Первое высшее техническое учебное заведение россии

• Название: Первое высшее техническое учебное заведение россии
• Дата: 05.11.2021
• Размер: 229.82 Kb.
• Имя файла: GNG-18-2_Kravchenko_VA_Referat_sm_2605.docx
• Тип: Реферат; #263659

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ



МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра геологии и разведки месторождений полезных ископаемых

Реферат

Особенности геологического строения и генезис Ярегского месторождения тяжелых нефтей

Выполнил: студент гр. ГНГ-18-2 Кравченко В.А

^{(шифр группы) (подпись) (Ф.И.О.)}

Дата:

TNR

Проверил: Доцент Бушуев Я.Ю.

^{(должность) (подпись) (Ф.И.О.)}

Санкт-Петербург

2021

Оглавление

Введение

Ярегское нефтяное месторождение географически расположено в центральной части Республики Коми, в 18 км к юго-западу от Ухты, вдоль железной дороги Воркута-Котлас (рисунки 1 и 1.1).



Рис.1 - Карта территории Ярегского нефтяного месторождения



Рис.1.1 - Ярегское нефтяное месторождение

Месторождение находится на северо-восточном склоне Тимана, в месте слияния левых притоков Ижмы, Печоры и Ухты. Эта территория расположена на границе хвойных лесов в северо-центральном регионе и представляет собой заболоченную лесную территорию (более 15%), заполненную долинами небольших рек и долин ручьев. Абсолютный диапазон точек в бассейне 140-160 м, река не судоходна. Ухта проходит в 12 км к северу от центра поля. Среднегодовое потребление в Ухте составляет 45,8 куб. М в секунду, минимум (январь) 6,7 куб. М:

Климат этого региона умеренно-континентальный. Для него характерны чрезмерная влажность, сезонные и ежедневные быстрые колебания температуры и давления. По данным Ухтинской метеорологической обсерватории, средняя годовая температура составляет минус 0,7 ° C, самый холодный месяц - минус 17,6 ° C, самый теплый месяц - 16 ° C, абсолютный максимум температуры составляет 37,7 ° C, а абсолютный минимум температуры - минус. 56 ° С.

Вечная мерзлота отсутствует. Максимальная сезонная глубина промерзания почвы от поверхности снега составляет 2,1-2,5 м. Река замерзает в середине ноября и открывается в начале мая.
нет ссылки на источник в подписи рис. 1.1

рис. 1.1. не читаемы условные обозначения

рис 1 – заменить. – подобные рисунки делаются в масштабах Мира/ страны / субъекта федерации
нумерация рисунков, оформление текста – см. ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ КУРСОВЫХ И КВАЛИФИКАЦИОННЫХ РАБОТ: Методические указания / Санкт-Петербургский горный университет. Сост.: И.О. Онушкина, П.Г. Талалай. СПб.: 2016. 58 с.

далее не смотрел, по смыслу не смотрел

История разработки

В пределах месторождения расположены три горнопромышленных участка - Ярегский (ствол №1) и поселок, расположенные в 3-4 км друг от друга. Первомайский (вторая шахта), Нижний Доманик (Вал № 3) и железнодорожная станция в селе Ярега. Круглогодично эти села соединяются дорогой с городом Уфта (23 км). Нефтяное месторождение находится на вершине пологой складки у берегов Ухты с амплитудой до 800 м. Это осложняет выступающее с юга северо-восточного склона Тиманского рифа Ухто-Изиминское поднятие.

Нефтяная залежь расположена в песчаниках среднего и позднего девона, шириной 4-6 км и высотой 87 м, образуя единый продуктивный пласт. Он расположен на глубине 130-300 м, на дне преимущественно илистого девонского участка неровной поверхности рифового фундамента. При средней толщине 70 м пласт выклинивается на западе на выступах фундамента и обрезается здесь сколами крупного тектонического нарушения, а во впадине фундамента, занимающей большую часть месторождения, достигает максимальной толщины до 106 м.

Достоверные сведения о нефтепроявлениях на реке Ярра относятся к 16 веку. Первая скважина, построенная в 1908 г., подтвердила наличие пропитанного нефтью песчаника, но из-за нехватки капитала и технологий добыча нефти оставалась неопределенной. В 1932 году была доказана промышленная нефтеносность среднедевонского слоя.С этого момента в истории разработки месторождения можно выделить три основных периода

1. Экспериментальная разработка скважин, пробуренных с поверхности.

2. Возобновляемый шахтный дренаж из эксплуатационных пластов;

3. Разработка термошахт, обеспечивающих искусственные тепловые эффекты на пластах.

Первоначально, между 1935 и 1945 годами, делались попытки использовать скважины с поверхности. На двух участках было пробурено 73 скважины. Все скважины используются с забойными насосами. Однако приток нефти был незначителен. Средняя добыча нефти на обоих участках составляет 836 тонн, а коэффициент извлечения нефти за 10 лет эксплуатации составлял 0,0197 запасов.

Анализируя опыт первой фазы разработки, невозможно получить эффективные технико-экономические показатели в горно-геологических условиях Ярегского месторождения из-за традиционных методов добычи нефти. В поисках более рациональных методов добычи нефти они пришли к выводу, что можно и нужно использовать горные методы для разработки нефтяных месторождений.

На первом этапе (с 1939 по 1954 год) разработка шахт велась по Ухтинской системе. Суть в следующем. На расстоянии 10-30 м от верха коллектора, находились буровые камеры на определенном расстоянии друг от друга. Из камеры пробурен ряд скважин с расстоянием между рабочими забоями от 12 до 25 м. Вначале подземная скважина эксплуатировалась проточным методом, а затем закачкой сжатого воздуха (эрлифт). За 15 лет разработки Ухтинская система добыла 295 370 тонн нефти на трех месторождениях. Добыча нефти с площади достигла 2483,6 т, что в три раза превышало добычу нефтяных скважин. Дебит нефти на разрабатываемых площадях составил 6,2%.

В 1954 году была внедрена более совершенная система разработки наклонных нефтяных скважин. Высота залежи 10-30 м, а также парные межпластовые штреки и сбойки между ними. Месторождение разделено на массивные участки. Количество скважин в штольне-150-300, при длине 300 м. С 1954 по 1972 год было добыто 427,32 миллиона тонн нефти. Коэффициент нефтеотдачи практически такой же, как у Ухтинской системы, он составляет 5,88%.

Всвязи с высокой плотностью буровых сеток и освоения скважин, энергоресурсы пласта исчерпаны. Добыча нефти неуклонно снижается, в то время как производственные затраты растут.

Испытания методов усиления нефтеотдачи, таких как закачка воды в оперативном режиме, закачка горячей воды, сжатый воздух под давлением и гидроразрыв пласта положительных результатов не дали.

Закачка пара - начались экспериментальные работы на месторождениях в 1968 году. В этих экспериментах нефтяные скважины, пробуренные из слоя туфа (по Ухтинской системе), использовались для закачки пара и добычи нефти. В ходе работы выяснилось, что применение теплового удара к нефтяному пласту может увеличить нефтеотдачу пласта. в несколько раз. Это стало основой для дальнейшего расширения использования теплового воздействия.

Разработка шахт с использованием горячего пара для залежей в промышленных масштабах ведется с 1972 года. С 1972 года все участки переданы в разработку по системе «Два горизонта» путем бурения пласта из полого стояка на склоне.

За это время разработана технология термической добычи. и реализован в виде разнообразных систем разработки горных блоков: двухуровневый, единый участок, два этажа, панели. Создана научнуя основа для комплексной автоматизации технологического процесса нефтяных рудников.

Геология

В геологическом строении района принимают участие отложения рифейского, девонского и четвертичного возрастов.

Верхний протерозой.

Рифей и венд.

Слой представляет в основном песчаник. По метарорфизму они относятся к биотит-хлоритовой подгруппе.

Следующий слой представлен сланцами, подвергшимися размыву отложениями девонских пород. Эти породы размыты гравием и глиной, но в случае сланцевой текстуры они обычно почти белые, а красновато-коричневые породы содержат гидрофильные каолинитовые компоненты и сопровождаются самородными сидеритами. Из-за окисленного пирита красновато-коричневые разновидности включают гематит и лимонит. На нижнем этаже часто видна корка выветривания.

Характерные метаморфические породы относятся к стратиграфической схемы Тимана, сложенной верхним протерозоем, и по некоторым оценкам общая мощность восточно-тектонической свиты составляет около км. Тиманский район еще не изучен.

Палеозой

Девонская система

Средний отдел

Живецкий ярус

В среднем девоне, который составляет большую часть разреза, можно выделить отложения живетского яруса. Последняя представлена отложениями афонинской и староскорской свит.

Афонинский горизонт состоит из двух частей разного объема. Нижняя часть сложена лейкоксен-кварцевым песчаником, а верхняя часть - алевролитом. На некоторых небольших участках в верхней части фундамента обнажают и нижнюю часть осадочного чехла. Это древнее месторождение глины мощностью 0,5–1,5 м, встречающееся реже, чем 5 м. Высокая плотность, достаточные насыщенность углеродом и сильная кристаллизация.

Часть афонинского горизонта обычно начинается крупнозернистым песчаником, в том числе линзами конгломератов, с немногочисленными округлыми обломками кварца и метаморфическими сланцами. Мелкозернистый глинистый песчаник с регулярными промежуточными продуктами аргиллитов наблюдается только у подножия горизонта в районе Ляэль. В этой области гранулометрический состав песчаника изменился от крупно модифицированного конгломерата до мелкозернистого конгломерата, улучшив его сортировку и сделав слой более плотным и прозрачным. Самые крупные зерна появляются в северной части Ярегского месторождения.

Алевролиты очень сложные, обычно состоят из плотных серых горизонтальных слоев и сферического алевролита (составляющего 36% разреза), обычно глинистого алевролита и мелкозернистого песчаника (составляющего 25%). Повсеместно встречаются песчаники, промежуточные слои между линзовидными промежуточными слоями (до 25%), мелкозернистого аргиллита мощностью до 2–3 м, и

На Яельском месторождении общая мощность афонинского пласта составляет от 0 до 38 м, а в Лаельском пласте достигает мощности 45 м. Выклинивается на западе месторождения.

На востоке формация достигла мощности 130 м, а литология была заменена поликристаллическим известняком с промежуточным слоем мрамора (реже песчаника и аргиллита).

Старооскольский горизонт отличается количеством пачек в середине. Самая мощная часть толщи довольно однородна, в основном мелкозернистый и мелкозернистый кварцит. Хорошо классифицированный песчаник с пересеченными пластами и различно зернистые песчаники, алевролиты. Старооскольский песчаник находится в очень резком контакте с подстилающими отложениями, но явных признаков размыва нет. Почти чистый кварцевый песчаник характеризуется относительно однородным гранулометрическим составом, низким содержанием глины, отсутствием сидерита и слабой цементацией. Лишь в южной части Ярегского района вверху толщи видны линзовидные полосы.

Оскольский песчаник имеет четко выраженную косую слоистость (уклон от 15-20 ° до 35 °), который развивается преимущественно в центре и верхней части разреза. Большинство линз в этой области представляют собой горизонтальные пласты песчаника.

Количество аргиллитов, алевролитов и глинистых песчаников не превышает 10%. Они неравномерно распределены по сечению. Однако в южной части хребта они сосредоточены в центре, образуя менее проницаемую часть, разделяющую весь песчаниковый элемент на две части. Нижняя часть обычно представляет собой водоносный горизонт, сложенный мелкозернистым песчаником. Большая и мощная верхняя часть сложена слоистым среднезернистым песчаником и мелкозернистым песчаником.

Распространение здесь Старооскольских отложений, особенно среднего девона, зависит от строения рифей-вендского кристалической толщи. Среднедевонская мощность увеличивалась во впадинах и уменьшалась над выступающими основаниями.

Средняя мощность Старооскольского месторождения Ярегского месторождения составляет около 35 м (0-65 м). На Ляельской площади максимальная мощность пласта составляет 38 м, а в западной части площади происходит выдавливание наносов.

Верхний отдел

Франский ярус

Нижнефранский подъярус

Отложения Пашийского толщи обычно делятся на три слоя. Первый из них песчаника из нижней части верхнего девона и аргиллиты над ним. Второй слой - это туф-долерит (слой туфа), а третий слой состоит из горизонтальных участков, представленных песчано-глинистыми отложениями.

Песчаник представляет собой мелкий гравий (25% по объему), метаморфические сланцевые обломки и камни, кварц (8-90%), кварцит (2-44%), слегка округлый алевролит и обломки аргиллитов (1-6%). ). , Мелкий и мелкий песчаник (до 8%) и другие местные породы. Быстрые изменения состава горных пород на небольших расстояниях (до 20-30 м) указывают на линзовидную структуру.

Аргиллит, образованный непосредственно на песчанике, представляет собой глины с промежуточными слоями и кристаллами песчаника и конгломератной брекчии. В зоне тектонического разлома он сминается или разрывается и вступает в контакт с долеритом выше.

Песчаник толщиной 0,5 м в среднем слое мелкий и обычно доломитизированный. Самым своеобразным слоем аргиллита являются кристаллы конгломерата брекчии, обнаруженные в западной части площади. Его мощность колеблется от 0,5-3,0 м до 8 м, при максимальных размерах 140х500 м. Он сложен метаморфическими сланцами и обломками кварцита, диаметр которых до 1,5-5 см в слоях песчаника и сланцевого грунта. Предположим, это веерообразные конические отложения временного потока.

Мощность аргиллитов колеблется от 0 до 20-32 м, в среднем около 10 м. Наиболее мощные районы находятся на западе, севере и востоке. Области снижения мощности - центральная и южная части Ярегского месторождения. В районе Ляэль мощность 6-12 м.

Верхнедевонский слой туфа (слой туфа) полностью отражается в вышеупомянутой Ухте. Он находится поверх указанного выше аргиллита и захватывает песчаник этого слоя. Третий состоит из различных туфов, туфовых отбеливателей, туфопесчаников, бетона, а состав среднего слоя - серая глина. Большая часть туфа содержит долерит и базальт, редко встречаются дайки долеритов. Местами свита целиком представлена магматическими породами.

Немодифицированный туф обычно средней прочности и плотности. Скала окрашена в зеленый, серый и коричневый цвета и содержит вулканические бомбы разных размеров и форм.

Долерит и базальт существуют в основном в виде больших и средних слоев. Средняя толщина конечного организма 10-12 м, диапазон варьирования 0,5-30-60 м, что составляет около 25% от средней толщины. кровать. Разрабатывается на участке 3Л Ярегского месторождения. Как крупные объекты (до 4 x 1,5–2 км), так и мелкие объекты имеют направления на северо-запад и ниже, с неправильными плоскими контурами и плоскими диаметрами чаши.

Из-за условий и петрологического состава вулканических пород, наличия вулканических бомб в донных отложениях, присутствия туфобрекчии и присутствия туфогенного материала их можно считать эруптивными слоями, образованными в поверхностных условиях. Я могу это сделать. Их возраст не моложе Паши.

Средняя мощность туфовых долеритов в зоне отложений составляет около 40 м (от 5-10 до 60 м).

Отложения песчаных аргиллитов над Пашийской свитой несовместимы с туфо-долеритовыми породами. Нижняя и верхняя части обычно состоят из мелкодисперсного порошка и мелкозернистого кварца и поликристаллического песчаника, которые составляют большую часть. Мощность пласта составляет 1,5-3 м и 4-8 м соответственно. Слой нестабилен в этой области из-за отсутствия четкого профиля глинистых сланцев и часто сочетается со слоем. Мощность слоя увеличивается в северо-западном направлении (до 13 м), а в западном направлении пласт выдвигается в границу нефтяного месторождения. На Ляельской площади мощность верхней части песчаных сланцев Пашинской свиты составляет около 7м. Второй слой песчаника Пашинской свиты непрерывно перекрыт сводчатыми отложениями Леяельской свиты.

Кыновская свита представлено слабой известковистой алевритистой глиной с редким тонким слоем алеврита и песчаника. Глинистый известняк находятся в верхней части разреза. По особенностям литологии отложения подразделяются на два подгоризонта примерно одинаковой мощности: нижний и верхний Кыновский толщи.

В основании Верхнекыновского подгоризонта представлен промежуточным слоем мелких частиц (обычно глины, песчаника, алевролита). В Леяельском районе мощность слоев колеблется от 3 до 16–9 м, причем слои находятся под четвертичным покровом в кровле Ярегских тектонических волн. Отложения восточного угольного пласта полностью вытеснили глину и известняк толщиной около 10 метров.

Тектоника

Ухтинская брахиантиклинальная складка являются главной вторичной структурой Южного Тимана. Ее простирание составляет приблизительно 335 °, длинная ось - приблизительно 225 км, короткая ось - приблизительно 60 км (по выходу верхнего карбона). Его более крутое юго-западное крыло наклонено под углом 2 ° -3 °, а широкое северо-восточное крыло наклонено под углом 1 °.

Куполовидные формы на северо-западе достигают по простиранию 10-15 километров. Один из них связан с Ярегским месторождением. Размер по оси - 12,5 км, ширина - от 1,5 до 4,5 км. Складки асимметричны (северо-восточное крыло почти в три раза больше юго-западного), северо-восточное крыло немного наклонено (1 °), а юго-западное крыло более круто (1-3 °).

Ярегское месторождение приурочено к инверсионному поднятию и ограничено системой поднятий и простирается на 6-7 км в северо-западном направлении (за нефтеносный контур), образуя почти параллельные дугообразные участки. Один из этих разломов называется Ярегским разломом или Большим Ярегским разломом и явно является частью системы разломов, отделяющих Ухто-Ижемское поднятие от Тобысского прогиба, поскольку он является прямым пограничным элементом вышеупомянутой структуры на севере. Разлом представлен сложной системой разломов максимальной шириной 1 км. Общее смещение по верху фундамента достигает 100-140.

Восточный разлом был обнаружен при разведке полезных ископаемых на Ярегском месторождении1967-1968 гг., который также представляет собой зону нарушения типа ступенчатого разлома с большим смещением по фундаменту до 10-30 м в районе Верхнеижемского блока вплоть до 80 м.

С точки зрения исторического развития реверсивная выпуклость окружена показанной системой возмущений и является «арочной частью» Ухтинской складки. Поскольку она практически непосредственно граничит с Тобысской впадиной, делаются выводы об асимметрии Ухтинской складки, ее крутом юго-западном фланге и пологом склоне восточной части.

Детальное изучение геологического строения Ярегского месторождения, особенно в процессе разработки горными методами, показало, что кровля слоя совпадает с проекцией кровли метаморфических сланцев.

В современной топографии сланцевого фундамента месторождения можно выделить как минимум четыре крупномасштабных структурных элемента, характеризующихся устойчивым северо-западным трендом. Прежде всего, это крайняя западная оконечность шахты, которая простирается прямо к западу на территорию шириной в один километр, рассекая более слабый выступ фундамента. Относительная высота этих выступов над его дном достигает 20-45 м. Вторым основным элементом рельефа фундамента является относительно горизонтальная поверхность, прилегающая к выступу, более или менее равномерно опускающаяся на восток.

Меньшая южная половина почти все имеют ширину 2 км внутри большой впадины, занимаемой, условно говоря, стороной впадины длиной не более 20-30 м, следует учитывать в рельефе фундамента. структурный элемент.

В самом восточном конце шахты и в самой внешней части шахты депрессия ограничена значительно меньшим поднятием в районе шахты 2 (максимум 10-15 м) и ровностью площадки фундамента. Очевидно, что фундамент имеет другую структурную форму, простирающуюся в том же северо-западном и северо-западном направлениях.

Структурные трещины северо-западного простирания накладываются на систему полуглубоких разломов с амплитудой до 20-100 м, разделяющую положительные и отрицательные дислокации в соответствующем направлении (в основном на периферии нефтяного месторождения).

Высокоразвитая структурная дислокация фундамента и девонских отложений не является результатом додевонского движения, а является результатом возрождающего смещения земной коры на протяжении всей последующей геологической истории.

Все породы в этом месторождении в разной степени нарушены и пересекаются отдельными разломами. Это особенно важно для продуктивных отложений, так как во многом определяет их фильтрующую способность. Используя метод разработки рудников, во время разработки многих рудников были детально изучены разделительная структура и трещиноватость пластов, вышележащих пластов и нижних пластов.

Разломы на участке представляют собой относительно большие трещины, закрытые или полные, с трещинами или с нарушенными зонами. Эти нарушенные зоны пересекаются с различными слоями, скоплениями и объектами под крутыми углами и характеризуются лежащими или свисающими сторонами.

Они разные по условиям:

1) крупные, но относительно редкие, протяженностью 1-3 км и смещением 5-10 м;

2) разломы средней величины, длиной в сотни метров и взбросы, с максимальным смещением 2 м;

3) Небольшие дизъюнктивы, измеряемые в единицах десятков метров, имеют максимальное смещение 0,7 м и редко 0,5 м.

Все эти нарушения хорошо видны при описании работ и часто регистрируются нефтью, газом и водой, которые показывают разную интенсивность в скважинах, которые через них проходят.

Все остальные трещины в горной породе, которые непрерывны без смещения, называются трещинами. Более крупные трещины, пронизывающие различные породы по всей кажущейся толщине, являются трещинами первого порядка, а трещины, которые обычно не выходят за пределы одного слоя, являются трещинами второго порядка. Кроме того, микротрещины можно различить и изучить только в шлифах.

Разработка месторождения нефти показала, что девонские отложения в основании были осложнены многочисленными нарушениями, которые разбили его структуру на множество блоков.

Большие нарушения сопровождаются сильной фрагментацией и миелинизацией подвесных крыльев, а вертикальное смещение крыльев достигает 20 м. В трещинах, прорезающих весь разрез, амплитуда увеличивается с глубиной вдоль кровли метаморфических сланцев в 2-3 раза выше, чем вдоль кровли третьего слоя. Разломы и обратные разломы попеременно появляются в альтернативной топографии и в разломах захвата. В направлении от центра конструкции к внешней части смещение имеет более постоянную характеристику.

Дизъюнктивные нарушения имеют разное простирание, но преобладает вертикальное (СЗ-ЮВ). Никакой зависимости между величиной и длиной смещения не наблюдалось.

Нефтегазоносность

Отложения нижней пачки Афонинского возраста содержат нефть только на северо-западе месторождения, где они занимают наиболее приподнятую часть складки. Больше половины этой пачки (55%) представлены разнозернистыми (от мелко до крупнозернистых) песчаниками, с весьма разнообразными примесью более грубых зерен; около 2% грубозернистыми гравелитами и конгломератовидными разностями; около 1% - тонкозернистыми песчаниками и около 1% алевролитами и аргиллитами.

Отложения Афонинского горизонта промышленно нефтеносны. Запасы нефти афонинского горизонта предназначены для разработки.

Подавляющая часть запасов нефти содержит в песчаниках средней и верхней пачек пласта, которая на 63% состоит из мелкозернистых песчаников, на 19% - из тонкозернисты х песчаников и лишь на 5% приходится на песчаники разнозернистые.

Аргиллитов в ней 4,5%, а алевролитов и алевритистых песчаников - 8%. По многочисленным гранулометрическим анализам песчаников фракции 0,5–0,25 и 0,25–0,1 в сумме составляет не менее 60–80%, иногда до 95%, более крупных зерен (0,5) в среднем около 3-5% и до 5% пелитовых частиц. Коэффициент сортировки песчаников обычно не больше 1.6 и часто равен 1.3-1.4, местами до 1.1. Пелитовый и алевролитовый материал в цементе песчаников порового базального типа составляет обычно более 50%. Выход пелитовых фракций песчаников верхней пачки в среднем выше 20%, достигая местами 35-40%.

По весовому нефтесодержанию на шахтах Яреги приняты различать:

- насыщенные песчаники, содержащие 4 и более% нефти,

- пропитанные песчаники, содержащие от 3 до 4% нефти,

- битуминозные песчаники, содержащие менее 3% нефти.

Пропитанные и битуминозные песчаники, как правило, встречаются в

кровле или нижней части пласта. Однако четкой границей по разрезу между этими не устанавливается.

Пласт на Ярегском месторождении представляет собой сложную перемежаемость различных по коллекторским свойствам прослоев, обычно друг от друга непроницаемыми аргиллитами. Вследствие этого, содержание нефти в песчаниках по вертикальному разрезу нефтеносной части не может быть однородным.

Кроме того, большинство аргиллитовых прослоев в пласте не выдерживается на всех его простирании, представляя собой линзы самых разных размеров.

Ограниченность связей по вертикали и по простиранию пласта затрудняет нормальное восстановление равновесия в пласте.

Газосодержание нефти невелико. На данный момент времени текущее (пластовое) давление после разработки пласта шахтным способом на естественном режиме не более 0,15–0,20 Мпа. Состав газа по Ярегскому месторождению измеряется в следующих пределах: метан - 88,2-99,3%) (среднее-95,2% о), гомологи метана 0,1-2,5% (среднее-0,5%), углекислота 0,3- 9,4% (среднее-2,44%), азот-инертные 0,0-12,6% (среднее 1,9%) и тяжелые I ин ертные 0,0-0,07% (среднее -0,026%). В составе водорастворенного газа в пласте III содержится 12–29% метана, 8–20% азота и 60% углекислоты. Состав газа и соответствует составу нефти. Газовый фактор пластовой нефти из скв. 49р равен 1,223 м3т.

Вывод

Добыча шахтным способом и опыт полученный при данном способе извлечения нефти показал, что с помощью него можно повысить добычу нефти. Так же применение горячего пара может помогать извлекать тяжелую нефть.

Список литературы

1. 
   Захаров В.Д., Козулин A.H.. "Нефть и газ Коми АССР. Сборник документов и материалов", Сыктывкар, Коми книжное издательство, 1979г.
   
2. 
   Короновский Н.В., Ясаманов Н.А. Геология. - М., 2011
   
3. 
   Милютин А.Г. Геология. - М., 2012.