для центральной части впадины комплексом осадочных пород мощностью более 4 км - Месторождение контролируется куполовидным поднятием субширотного простирания, осложняющим северную прибортовую зону Центрального грабена. Поднятие имеет размеры 4 5 X X 6 км. Свод складки с глубиной смещается в северо-восточном направлении, происходит также увеличение углов падения пород на крыльях, а форма складки становится более округлой.  [22]

Геологический разрез месторождения слагают плиоценовые отложения, вскрытые бурением почти на полную мощность. Разрез начинается с образований нижнего ап-шеропа, залегающего непосредственно под песчаным покровом острова. Наибольшая мощность продуктивной толщи ( около 3035 м) вскрыта скв.  [23]

Геологический разрез месторождения вскрытой мощностью около 3300 м слагают отложения продуктивной толщи, обнажающиеся на поверхности. На крыльях структуры развиты акчагыльские и ашперонские отложения. Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, разбитой нарушениями на ряд тектонических полей и блоков. Структура расположена в крайней юго-восточной части Алят-ского антиклинального пояса.  [24]

Геологический разрез месторождения слагают преимущественно меловые отложения, окаймленные палеогеновыми образованиями. В единичных скважинах непосредственно под валанжином вскрыты породы верхней части средней юры, а верхне-юрские здесь полностью отсутствуют.  [26]

Геологический разрез месторождения представлен отложениями верхней части красноцветной толщи, акчагыльского и апшеронского ярусов и постплиоцена. Красноцветные отложения, вскрытые бурением только на 750 м, представлены чередованием песков и подчиненных про-пластков глин. Акчагыльские отложения сложены в нижней части разреза песками с подчиненными прослоями глин, в верхней - преимущественно глинами. Апшеронские образования представлены в основном глинами, переслаивающимися с пластами песков. Отложения постплиоцена, частично обнажающиеся на поверхности, сложены чередованием глин, алевролитов и песков.  [27]

Геологический разрез месторождения слагают отложения четвертичного, неогенового, палеогенового, мелового и юрского возрастов, залегающих на породах палеозойского фундамента. На поверхности структуры во многих местах обнажаются отложения сенона и бухарских слоев палеогена.  [28]

Геологический разрез месторождения сложен отложениями мезо-кай-нозойского возраста мощностью 2700 м, залегающими на палеозойском складчатом основании. Вскрытый разрез хорошо сопоставляется с разрезами соседних месторождений Южный и Северный Мубарек.  [30]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

История разведки Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения

В 670 км севернее Иркутска расположен городок Киренск – будущая железнодорожная станция. От него всего 250 км до одного из крупнейших месторождений нефти и газа в Восточной Сибири – Верхнечонского.

Нефтедобытчики преодолевают это расстояние зимой по автозимнику, а летом на вертолете. Вахтовый поселок в дельте Чоны относится к Катангскому району, с административным центром в поселке Ербогачен.

Освоение и обустройство нефтеносного участка происходит одновременно с созданием инфраструктуры в местах, отдаленных от транспортных узлов и индустриальных центров.

Характеристики месторождения

Оценки специалистов относительно потенциала месторождения расходятся от года к году. Первоначально запасы его пластов оценивались в 60 млн. тонн; к 2010 году эта цифра возросла до 86 млн. тонн; к 2012 – до 153 млн. тонн. На сегодня общий объем извлекаемой нефти прогнозируется на уровне 200 млн. тонн. С конца 2013 года в результате отработки опытной скважины, обеспечивший суточный дебит более чем в 153 тонны, суммарную мощность залежей дооценили еще на 1,7 млн. тонн. Существенным достоинством Верхнечонского НГКМ является сопутствующий природный газ. Его запасы составляют 95,5 млрд. куб. м.

На месторождении эксплуатируется 205 нефтяных скважин, поставляющих ежесуточно 23 тысячи тонн сырья.

Уже более полутора лет нефтяники изо дня в день поддерживают эту планку, обеспечивая годовую производительность нефтедобычи в 8 млн. тонн. На месторождении реконструирована УПН (установка подготовки нефти) с целью достижения мощности, необходимой для перекачки сырья до Талаканского приемо-сдаточного пункта. В этой точке товарный продукт поступает в магистраль «Восточная Сибирь — Тихий океан».

История разработки месторождения

О наличии здесь нефти в промышленных масштабах известно с 1978-1979 года. Однако вести Карта Верхнечонского месторожденияразработку залежей на двухкилометровой глубине при температурах – 60о — + 35о в 400 км от ближайшей автодороги и в 1000 км от ближайшего города было признано нецелесообразным. К сведению брались и сложное геологическое строение пластов.

Рациональное решение родилось в процессе разработки Западносибирских месторождений. Для добычи применили метод сквозной перфорации нескольких пластов горизонтальными скважинами. В процессе изучения связей между уровнями залежей был выявлен мощный газовый горизонт, содержащий этан, пропан, гелий и другие ценные элементы и соединения.

С 2005 месторождение находится в опытно-промышленной эксплуатации. Параллельно ведется строительство 85-тикилометрового нефтепровода до Талаканского промысла и автомобильных дорог, УПГ и электростанции.

В 2008 началась добыча и транспортировка. К этому моменту было введено в действие 28 скважин, 2 УПН, нагревательные печи, сепараторные станции. В первый год было получено 156 тысяч тонн сырья. Ежегодный прирост добычи составлял ув среднем 1,5 млн тонн: (1.0 млн. т; 1.4 млн. т, 2.4 млн. т, 2,0 млн. т, 2.0 млн. т, 0.6 млн. т). По результатам 2014 года ОАО «Верхнечонскнефтегаз» (разработчик месторождения) досрочно вышло на плановый объем 2017 года. Этот показатель принят за расчетный уровень эксплуатации месторождения до 2020 года.

При неизменных технологиях добычи и сохранении ее темпов имеющиеся запасы должны иссякнуть через 25 лет.

Особенности добычи

Восточносибирские месторождения имеют свое обличье и характер. Глубина их залегания составляет 2,7 км. При бурении необходимо пройти скальные породы, отложения солей.

Пласты раздроблены, пронизаны трещинами, разломами. Часто наблюдается их вертикальное смещение.

Для исследования фактической конфигурации нефтеносных слоев используются средства Месторождение нефти возле Иркутскагеонавигации, 3D-моделирование, пробное бурение. Скважины обязательно создаются с горизонтальными нагнетательными окончаниями длиной до полукилометра. Пласт с помощью углеводородных растворов продавливается к одному, кустовому стволу. Там нефть накапливается, замеряется и подается на УПН.

Температура нефтяных слоев относительно других месторождений невысока. В процессе испарения газа она дополнительно падает еще на несколько градусов. В зимний период добыча не останавливается и при 58 градусах мороза. Нефть замерзает при – 35 градусах. Важной особенностью способа добычи является разогрев углеводорода для последующей транспортировки.

Несмотря на относительно высокую чистоту нефти, добывающая компания уделяет большое внимание строительству сооружений по ее предтоварной подготовке. Во главу угла при этом ставится реализация трех проектов, по направлениям:

  • собственное эгергообеспечение;
  • качественная подготовка нефти;
  • 95% утилизации сопутствующего газа.

Одним из способов разрешения этих задач стало строительство электростанции, работающей на нефтяном газе.

Определенную сложность вызывает доставка грузов и оборудования. Период речной летней навигации короток. На выполнение всех погрузочно-разгрузочных и перевалочных работ отводится ограниченное время.

Компании, разрабатывающие месторождение

Все основные работы ведет ОАО «ВЧНГ», входящее в структуру ОАО «Роснефть». Кроме Роснефтьвсероссийского холдинга, владеющего 25,94% акций, в совет учредителей входит ОАО «ТНК-ВР» с 62,7% голосов, а так же ОАО «Восточно-Сибирская газовая компания» с 11,3%. Кроме основной производственной компании многие операции ведут подрядные организации. Так, на бурении задействованы «КСА Deutag» из Германии, общества с ограниченной ответственностью «Прикаспийбурнефть» и «Интегра-бурение», а так же корпорация из США «Nabors».

Кроме того, подрядчики выполняют многие работы, связанные с обустройством территории и наладкой технологического оборудования. Так, строительство блочных кустовых насосных станций выполняет общество «ОЗНА».

Одновременно в работах участвует, примерно, 700 специалистов, связанных непосредственно с добычей, и 2-3 тысячи специалистов смежного профиля.

проблема загрязнения океанаУтилизация биологических отходов должна проходит по всем нормам, в противном случае можно существенно навредить экологии и здоровью населения.

Загрязнение мирового океана — одна из глобальных проблем на сегодняшний день. Как это может повлиять на здоровье человечества, читайте в этой статье.

Вам интересно, как добывают природный газ? О всех способах добычи этого богатства читайте по http://greenologia.ru/eko-problemy/dobycha-gaza/sostav-i-ispolzovanie.html ссылке. 

Перспективы разработки месторождения

У НК «Роснефть» разработаны планы по повышению роли месторождения в выполнении долгосрочного контракта с КНР. Возможно, оно в качестве ключевого источника, вырабатывающего нефть, заменит Ванкорское месторождение. В пользу этого варианта развития событий говорит факт расширения инвестиционной деятельности, направленной на обустройство промыслов. До 2040-х годов в разработку месторождения будет вложено еще 3 млрд. долларов.

greenologia.ru

Могутовское месторождение - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Могутовское месторождение, открытое в 1960 г., приурочено к северной ветви крупного структурного элемента Самаркинской дислокации, которая рассматривается как юго-восточное продолжение Жигулевского вала. По кровле окской свиты месторождение представляет собой крупную антиклинальную складку северо-западного простирания с более крутым северо-восточным крылом. В пределах поднятия выделяются три купола Северо-Западный, Центральный и Юго-Вос-точный. На Юго-Восточном куполе в башкирских отложениях (в кровельной их части) выявлена залежь нефти. [c.294] Продуктивными на Могутовском месторождении являются пласты башкирского яруса, Малиновской свиты и пашийского горизонта. В башкирском ярусе залежь относится к типу массивных (А4). Пласт представлен пористыми и кавернозными известняками. Водонефтяной контакт принят на отметке 1654,5 м. Малиновский надгоризонт представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. В нем выделены пласты Бга, В , Вг, Вз. В пашийском горизонте имеются два пласта (Д1 и Дп). Нефтеносность пласта Дг установлена на Юго-Восточном куполе, пласта Дц — на Центральном и Юго-Восточном куполах. Газонефтяная залежь выявлена в отложениях кунгурского яруса (пласт К1), который представлен доломитами. Средняя пористость коллекторов по месторождению колеблется от 13,9 до 20,2%, проницаемость — от 177 10 до 423-10 м2. [c.294] В отличие от пермских нефтяные залежи нижнего карбона находятся в условиях повышенных давлений и температур. Нефти пластов нил-шего карбона имеют высокие газосодержание, коэффициенты усадки и растворимости, низкие плотность и вязкость. Для нефтей кунгурского и башкирского ярусов свойственны относительно низкие давления насыщения (особенно для пласта КО, газосодержание и повышенная вязкость. [c.294] Растворенный в нефти газ жирный, тяжелый, В целом состав егО однотипен. Отклонение от среднего состава для нефтяных газов проявляется в повышенном содержании азота в растворенном газе пласта А4 и в пониженном содержании его для всех остальных пластов, а также в пониженном содержании метана. [c.295] Дегазированная нефть горизонтов нижнего карбона и верхнего девона сернистая (класс II), в основном малосмолистая и парафиновая (вид Пг). Нефть башкирского яруса тяжелая, высокосернистая (класс 1Г1), высокосмолистая. [c.295]

Вернуться к основной статье

chem21.info