Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат

Ефросинья

Усть-Кут до устья. Этому району присуще внедрение северо-таежных лиственничных мерзлотных типов ландшафтов и тундровых элементов - торфяных болот. Глубина сезонного протаивания изменяется от 0. В погруженных участках юго-западной, южной частей Непско- Ботуобинской антеклизы преобладает преимущественно солевой тип разреза ангарской свиты и соответственно увеличенные от до м ее толщины. Осинский горизонт представлен доломитами с прослоями известняков. По кровле терригенного комплекса, отождествляемого с отражающим горизонтом М2 от 8 до12 м выше кровли пласта Вч1 , флексура имеет размеры км по изогипсе м и площадь км2.

Породы фундамента вскрыты в 93 из 98 пробуренных на площади скважин и представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами, пегматитами серыми, розовато-серыми, красными. В верхней части цоколя гранитоиды часто выветрелые, разуплотненные, темно-серые, почти черные. Вскрытая толщина фундамента составляет 0… В разрезе это сравнительно монотонная толща гравелитов песчаных, галечников полимиктовых серого, зеленовато-серого, реже темно-коричневого цвета, рыхлых.

Гравий и галька окатанные, редко полуокатанные размером до 0. Промежутки между крупными обломками заполнены песчаным, алевролито-глинистым, линзами карбонатно-сульфатным материалом. На юго-восточном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы аналогичные отложения вскрыты в грабене на Талаканской площади, где они выделены в талаканскую свиту, залегающую на породах фундамента.

Вскрытая толщина отложений рифея на Верхнечонской площади составляет 0… Отложения свиты залегают с перерывом, угловым и стратиграфическим несогласием на породах кристаллического фундамента, а в пределах грабена - верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат. По литологическим признакам подразделяется на 3 подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.

Литологически разрез ее неоднороден. Нижняя, базальная часть представлена песчаниками кварцевыми, реже полевошпатово-кварцевыми серыми, коричневато-серыми, в объеме которых на площади выделяется верхнечонский продуктивный горизонт Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат.

В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинисто-алевритовыми породами на два пласта. За этими пластами закреплены индексы Вч 2 для нижнего и Вч 1 для верхнего. Выше песчаниковых пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно- реже зеленовато-серых толщиной 6.

Толщина терригенных отложений нижнемотской подсвиты на площади закономерно уменьшается в лисица валерий николаевич диссертация направлении от В этом же направлении уменьшается толщина глинистой перемычки между песчаниковыми пластами Вч 1 и Вч 2выклинивается нижний песчаниковый пласт Вч 2.

Общее возрастание толщин происходит в юго-восточном направлении в сторону смежной депрессионной зоны. При этом изменения толщин глинисто-алевритовых пачек более контрастны и характеризуются повышенным градиентом по сравнению с песчаниковыми.

Толщина терригенно-сульфатно-карбонатной пачки, перекрывающей терригенные отложения, изменяется на Верхнечонской площади от 1. По ГИС отложения подсвиты, характеризуются высокой радиоактивностью относительно вышележащей толщи. Толщина подсвиты на площади месторождения Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов преображенского горизонта.

На диаграммах каротажа этот пласт характеризуется повышенными значениями кажущихся сопротивлений, низкой гаммаактивностью и являются региональным геофизическим репером. Толщина подсвиты на площади изменяется от В кровле подсвиты прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами. В объеме этих пластов выделяется устькутский горизонт. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами.

Нижняя граница подсвиты проводится по подошве пласта массивных доломитов, имеющих высокое сопротивление и низкие значения гаммаактивности геофизический репер. Верхняя граница прослеживается по смене доломитов глинистых темно-серых тонкослоистыми доломитами, реже известняками, засолоненными каменными солями усольской свиты.

Без существенного изменения вещественного состава и толщин подсвита прослеживается на обширной территории в верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат присводовой части Непско-Ботуобинской антеклизы.

Представлена переслаиванием каменных солей розовых, грязно-серых, прозрачных, доломитов, известняков, доломито-ангидритов, ангидритов темно- и коричневато-серых, серых. Толщина горизонта на площади Подосинская часть усольской свиты на большей части территории сложена каменными солями с подчиненными прослоями карбонатов.

По ГИС породы свиты характеризуются чередованием высоких и низких верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат геофизических параметров. Пониженные толщины По литологическим признакам отложения свиты в пределах Иркутского амфитеатра подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. В виду однородности состава в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются.

В верхней части преобладают доломиты, в нижней - известняки. Кровля горизонта совпадает с кровлей подсвиты. В отдельных скважинах разрезы подсвиты сдвоены. В сторону Предпатомского прогиба преобладает бессолевой тип разреза. Сложена доломитами светло-коричневато-серыми, в средней части известняками серыми. В объеме свиты выделяется биркинский горизонт. Толщины свиты на площади изменяются от Сложена на площади доломитами, известняками, реже доломито-ангидритами, доломитами глинистыми серыми, коричневато- и темно-серыми, ангидритами, гипсами розовыми, белыми и каменными солями прозрачными, розовато-оранжевыми и грязно-серыми.

На большей части площади месторождения каменные соли выщелочены вследствие вывода их в сторону активного гипергенеза. В результате в этих участках карбонаты имеют существенно кальцитовый состав и чередуются с глинисто-карбонатными брекчиями голубовато - и темно-серыми, гипсами. Нормальный солевой разрез ангарской свиты сохранился в виде причудливой формы участка в западной части территории. Повышенные толщины фиксируются в западной части площади месторождения, на участке солевого разреза свиты.

По ГИС характеризуется как однородная зона высокого сопротивления. Сложена преимущественно доломитами с подчиненными прослоями известняков, брекчий обрушения, гипсов, доломитов глинистых. Породы светлоокрашенные, участками окремненные. Отложения литвинцевской свиты находятся в зоне активного гипергенеза, интенсивно сульфатизированы верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат в верхней части кальцитизированы в пределах обширной территории Приленского района.

Представлены они красноцветными и зеленовато-серыми глинисто-алевролитовыми породами, чередующимися в средней и нижней частях разреза с мергелями. В подошве верхоленской свиты отмечаются доломиты глинистые, зеленовато-серые с включениями и прослоями гипсов розовых, белых. Включает в себя образования тушамской свиты С 1 tsзалегающей с угловым и стратиграфическим несогласием на породах верхоленской и илгинской свит.

Сохранились отложения спородически на водораздельных участках преимущественно в западной части площади.

Представлены они алевролитами, песчаниками и аргиллитами с прослоями известняков. Цвет пород голубовато- и темно-серый. Чайкинская свита J 1 cj залегает на размытой поверхности верхоленской, тушамской свит или долеритах пермо-триаса. Представлена песчаниками серыми, светло-серыми, желтыми и алевролитами желтовато-серыми. Сохранились отложения на водораздельных участках. По ГИС характеризуется низкими значениями параметров.

Пластовые интрузии долеритов Р-Т 1 приурочены преимущественно к ангарской, в западной части площади к верхоленской, тушамской и литвинцевской свитам. В юго-восточной части месторождения, долериты отмечаются среди пород верхоленской свиты.

В прикорневых участках интрузии долериты фиксируются на разных уровнях. В ангарской свите и на контакте усольской и мотской свит ими частично ассимилированы породы осинского и устькутского горизонтов. Контуры траппового силла извилистые.

Ербогачен, в км от г. Киренска и в км от г. Ближайший населенный пункт п. Преображенка находится в 50 км, ближайшие нефтегазовые месторождения Дулисьминское, Ярактинское, Марковское рисунок 1. Рисунок 1 - Обзорная схема верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат объекта работ Район месторождения слабо заселен и освоен, местность с абсолютными отметками м покрыта труднопроходимой тайгой.

Территория сейсмически не активна 5 баллов по сейсмической карте г. Обустроенных автомобильных дорог в районе месторождения. Река 6.

Плешков, Ш. Лекция 12 Пермская система период Беларуси Лекция 12 Международная стратиграфическая шкала Стратиграфическая схема отложений пермской системы Авторы схемы: В. С увеличением глубины отмечается рост температуры с усредненным градиентом 0. Выпуск 3

Река Нижняя Тунгуска судоходна непродолжительное время в паводок дней. Река Лена судоходна от г. Усть-Кут до устья.

  • Кондаков Проблема рентабельной добычи.
  • Обоснование местоположения скважин с горизонтальным окончанием на основе геологических моделей с учетом материалов сейсмических исследований Обоснование местоположения скважин с горизонтальным окончанием на основе геологических моделей с учетом материалов сейсмических исследований А.
  • Лекция 7 Количественные характеристики при оценке нефтегазоносности недр, оценка ресурсов и подсчет запасов при ГРР.
  • Кондаков Проблема рентабельной добычи Подробнее.

Через месторождение протекает река Чона с ее многочисленными притоками. Пойма верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат участками заболочена, ширина реки м, глубина на плесах 3 м, на перекатах 0. По площади месторождения протекают притоки р.

Чоны Нельтошка, Вирая, Молчалун, Игняла, характеризующиеся резко изменяющейся водообильностью в зависимости от количества атмосферных осадков. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат с реками важными гидрогеологическими элементами в районе работ являются озера и болота. Озера большей частью пойменные старичные и термокарстовые, развитые на пологих склонах и плоских вершинах водоразделов.

Питание озер осуществляется, в основном, талыми снеговыми и дождевыми водами. Болота распространены по долинам рек и ручьев, реже на склонах и водоразделах, относятся они к типу надмерзлотных и в засушливые годы почти полностью осушаются. Питание болот происходит за счет талых снеговых, дождевых и мерзлотных вод. Основной объем грузов от г. Усть-Кута до месторождения может перевозиться автотранспортом по зимнику расстояние км. В летнее время грузы могут доставляться водным транспортом по реке Лене от Усть-Кута до Чечуйска расстояние км и от Чечуйска до п.

Надеждинск автотранспортом 27 км. Срочные грузы и доставка вахт могут осуществляться вертолетом. Техническое водоснабжение месторождения может осуществляться из естественных водотоков по трубопроводам или из специальных водозаборных скважин. Для питьевого водоснабжения могут быть использованы воды четвертичных и верхоленских отложений.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и жарким коротким летом. Среднегодовое количество осадков мм.

Верхнечонское нефтяное месторождение

Кратковременный 7. Разрез месторождения представлен породами кембрийской и каменноугольной систем. Наиболее изучены в геологическом отношении и подготовлены к промышленному освоению залежи углеводородов в отложениях верхнечонского и преображенского горизонтов, т.

Некоторые географо-экономические условия приведены в таблице 1. Основные формы рельефа долины рек и водораздельные пространства, изрезанные падями и распадками. Местность лесистая, труднопроходимая вне дорог. Склоны долин верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат крутые.

Максимальные абсолютные отметки м, минимальные м. Долины рек иногда заболочены. Сейсмичность баллов. Толщина покрова, м. Литологостратиграфическая характеристика разреза приводится по данным бурения скважин, результатам сейсморазведочных работ, материалам структурногеологической съемки 1: Общая толщина осадочных отложений без траппов на площади изменяется от до м, при преобладающих средних величинах до м.

В пределах грабена, прослеживающегося в северо-восточной части площади, толщина осадочных отложений увеличивается до м. Глубина вскрытия пород фундамента колеблется от до м, в пределах грабена при глубинах от до м верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат фундамента не вскрыты. Термобарические условия залегания продуктивных горизонтов не исключают возможность образования газовых гидратов в процессе бурения, освоения и разработки.

Особенностью продуктивных горизонтов, осложняющей разработку месторождения, является засолоненность породколлекторов при отсутствии опыта разработки таких месторождений, в том числе, методами заводнения.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат 3380

Верхнечонское месторождение приурочено к большой флексуре, входящей в состав Непско-Ботуобинской антиклизы и осложняющей западный склон Пеледуйского куполовидного поднятия. Представление о тектоническом строении месторождения сформировалось в результате обобщения комплекса сведений, полученных по материалам геолого-съемочных, структурно-картировочных, геофизических сейсморазведка МОВ, ОГТ, ТЗС; электроразведка ТТ, ЗСБ; гравиразведка и аэромагнитная съемка исследований и глубокого бурения.

Складка представляет собой изометричную вытянутую структуру юговосточного простирания, отчетливо выраженную по структурным подсолевым и, особенно, базальным поверхностям осадочного чехла. В строении выделяются два структурных яруса: фундамент, представленный кристаллическими породами протерозой-архейского возраста, и осадочная толща, представленная отложениями нижнего, среднего и верхнего кембрия, нижнего отдела карбона и нижнего отдела юры, общей толщиной от м до м без траппов.

В верхней части фундамента сформировалась кора выветривания, возникшая в результате преобразования магматических пород под влиянием факторов выветривания.

По генезису кора выветривания остаточная, оставшаяся на месте залегания исходных пород, по морфологическому типу площадная, Толщина коры обычно варьирует верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат природные явления гроза сантиметров до нескольких метров, реже достигает двух-трех десятков метров.

В осадочном чехле выделяются три структурных комплекса пород: подсолевой, солевой и надсолевой. Принципиальное совпадение структурных планов отмечается по поверхностям фундамента, подсолевых отложений и осинского горизонта, а все вышележащие дислоцированы более сложно. Это обусловлено проявлением соляной тектоники, внедрением пластовой интрузии долеритов и, предположительно, гипергенным выщелачиванием каменных солей ангарской свиты.

Структурные поверхности подсолевого комплекса характеризуются наибольшей точностью построений. Здесь фиксируются локальные пликативные изменения осложнения в виде структурных носов, выступов, террас, куполов, выраженность которых не превышает 15 м.

Изменение толщин терригенного комплекса контролируется двумя факторами. Первый из них связан с сокращением толщин базального пласта Вч2 в северо-западном направлении. Вторым фактором является возрастание толщин терригенных отложений в юго-восточном направлении за счет верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат толщин пласта Вч2 и глинистой перемычки, что наряду с довольно стабильными толщинами пласта Вч1 приводит к возрастанию контрастности складки по подошве осадочного чехла и изменению ее площади и амплитуды.

По кровле терригенного комплекса, отождествляемого с отражающим горизонтом М2 от 8 до12 м выше кровли пласта Вч1флексура имеет размеры км по изогипсе м и площадь км2.

Высота складки составляет 80 м. Выше, до кровли бельской свиты, наблюдается удовлетворительное сохранение структурного плана и конфигурации складки, которые обусловливают стабильные толщины карбонатных и галитовых пластов. По маркирующим горизонтам ангарской и литвинцевской свит структурный план претерпевает очень резкие изменения, приводящие к обособлению ряда локальных поднятий и мульд в контуре флексуры.

Контрастность их по сравнению с нижележащими горизонтами сильно возрастает, достигая и более метров. Причины подобной перестройки заключаются в изменении толщин пластов и пачек каменных солей, что приводит, в свою очередь, к изменению соленасыщенности ангарской свиты. Вторым существенным фактором, усложняющим структурный план по верхним горизонтам галогенно-карбонатного комплекса, является пластовая интрузия долеритов, приуроченная к отложениям ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона.

Траппы имеют сплошное распространение в пределах месторождения за исключением западной и юго-восточной окраины. В целом толщины траппового тела изменяются в пределах месторождения плавно, однако, влияние интрузии на структурный план верхней части осадочного чехла проявляется достаточно четко.

Выражается это в неравномерном распространении толщин ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и карбона за счет постседиментационного внедрения интрузивной магмы. Еще одно значительное осложнение в тектоническое строение месторождения внес грабен, находящийся в северо-восточной части площади. Форму грабен имеет узкую, вытянутую в юго-восточном направлении.

Размер в поперечнике не превышает 3 км. Размер по длинной оси в пределах Иркутской области составил 23 км. Обобщая материалы по тектоническому строению месторождения, следует сделать ряд выводов: В разрезе Верхнечонской площади четко обособляются четыре стратиграфических интервала, отличающихся степенью дислоцированности кристаллический фундамент, включая его кору выветривания; отложения терригенного, подсолевого карбонатного и нижней части галогеннокарбонатного до кровли бельской свиты включительно комплексов; отложения ангарской, литвинцевской, верхоленской свит и, наконец, отложения карбона и юры.

По поверхности кристаллического фундамента фиксируется отчетливо выраженный выступ, верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат, осложненный малоамплитудными смещениями различных знаков, а в северо-восточной части площади грабеном.

По базисному горизонту Вч1 выраженность складки несколько снижается с соответствующим верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат ее высоты. По горизонтам подсолевого карбонатного и галогенно-карбонатного комплексов, вплоть до кровли бельской свиты включительно, проявляется удовлетворительная унаследованность структурного плана от целевых горизонтов. По маркирующим поверхностям булайской, ангарской, литвинцевской и верхоленской свит фиксируется резкое усложнение структурного плана вплоть до обособления ряда локальных куполов и мульд.

Влияние интрузии долеритов на перекрывающие и вмещающие ее отложения ангарская, литвинцевская, верхоленская свиты и карбон более значительно, чем на подстилающие.

Породы фундамента представлены гранитами, гранито-гнейсами, грано-диоритами, пегматитами серыми, розовато-серыми, красными. В верхней части цоколя гранитоиды часто выветренные, разуплотненные, темно-серые, почти черные.

Толщина коры выветривания изменяется от 0 до 34 м. Повышенные толщины от 10 до 34 м В разрезе это сравнительно монотонная толща гравелитов песчаных, галечников полимиктовых серого, зеленовато-серого, реже темно-коричневого цвета, рыхлых. Гравий и галька окатанные, редко полуокатанные размером до 0. Промежутки между крупными обломками заполнены песчаным, алевролито-глинистым, линзами карбонатно-сульфатным материалом. Вскрытая толщина отложений рифея на Верхнечонской площади составляет от По литологическим признакам подразделяется на 3 подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю.

Литологически разрез ее неоднороден. Нижняя, базальная часть представлена песчаниками кварцевыми, В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинистоалевритовыми породами на два пласта. За этими пластами закреплены индексы ВЧ 2 для нижнего и ВЧ 1 для верхнего.

Выше песчаниковых пластов залегает регионально выдержанная пачка аргиллитов темно- реже зеленовато-серых толщиной от 6. Толщина подсвиты на площади месторождения от Нижняя граница подсвиты проводится по подошве массивного пласта доломитов преображенского горизонта. Толщина подсвиты на площади изменяется от В кровле подсвиты прослеживаются два пласта массивных доломитов, разделенных глинистыми доломитами и ангидритами.

В объеме этих пластов выделяется устькутский горизонт. Существенную роль в строении верхней части разреза занимают водорослевые образования, являющиеся в ряде случаев основными породообразующими элементами. Толщина ее на площади изменяется от до м. Дипломная работа дело хирургии нижней части свиты от 18 до 29 м выше ее подошвы залегает осинский продуктивный горизонт, сложенный доломитами, доломитами и известняками.

Толщина горизонта на площади от В пределах от 53 до м выше его Подосинская часть усольской верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат на большей части территории сложена каменными солями с подчиненными прослоями карбонатов.

К Верхнечонской площади верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат далее к северо-востоку каменные соли постепенно выклиниваются и осинский горизонт отделен от нижележащих пород мотской свиты тонкопереслаивающимися сульфатно-карбонатными породами с единичным прослоем каменных солей толщиной от 0 до 6 м, редко от 7.

Толщина усольской свиты на площади составляет преимущественно от до м. По литологическим признакам отложения свиты в верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат Иркутского амфитеатра подразделяются на три подсвиты: нижнюю, среднюю, верхнюю. В виду однородности состава в пределах Непско- Ботуобинской антеклизы нижняя и средняя подсвиты не разделяются. В верхней части преобладают доломиты, в нижней известняки. В прикровельной части подсвиты на северо-востоке площади месторождения и далее появляются одинтри прослоя каменных солей толщиной от 2 до 7 м, по кровле которых проводится подошва атовского нефтегазоносного горизонта.

Толщина горизонта от 53 до 62 м. Кровля горизонта совпадает с кровлей подсвиты. В подошве подсвиты выделяется христофоровский горизонт верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат от 77 до 83 м. Толщина подсвиты от до м. Общая толщина свиты от до м, в нарушенных участках до м. Сложена доломитами светло-коричневато- В нижних от 35 до 40 м свиты отмечаются прослои доломитов глинистых темно-серых, доломито-ангидритов серых, которые характеризуются повышенными значениями гаммаактивности.

В объеме свиты выделяется биркинский горизонт.

5948384

Толщины свиты на площади изменяются от Сложена на площади доломитами, известняками, реже доломито-ангидритами, доломитами глинистыми серыми, коричневато- и темно-серыми, ангидритами, гипсами розовыми, белыми и каменными солями прозрачными, розовато-оранжевыми и грязно-серыми.

В нижних от 47 до 78 верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат разреза отмечается тонкое линзовидное переслаивание доломито-ангидритов, ангидритов, доломитов глинистых. На большей части площади месторождения каменные соли выщелочены вследствие вывода их в сторону активного гипергенеза. В результате в этих участках карбонаты имеют существенно кальцитовый состав и чередуются с глинисто-карбонатными брекчиями голубовато- и темно-серыми, гипсами.

Нормальный солевой разрез ангарской свиты сохранился в виде причудливой формы участка в западной части территории. В погруженных участках юго-западной, южной частей Непско- Ботуобинской антеклизы преобладает преимущественно солевой тип разреза ангарской свиты и соответственно увеличенные от до м ее толщины. Толщины свиты с траппами изменяются от м до м, уменьшаясь к периферии траппового тела, без траппов от 70 до м.

Коллектор пласта, до границы выклинивания глинистой перемычки между пластами BЧ1 и BЧ2, ограничен зоной замещения и линией, проведенной между продуктивными скважинами 38, 34 и непродуктивными скв. Пласт BЧ1 в границах залежи представлен в виде двух нефтегазонасыщенных участков. С учетом данных исследований пласта на приток ГНК по залежи в районе расположения скважин 38 и 41 принят на верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат отметке минус м.

Доклад о среднесибирском плоскогорье39 %
Введение в курсовую работу23 %
Титульный лист доклад в школу20 %
Доклад египетская система счисления50 %

Газонасыщенная толщина пласта составляет 2,9 м, нефтенасыщенная равна 4,3 м. Высота газовой шапки 7,1 м. Этаж нефтеносности равен 17,1 м. В пределах рассматриваемого участка залежи 3 выделяются газонефтяная и нефтяная зоны. Эффективная газонасыщенная толщина пласта равна 0,7 м, нефтенасыщенная - 5 м. Этаж нефтеносности - 5,6 м. Нефтенасыщенные толщины пласта Вч1 изменяются по площади залежи от 3,7 м до 8,6 м - в границах категории С1 и от 1,4 м до 4,2 м по категории С2.

Газонасыщенная толщина составляет 2,4 м. Высота газовой шапки 5 м. Этаж нефтеносности верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат м. Протяженность нефтяной зоны с с-з на ю-в составляет км, с запада на восток 1Ч11 км. Граница литологического выклинивания глинистой перемычки между пластами ВЧ1 и ВЧ2 также служит ограничением распространения залежи для пласта ВЧ2 с северо-запада.

Залежь вскрыта ю скважинами, из них в ти пласт опробован на приток. В скважинах 34 и 36 совместно с пластом ВЧ1 открытым забоем. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта ВЧ2 по площади залежи меняется от 8,2 м до 12,8 м, составляя в среднем 7,5 м категория С1. Размеры залежи 17Ч19,5 км. Этаж нефтеносности 41 м. верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат 2893943

С юго-запада ограничена линией, проведенной на половине расстояния между продуктивными скважинами 12,60, и непродуктивными 65, С севера, запада и северо-востока залежь ограничена разрывными нарушениями, а с юго-востока, востока ограничением является граница выклинивания глинистой перемычки. Газонефтяная зона пласта вскрыта скважинами 51, 54 в которых в результате опробования получены притоки газа дебитом тыс. На основании испытания этих скважин ГНК принят на абсолютной отметке минус м.

Газонасыщенная толщина пласта составляет 2, м. Высота газовой шапки, в принятых границах, равна 7,8 м. Размеры газовой шапки 5Ч8,5 км. Нефтенасыщенная толщина пласта меняется по площади залежи от 4,4 до 13,0 м. Этаж нефтеносности равен 52 м. Размеры залежи в целом 11,5Ч км. Ограничена зоной отсутствия коллектора пласта с юго-запада и с северо-востока скв. При опробовании верхнечонского горизонта в этих скважинах притоков получено не. Эффективная газонасыщенная толщина составляет 3,3 м.

Высота газовой шапки также - 3,3 м. Размеры газовой зоны 4,1Ч5,0 км. Во всех указанных скважинах пласт опробован на приток. Нефтенасыщенная толщина пласта изменяется по площади залежи от 3,2 м до 7,7 м, составляя в среднем 5,4 м. Границами залежи с юго-запада и северо-востока служит зона верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат коллектора пласта район расположения непродуктивных скв.

С юго-востока, северо-востока, юго-запада залежь экранируется разрывными нарушениями. С верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат залежь подпирается пластовой водой и ограничивается ВНК, принятым на абс. Газовая шапка пласта вскрыта скважинами 78 и При испытании пласта получен приток газа дебитом до тыс. В скважине 78 - дебит газа из интервала минус ,1 м составил ,7 тыс.

Из интервала перфорации минус ,1 м получен приток газа ,7 тыс. На основании результатов испытания пласта на приток уровень ГНК принят на абс. Эффективная газонасыщенная толщина пласта составляет 8,3 м. Высота газовой шапки - 12,9 м, а размеры 2,5Ч5 км. Нефтяная зона вскрыта скважинами 11, 32, 81, В скважине при испытании пласта BЧ1 получен приток пластовой воды из интервала минус м и приток воды с пленкой верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат из интервала минус м.

Пласт в этой скважине по данным ГИС в интервале абс. С учетом результатов опробования пласта и данных ГИС скважиныв которой кровля водонасыщенного пласта Bч1 вскрыта на отметке минус ,7 м, ВНК по залежи 8 принят на абсолютной отметке минус м. Нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи колеблется от 7 до 11,2 м скв.

Этаж нефтеносности равен 23 м. Размеры газонасыщенной залежи 2,5Ч22 км. Запасы нефти рассматриваемой залежи подсчитаны по категории С1 - это площадь расположения опробованных продуктивных скважин. К категории Верхнечонское нефтегазоконденсатное отнесены запасы остальной части залежи. При утверждении запасов нефти и газа по Верхнечонскому месторождению в г.

Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 7,3 м. Остальная часть площади залежи из объектов подсчета месторождение реферат, хотя пласт BЧ2 по ГИС характеризуется как нефтенасыщенный скв. Пласт в указанной скважине представлен песчаником с прослоями аргиллитов, толщиной 9,9 м. Эффективная газонасыщенная толщина пласта составляет 6,6 м.

В результате опробования пласта из интервала перфорации минус ,6 ,6 получен приток газа дебитом 56,7 тыс. Приурочен к нижней подошвенной части нижнеданиловской подсвиты, отличается относительно однородным строением по всей площади месторождения.

Сложен доломитами коричневато-серыми, серыми, микрофитолитовыми, песчаниковидными. В кровле и подошве горизонта - хемогенными породами с прослоями глинистых, алевритистых разностей.

Общая толщина пласта изменяется от 15,3 скв. Коллектор пласта выделяется в реликтово-органогенных перекристаллизованных доломитах.

Включения льда наблюдаются в виде отдельных мелких зерен, прожилок, реже линз. Блок II месторождения скв. В скважинах 21, 25, 26, 47, 55, 63, 69, 75, , , , коллектор пласта замещен плотными непроницаемыми породами. Такая ограниченная площадь залежи при практически повсеместном в пределах блока развитии коллектора обусловлена тем, что насыщение осинского горизонта на остальной территории блока фактически не изучено. С помощью построенной схемы корреляции рис.

Коллектор поровый. Величины открытой пористости доломитов по данным ГИС и лабораторным исследованиям до 8. В тектоническом отношении преображенский пласт полностью унаследует структурный план нижезалегающих терригенных отложений с той лишь разницей, что дизъюнктивное нарушение в северо-западной части месторождения между скв.

Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения. Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат и газа.

Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи. Факторы, влияющие на выбор методов подсчета запасов нефти. Преимущества объемного метода, основанного на определении объема пор продуктивного пласта. Особенности метода материального баланса. Понятие о коэффициентах извлечения нефти и способы их расчета. Стратиграфический разрез месторождения.

Физико-литологическая характеристика пласта. Коллекторские свойства пород. Физико-химическая характеристика нефти, газа и конденсата. Построение цифровой геологической модели. Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат свойств коллектора. Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти.

Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта. Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта.

Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат 9357

Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Освоение Ковыктинского месторождения предполагает реализацию трех основных этапов: его доразведку; строительство магистрального газопровода при одновременном формировании внутреннего рынка потребителей газа; эксплуатацию ресурсов месторождения, их добычу и реализацию. Общая стоимость работ предварительно оценивается в 7, млрд долларов.

При средних мировых ценах на газ в пределах долларов за кубометров и при его ежегодном экспорте в объеме 30 млрд кубометров все затраты по освоению окупятся за несколько лет. Существует мнение, что для скорейшей разработки Ковыктинского месторождения следует экспортировать все добываемое на нем углеводородное сырье. Однако верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат подход представляется недальновидным, во всяком случае с позиции соблюдения долгосрочных экономических интересов Иркутской области и России в целом.

40 работников Верхнечонского месторождения выписаны из больниц, "Вести-Иркутск"

Хотя бы потому, верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат из ковыктинского газа на местных перерабатывающих предприятиях можно вырабатывать массу ценной продукции. Например, извлекать гелий, получать этилен, необходимый для работы Саянскхимпрома, осуществлять производство азотных удобрений, причем в 3 раза более дешевых, чем в настоящее время.

Что касается добычи нефти, то промышленный интерес представляет Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение, крупнейшее в Иркутской области и второе по величине на востоке России. Оно подготовлено для промышленной эксплуатации, но расположено вдали от промышленных районов, вблизи границы с Республикой Саха, примерно в км к северу от Ангарска -- центра нефтепереработки на востоке России.

Его ресурсная база позволяет организовать ежегодную добычу нефти в объеме млн т. К числу средних по запасам можно отнести Ярактинское нефтегазоконденсатное месторождение.

Оно также подготовлено к промышленному освоению. Примерно в этом же "кусте" обнаружены сравнительно небольшие нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения, сырье которых может использоваться для региональных нужд. В целом в верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение реферат Иркутской области подготовленные к промышленному освоению запасы и прогнозные ресурсы нефти позволяют в перспективе организовать ее добычу на уровне млн т в год.

Кроме того, в Красноярском крае открыто еще несколько достаточно крупных и средних месторождений нефти с подготовленными для промышленного освоения запасами. Поэтому в целом в Восточной Сибири имеются все условия для развития крупной нефтяной промышленности с ежегодной добычей нефти примерно млн т.