ОПИСАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕЙ. Пашня,скв. 53

• Название: Пашня,скв. 53
• Дата: 09.05.2023
• Размер: 200.5 Kb.
• Имя файла: ОПИСАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕЙ.docx
• Тип: Документы; #1117467

Пашня,скв.53

Пашнинское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1963 г. административном отношении расположено в южной части Республики Коми, в пределах Сосногорского района. Непосредственно на месторождении базируется вахтовый поселок Нефтепечорск.

В географическом отношении площадь Пашнинского месторождения находится в южной части Печорской низменности.

Пашнинское газоконденсатное месторождение в административном отношении находится в 130 км от п. Нижний Одес Сосногорскго района и относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. От районного центра г. Сосногорска удалено к юго-востоку на 130 км. Недропользователем является ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Степень освоения - слабо освоен.

[https://uglevodorody.ru/field/pashninskoe-mestorozhdenie]

Ярега НШ-1(Ярегское м-е)

Ярегское месторождение тяжелой нефти расположено в центральной части Республики Коми в междуречье реки Ижмы и реки Ухты на слабохолмистом плато, являющимся частью восточного склона Южного Тимана.

Географические координаты месторождения 60^O 25' северной широты и 53^O 26' восточной долготы.

Весьма низкое извлечение нефти, обусловленное чрезвычайно высокой вязкостью, и трудности в организации сбора и транспорта такой продукции в суровых климатических условиях не позволили осуществить разработку этого месторождения обычным способом в пределах экономической целесообразности. Стремление к разработке этого месторождения высококачественной нефти при более высокой нефтеотдаче и к снижению ее себестоимости приводит к созданию шахтного способа добычи нефти.

Первая нефтешахта (НШ-1), ведущая отработку северо-восточной части месторождения, вступила в эксплуатацию в 1939 году,

Месторождение залегает на глубине 130-220 м в песчаниках живетского-пашийского возраста (пласт III местной промысловой номенклатуры) непосредственно на рифейском фундаменте.

Как и на всем месторождении, пласт III состоит из трех разновозрастных пачек песчаников с прослоями- линзами аргиллитов и алевролитов: нижней афонинской толщиной до 35 м, средней старооскольской от 0 до 50 м и верхне пашийской от 0 до 14 м.

Пласт III Ярегского месторождения характеризуется следующими показателями:

• 
  мощность до 30 м;
  
• 
  проницаемость (3,06-5,06)* 10^-12 м²;
  
• 
  пористость до 24 %;
  
• 
  начальное пластовое давление 147*10⁴ Па;
  
• 
  температура 6-8^оС;
  
• 
  вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) ПА*с;
  
• 
  коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,42-0,98.
  
• 
  Многочисленными трещинами с амплитудой смещения до 6-8 м залежь разбита на тектонические блоки размерами 10-30 м.
  

Плотность добываемой на месторождении нефти в стандартных условиях более чем по 1500 определениям колеблется в широких пределах от 0,934 до 0,956 г/см³, среднее значение 0,945 г/см³. На шахтном поле III, расположенном в содовой части Ярегской структуры, плотность нефти несколько ниже и составляет в среднем 0,940 г/см³



https://knowledge.allbest.ru/geology/3c0b65625a3bd69b4d43b88421316c37_0.html

Возейская скважина

Возейское нефтяное месторождение расположено в пяти километрах от села Усть-Уса на территории Усинского района Республики Коми Российской Федерации и входит в состав Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Площадь нефтегазоносной провинции составляет триста пятьдесят тысяч квадратных километров, и в ней выделено четыре нефтегазоносные области и один нефтегазоносный район. Площадь месторождения входит в бассейн среднего течения р. Колва, правого притока р. Усы, впадающей в свою очередь в 20 км западнее от места их слияния в р. Печору. Районный и административно-хозяйственный центр – г. Усинск расположен в непосредственной близости с месторождением и имеет воздушное, водное и железнодорожное сообщение. В 90 км южнее г. Усинска располагается г. Печора. 

Возейское нефтяное месторождение было открыто в 1971-ом году, а его разработка началась через шесть лет – в 1977-ом году. Содержание серы в добываемой нефти составляет 0,66 процентов, парафина – 5,5 процентов, а её плотность 37,8 градусов Цельсия API. 

Оператором Возейского месторождения является нефтяная компания Лукойл. 

В 2010-ом году объем добытой здесь нефти составил 1,157 миллионов тонн. Глубина, на которой залегают залежи, составляет от 1436 до 3712 метров. Высота же залежей находится в диапазоне от 11 и до 458 метров. В отложениях перми, карбона и девона найдены двадцать пять нефтяных залежей и одна газоконденсатная залежь. Все залежи контролируются 4-мя поднятиями – Западно-Возейским, Костюковским, Центральным и Южно-Воозейским. В отложениях нижнего и верхнего девона, нижней перми, карбоне выявлены карбонатные порды, в отложениях верхней перми и среднего девона коллектора – песчаники. Пористость песчаников составляет от 11 до 28 процентов, а их проницаемость от 22 до 765 мД. Административным и промышленным центром разработки Возейского нефтяного месторождения стал город Усинск. Месторождение приурочено к Колвинскому мегавалу. На данном Возейском месторождении в качестве способа эксплуатации применяется законтурное заводнение. Законтурное заводнение представляет из себя такой способ разработки месторождений нефти, когда восстановление или поддержание баланса пластовой энергии осуществляется путем закачки воды в нагнетательные скважины, размещенные за внешним контуром нефтеносности, то есть по периметру залежи. 

На Возейском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" впервые в Коми применена технология бурения вторых стволов скважин, помогающая повысить эффективность их работы. Об этом "Комиинформу" сообщили в пресс-службе компании. 

За последние полгода в бурении вторых стволов на трех простаивавших скважинах Возейского нефтяного месторождения пройдено 1,5 тысячи метров. По окончании этих работ скважины снова запущены в эксплуатацию, и на них получен приток нефти обводненностью 50-60 процентов, что на 30-40 процентных пункта ниже среднего показателя обводненности по этому месторождению. 

Возейское нефтяное месторождение находится в поздней стадии разработки, для которой характерно снижение эффективности добычи. По словам начальника отдела прогнозирования уровней добычи нефти и газа ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" Павла Ладина, цель этих работ - повышение нефтеотдачи и увеличение текущего уровня добычи нефти на месторождении. Технология бурения вторых стволов, по его словам, позволяет реанимировать эксплуатируемые с начала 80-х годов низкодебитные или неработающие скважины, поскольку помогает снизить обводненность нефти, получаемой из старых скважин. При этом строительство второго ствола обходится приблизительно вдвое дешевле, чем бурение новой скважины.  

Возейское нефтяное месторождение относится к комплексному цеху по добыче нефти и газа КЦДНГ-4 территориально-производственного предприятия ТПП "ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз" - структурного подразделения компании ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

https://oilgasinform.ru/science/fields/vozeyskoe/

Тэбукская скважина

В географическом отношении месторождение расположено в пределах Печорской низменности на водоразделе крупных рек Печоры и её левого притока Ижмы. На Ижма-Печорском водоразделе находятся истоки небольших несудоходных рек

Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Характеристика пластовых флюидов Западно-Тэбукского месторождения определена на основании исследований глубинных проб из скважин, расположенных в различных частях залежей .

Нефть залежи пласта III+IIб охарактеризована 24 глубинными пробами, отобранными до начала разработки в скважинах №№ 1, 2, 8, 14, 16, 17, 25, 56 и 16 глубинными пробами, отобранными после начала разработки в этих же скважинах.

Пластовая нефть из отложений III+IIб (западный участок) характеризуется плотностью 0,745 ÷ 0,775 г/см3, вязкостью от 1,3 до            2,1 мПа∙с. Объемный коэффициент по данным ДР изменяется от 1,197 доли ед. (скв. № 17) до 1,24 доли ед. (скв. № 16), при принятом значение – 1,23.

Дегазированная нефть легкая, плотностью от 0,842 до 0,850 г/см3, смолистая (8,42 % масс), парафинистая (4,14 % масс), сернистая                      (0,70 % масс), с высоким содержанием фракций, выкипающих до 200°С              (28 %). Кинематическая вязкость при 20°С – 14,21 мм2/с (ОР). Температура застывания нефти от минус 4°С до минус 11°С.

Газосодержание нефти при однократном разгазировании изменяется от 85,8 до 102,8 м3/т (среднее значение 94,4 м3/т), принятое значение – 81,0 м3/т при дифференциальном разгазировании.

Нефть залежи в пласте IIа охарактеризована пятью глубинными пробами из двух скважин (скв. № 7 и скв. № 25), отобранным в период разведки и шести пробам из четырех скважин (скв. №№ 7, 25, 26 ,35) после начала разработки залежи.

Среднее значение плотности пластовой нефти – 0,744 г/см3, динамической вязкости – 1,4 мПа∙с. Объемный коэффициент по данным дифференциального разгазирования составил 1,24 д.ед.

Дегазированная нефть легкая, плотностью от 0,839 до 0,860 г/см3 при среднем значении 0,851 г/см3. Содержание смол 6,30 % масс, серы – 0,88 % масс, парафина – 3,78 % масс.

Газосодержание нефти при дифференциальном разгазировании равно 83,2 м3/т. Кинематическая вязкость при 20°С – 14,1 мм2/с при ОР.

Нефть залежи пласта Iб+Iв (восточная периклиналь) охарактеризована глубинной пробой нефти из интервала 1950–1968,8 м, взятой в скв. № 314.

Плотность пластовой нефти 0,724 г/см3, вязкость – 1,2 мПа∙с. Газосодержание нефти и объемный коэффициент соответственно равны      102,5 м3/т и 1,33 доли ед. по данным ДР.

Дегазированная нефть имеет плотность 0,848 г/см3. Кинематическая вязкость нефти при 20°С – 17,18 мм2/с при ОР. Компонентный состав следующий (% масс.): асфальтены – 1,24; смолы – 6,74; парафины – 2,7; сера – 0,8.

Нефть в стандартных условиях относится к классу                             тяжелых –0,889 г/см3 и высоковязких – 56,3 мПа·с.

Нефть является парафинистой, смолистой и сернистой. В нефти содержится парафинов – 3,0 %, смол силикагелевых – 13 %,            асфальтенов – 3 % и серы – 1,5 %.

Температура начала кипения – 58ºС. До 100º С выкипает                            в среднем – 3 %, до 200ºС – 19,1 %, до 300ºС – 39,3 %. Объемный коэффициент по данным ОР нефти равен 1,054.

Характерным для растворенного газа является высокое содержание азота– 68,4 % об. Ярко выражены агрессивные свойства, – сероводорода содержится 0,44 % об.

https://referat.yabotanik.ru/geologiya/geologopromyslovaya-harakteristika-zapadnotjebukskog/319960-3738287-page2.html

Ромашкинское месторождение

Крупнейшее месторождение в Волго-Уральской провинции и одно из крупнейших в мире



Ромашкинское (Romashkino) нефтяное месторождение расположено на юго-востоке республики Татарстан, в Лениногорском районе, в 70 км от г. Альметьевск.
Оно является крупнейшим в Волго-Уральской провинции и одним из крупнейших в мире.
Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд т.
Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд т.
Буровики прозвали месторождение «Вторым Баку».

Месторождение открыто в 1948 г.
Его разработка и эксплуатация были начаты в 1953 г.




В геологическом строении месторождения принимают участие отложения пермской системы, обнажающиеся на поверхности, а также карбона и девона, вскрываемые глубокими скважинами.
Тектонически Ромашкинское нефтяное месторождение приурочено к Сокско-Шешминскому валу, осложненному рядом локальных платформенных поднятий, сложенных породами пермского и каменноугольного возрастов.

Промышленная нефтеносность связана главным образом с отложениями терригенной толщи девона.
При этом имеются промышленные залежи нефти в песчаниках угленосной свиты турнейского яруса (или визе), а также в известняковом разрезе верхнего девона.
Характерно наличие в разрезе нижнего карбона пластов каменного угля рабочей мощности.

В терригенной толще девона залежи нефти приурочиваются к Д0 (Михайловскому), ДI ДIII, ДIV и ДV продуктивным пластам.
Однако основное промышленное значение имеет первый девонский нефтяной пласт ДI, с которым связано не менее 80% всех запасов нефти в недрах Ромашкинского месторождения.
Залежи нефти во всех остальных пластах имеют литолого-стратиграфический характер, располагаясь участками главным образом на склонах основного Ромашкинского поднятия.

Ввиду огромных, уникальных размеров залежи нефти в пласте ДI, необходимости осуществления активной ее разработки и эксплуатации и невозможности решения последней задачи с помощью законтурного заводнения, при разработке этой залежи осуществлено искусственное разрезание последней на отдельные площади кольцевыми рядами нагнетательных скважин.
Каждая такая площадь, искусственно вырезанная рядами нагнетательных скважин с учетом геологического строения залежи в целом, обладающая обширными запасами нефти, является крупным нефтяным месторождением.