Столбовое Месторождение На Карте
Столбовое месторождение на карте. Месторождения полезных ископаемых / Эвенкийский автономный округ. Калийный пласт I горизонта рудника 1 РУ разрабатывается с 2. Калийный пласт IV горизонта рассматривается как перспективный для последующего освоения. Следующее открытие ( Столбовое месторождение) произошло лишь в 1991 г. В НИЖНЕМЕЛОВЫХ ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРАХ (из обзорной карты.
Столбовое м-ние. (положение на карте).
Пожалуйста, вносите правки и редактируйте уже существующий текст. Лебединское месторождение граничит на северо-западе с Коробковским, на юго-востоке - со Стойло-Лебединским железорудными месторождениями. Оно расположено в центре Оскольского железорудного района. Месторождение открыто в 1931 г.
Во время поисковых работ на магнитных аномалиях. Богатые железные руды разведаны в 1931-1941 гг., железистые кварциты - в 1952-1964 гг.
В 1976-1983 гг. Проведена предварительная разведка железистых кварцитов Юго-Восточного и Крамского участков, а в 1984 г.
переоценка запасов месторождения в полном объеме. Месторождение представлено сложноскладчатым метаморфическим эффузивно-осадочным комплексом пород докембрия в составе михайловской серии верхнего архея, курской и оскольской серий нижнего протерозоя. Этот комплекс прорывается разновозрастными интрузиями и дайками ультраосновного, основного и кислого состава. Месторождение сложено в основном железорудной коробковской свитой и подстилающими ее сланцами и песчаниками стойленской свиты курской серии.
Коробковская свита представлена двумя железорудными подсвитами и двумя подсвитами сланцев. Мощность свиты 550-900 м.
Железорудные подсвиты сложены железистыми кварцитами, в составе которых выделяются несколько горизонтов за счет переслаивания разных минеральных типов железистых кварцитов. Нижняя железорудная подсвита развита на периферических частях месторождения и имеет мощность от 82 до 128 м. В ней выделяются два горизонта, которые сложены магнетитовыми и силикатно-(куммингтонит)-магнетитовыми кварцитами. Верхняя железорудная подсвита - основная продуктивная толща Лебединского месторождения и всего рудного поля. Мощность ее колеблется от 165 до 255 м. В составе подсвиты выделяются три горизонта.
Первый горизонт сложен кварцитами магнетитовыми и щелочноамфибол-магнетитовыми, переслаивающимися и замещающими друг друга по простиранию. Второй горизонт представлен чередующимися слойками силикатно-магнетитовых и реже магнетитовых кварцитов с тонкими пропластками биотитовых, куммингтонит-биотитовых и других сланцев. Третий горизонт сложен биотит-куммингтонит-магнетитовыми и магнетитовыми кварцитами. Изредка среди железистых кварцитов встречаются тонкие прослои гипогенных щелочноамфибол-магнетитовых и щелочно-амфибол-железнослюдково-магнетитовых руд. Сланцевые подсвиты сложены кварц-биотитовыми, двуслюдяными, слегка углистыми сланцами. Реже встречаются прослои гранат-биотитовых сланцев.
Столбовое Месторождение На Карте
На всех докембрийских породах месторождения развита площадная кора выветривания мощностью от 1-2 до 40-90 м (в среднем около 15 м), представленная остаточными богатыми железными рудами и окисленными железистыми кварцитами. Богатые железные руды развиты на железистых кварцитах в виде плащеобразных залежей неправильных очертаний мощностью от 1 до 60 м (в среднем 19,7 м). Площадь промышленного оруденения 2,5 км. Богатые руды состоят из мартита, лимонита (гетита, гидрогетита), сидерита, иногда железной слюдки, гидрогематита, магнетита. Запасы богатых руд на начало отработки оценивались в 200 млн. Т при среднем содержании Fe общ.
57,5%, SiO2 - 6,0%, S - 0,16%, P - 0,09%. Руды в основном отработаны. Докембрийские образования перекрыты толщей осадочных пород девона, юры, мела, палеогена, неогена и четвертичных отложений общей мощностью от 54 до 170 м. Минералогические находки: голубой кварц!; кальцит!; сванбергит!; фуксит! (зеленый фукситовый кварцит во вскрышных породах).
Пожалуйста, перед добавлением фото ознакомьтесь с требованиями к фотографиям, загружаемым на сайт webmineral.ru. Фотография.
Размер не более 10 Мбайт Название фото. Укажите, что именно изображено на фото Описание фото Опишите подробно, что изображено на фото Дата съемки (с) Автор фото Введите фамилию и инициалы автора фото Вы можете редактировать это поле Логотип webmineral.ru Я согласен разместить логотип на моей фотографии. (Это значительно снизит вероятность воровства Вашего фото в сети Интернет). Если Вы не хотите размещать логотип сайта, мы рекомендуем пометить фото Вашим собственным логотипом. Пожалуйста, перед добавлением фото ознакомьтесь с требованиями к фотографиям, загружаемым на сайт webmineral.ru.
Вы можете выбрать фото на Вашем компьютере или указать ссылку на фотографию в сети Internet. Фото 1. Размер не более 10 Мбайт! Фото 2 Размер не более 10 Мбайт! Фото 3 Размер не более 10 Мбайт!
Фото 4 Размер не более 10 Мбайт! Фото 5 Размер не более 10 Мбайт!
Фото 6 Размер не более 10 Мбайт! Главный минерал образца. Введите название или его часть Второй минерал образца Введите название или его часть Третий минерал образца Введите название или его часть Четвёртый минерал образца Введите название или его часть Пятый минерал образца Введите название или его часть Точное место находки В этом поле вводится более точная информация о месте находки минерала, чем его месторождение. Например, можно указать номер штольни, рудного тела, горизонт; указать фланг карьера, уступ и другую детализацию места находки образца, если эта информация известна автору. Размеры образца.
(в произвольной форме) Подробное описание Данные о диагностике. Поле заполняется в произвольной форме с указанием информации о диагностике образца, например: минерал проверен электронно-зондовым методом и (или) рентгеном и т.д. Здесь также можно указать любые данные подтверждающие правильность диагностики: материал описан в литературе, авторский материал, диагностика по аналогии с изученными образцами, информация продавца (старого хозяина) и т.д. Выбрать музей Заполняется, если образец находится в коллекции музея (с) Автор фото Введите фамилию и инициалы автора фото Вы можете редактировать это поле Логотип webmineral.ru Я согласен разместить логотип на моей фотографии. (Это значительно снизит вероятность воровства Вашего фото в сети Интернет).
Если Вы не хотите размещать логотип сайта, мы рекомендуем пометить фото Вашим собственным логотипом.
Размещено на Повышение эффективности проведения кислотных обработок Введение Кислотные обработки скважин, самая распространенная технология интенсификации добычи нефти. Большинство нефтегазодобывающих и сервисных предприятий, используют стандартные кислоты - соляную и грязевую кислоту. Во многих случаях применение данных кислот не приводит к положительным результатам, а в некоторых случаях ведет к снижению продуктивности и увеличению обводненности продукции скважин. При использовании соляной и грязевой кислот могут возникнуть проблемы такие как - выпадение вторичных осадков после нейтрализации кислот, выпадение осадков АСПО и стойких эмульсий при контакте кислотных составов и пластовых флюидов, увеличение обводненности продукции вследствие образования заколонных перетоков, снижение эффективности из-за многократности обработок, снижение дебита вследствие образования «водной блокады» и т.д.
В результате таких осложнений у промысловиков появляются скважины, на которых можно применять кислотные обработки и скважины, на которых кислотные обработки применять нельзя. И со временем по разным причинам скважин относящихся ко второй группе становится все больше. ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало большую группу кислотных составов и специальных добавок к кислотам, которые позволяют охватить практически весь спектр геолого-физических характеристик пластов и загрязняющих отложений в призабойной зоне пласта, а также предотвратить все негативные последствия, свойственные стандартным кислотам. Это позволяет проводить эффективные кислотные обработки даже там, где предыдущие обработки были отрицательными.
Сухие кислоты и кислотные композиции упрощают проведение обработки призабойной зоны на отдаленных и новых месторождениях, не имеющих баз хранения химических реагентов и специализированной техники (кислотных агрегатов). Современная лабораторная база ЗАО «Химеко-ГАНГ» позволяет исследовать кислоты и кислотные составы и определять: межфазное натяжение на границе: кислотный состав - углеводород; растворимость породы; коррозионную активность кислотных составов; вторичное осадкообразование после нейтрализации кислоты; совместимость кислотной композиции с пластовой водой и нефтью. Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении месторождение коллектор кислотный скважина Ломовое месторождение в административном отношении расположено в Каргасокском районе Томской области. В географическом отношении оно расположено в юго-восточной части Западно-Сибирской низменности в среднем течении реки Васюгана - левого притока реки Оби. Территория района месторождения представляет собой слаборасчленённую равнину, сильно заболоченную и залесённую.
Абсолютные отметки поверхности земли колеблются в пределах 62 - 89 м. Непосредственно Ломовое месторождение расположено частично на залесённой пойме р.
Махни - левого притока р. Васюгана, частично (в основном северо-восточная часть месторождения) на водораздельном болоте шириной 6 - 9 км и глубиной до 2 м и более. Река Махня пересекающая площадь месторождения с северо-запада на юго-восток, относится к числу мелких несудоходных. Пойма реки, имеющая ширину до 50 м, изобилует завалами, чворами, старицами. На заболоченных участках есть многочисленные озёра округлой формы глубиной до 2 м и шириной до 2 км.
Климат района континентально-циклонический с продолжительной суровой зимой и коротким тёплым летом. Температура воздуха колеблется от -55°С зимой до +35°С летом. По количеству выпадающих атмосферных осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Количество годовых осадков составляет 390 - 590 мм.
Снежный покров продолжается с октября до начала мая. Высота снежного покрова достигает 1 метра. Промерзаемость грунта составляет 0,8 - 1,6 м, промерзаемость болот не превышает 0,4 м. Основной водной артерией является р. Васюган, протекающая в 15 км южнее Ломового месторождения.
Она судоходна для судов малого тоннажа. В период полной воды при весеннем половодье она судоходна для барж грузоподъёмностью до 3 тыс. Т, остальное время - для барж от 200 до 600 т, для самоходных сухогрузов - 60 т. Судоходный период длится с середины мая до середины октября. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября.
Растительность представлена, в основном, хвойными породами деревьев - елью, пихтой, сосной, кедром. В меньшем количестве встречаются берёзы, осины. Поймы рек покрыты кустарником, незалесённые участки - обильным покровом луговых трав. Район относится к категории малонаселённых. Непосредственно в районе месторождения населённых пунктов нет. Ближайшими населёнными пунктами являются расположенные на р.
Васюган сёла Новый Тевриз (30 км по прямой), Катыльга (30 км), Новый Васюган (85 км), а также вахтовый посёлок Пионерный (50 км), расположенный в районе разработки Оленьего, Катыльгинского, Первомайского и других месторождений этой группы Васюганского НГДУ. Население, которое составляет, в основном, русские, ханты, татары и другие, занято в отраслях нефтяной и лесной промышленности, геологии, звероводческом и рыбном хозяйстве, пушном промысле. Наиболее крупным селом является Новый Васюган, где расположена база Западной нефтегазоразведочной экспедиции ПГО «Томскнефтегазгеология», открывшей Ломовое месторождение. В Новом Васюгане имеется сельский совет, узел связи, аэропорт местного значения, речная пристань, больница, школа, ретранслятор телепередач, магазины и другие учреждения.
Районный центр, рабочий посёлок Каргасок, расположенный к востоку от Ломового месторождения на р. Оби, является одним из крупных посёлков Томской области. Он имеет речную пристань, аэропорт местного значения, предприятия лесной, рыбной, геологоразведочной и других отраслей народного хозяйства. Расстояние от села Катыльга до Каргаска составляет по прямой 235 км, по реке 480 км, до г. Томска, областного центра и крупного промышленного города, имеющего железнодорожную станцию и аэропорт союзного значения, соответственно - 730 и 1067 км.
Ломовое месторождение связано с Пионерным автомобильной дорогой с твёрдым покрытием круглогодичного пользования. Расстояние по дороге от месторождения до Пионерного составляет 74 км. Других дорог в районе месторождения нет.
В зимний период связь может осуществляться также, по зимним, накатанным по снегу, дорогам («зимникам»). Строительный лес, необходимый для обустройства скважин, имеется на месте. Для приготовления глинистого бурового раствора используется местная глина с последующей её обработкой химреагентами и добавлением бентонитовой глины. В результате проведённых в Васюганском нефтедобывающем районе нерудной партией Томской геологоразведочной экспедицией работ по поискам строительных материалов установлено, что в пределах района и в непосредственной близости от Ломового месторождения широко развиты кирпичные и керамзитовые суглинки, приуроченные к отложениям ширтинско-тазовского комплекса и самаровской свиты среднечетвертичного возраста.
К юго-востоку от Ломового месторождения вскрыты пески глубоко залегающих уровней тобольской свиты среднечетвертичного возраста, пригодные для кладочных и штукатурных растворов. В результате глубинных поисков строительных песков для их гидроэлеваторного извлечения вблизи Ломового, Первомайского, Катыльгинского и Оленьего месторождений найдены такие пески, пригодные для обустройства месторождений и строительства автомобильных дорог, в отложениях новомихайловской свиты палеогенового возраста. Анализ геологической обстановки позволяет предположить, что для обустройства Ломового месторождения большое значение будут иметь пески абросимовской и тобольской свит. Песков для изготовления бетонов в районе не обнаружено.
Пресные воды, пригодные для хозяйственно-питьевого водоснабжения, встречены в песчаных отложениях пойменно-террасового комплекса р. Васюгана и её притоков, а также в тобольской, абросимовской, новомихайловской, атлымской свитах палеоген-четвертичного возраста. Водоносный горизонт атлымской свиты сложен мелко- и среднезернистыми песками мощностью 20 - 40 м, залегающими на глубинах до 200 м. Воды напорные, производительность скважин в благоприятных условиях достигает 1000 мі/сут. Ломовое месторождение открыто в 1970 г.
В результате бурения разведочной скважины №200, на нём пробурено 11 поисковых и разведочных скважин, проводку которых осуществляли Западная нефтегазоразведочная экспедиция, открывшая месторождение, а также Александровская и Васюганская НГРЭ ПГО «Томскнефтегазгеология». Основанием для ввода Ломового локального поднятия в поисковое бурение явились результаты сейсморазведочных работ МОВ в 1968-1969 гг. Ломовое месторождение скважиной 203 введено в промышленную разработку, а в 1987 г. Начато эксплуатационное бурение. Резервуар состоит из не более, чем 5 пластов пористого песчаника переменной мощности Верхней Васюганской свиты (Ю1-0). Пластовые горизонты расположены в 45-метровой зоне кластических отложений, образовавшихся в киммериджском ярусе поздней Юры. Отложения Ю1 располагаются на основании морских, преимущественно сланцевых отложений Нижнего Васюгана и равномерно накрыты Баженовскими сланцами - породой, считающейся идеальным носителем углеводородов.
Протяжённость месторождения - около 11,5 км с Северо-востока на Юго-запад и около 5 км в поперечнике, что составляет приблизительно 57,5 кмІ. Пробурено около 200 скважин, включая исходные разведочные и нагнетательные. Средняя площадь под одну скважину - 30 га. Через месторождение проходит нефтепровод Васюган-Раскино, соединяющий группу разрабатываемых васюганских месторождений с магистральным нефтепроводом Нижневартовск-Анжеро-Судженск, а также ЛЭП. 1.2 Стратиграфия Ломовое нефтяное месторождение расположено в южной части Колтогорского мегапрогиба в пределах Черемшанского куполовидного поднятия. В геологическом отношении район характеризуется двухярусным строением: нижний ярус представляет собой образования палеозойского фундамента плиты, верхний - осадочные отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла.
Мощность платформенного чехла в Колтогорском мегапрогибе составляет 2800-3000 м, а в наиболее погруженных частях 3500 м и более. На окружающих мегапрогиб положительных структурах первого порядка она сокращается до 2600-2200 м, а на Криволуцком вале - до 1900 м. Непосредственно на Ломовом локальном поднятии мощность платформенных отложений составляет 2910 м (скв. Геологическое строение Ломового месторождения характеризуется по данным глубокого бурения (поисково-разведочного и эксплуатационного), а также по результатам сейсморазведочных работ и других видов исследования. Стратиграфическая разбивка разреза дана на основании унифицированной стратиграфической схемы, утверждённой Межведомственным стратиграфическим комитетом в 1968 г. Модель осадконакопления Горизонт Ю1 Верхнего Васюгана является сложным и обладает разнообразием литологических особенностей. Он формировался в период, когда условия осадконакопления изменялись от морских и мелководно-морских до дельтовых и пойменных (болотистых).
Верхний Васюган может быть подразделён на два дополнительных интервала, отличающихся условиями осадконакопления. Верхняя часть отделена от нижней прослоями угля, которые, в свою очередь, заключены между пропластками глинистого песчаника и алевролита. Угольные прослои залегают ниже подошвы Ю1-2 и указывают, что между периодами уменьшения и увеличения уровня моря (регрессии и трансгрессии) существовали преимущественно континентальные условия накопления. Песчаники Ю1-3 и Ю1-4 залегают ниже пойменных отложений, к которым приурочен угольный репер.
Они являются продуктом регрессивного моря и в конце этой фазы были перекрыты пойменными осадками. Пласты Ю1-0, Ю1-1 и Ю1-2 залегают выше угольных прослоев. Представляется, что они сформировались в мелководной морской обстановке в течение различных стадий оксфордской трансгрессии. Уровень моря возрастал, затопляя и покрывая пойменные отложения. Породы продуктивного пласта Ломового представляют собой несколько горизонтов песчаника Верхней Юры Васюганской формации.
Васюганская формация состоит их серии морских отмелей и континентальных осадочных пород, и располагается поверх морских отложений Тюменской формации Нижней и Средней Юры. Верхнеюрские песчаники накрыты Баженовскими сланцами - хорошим источником углеводородов.
Васюганская формация подразделяется на две зоны: Нижний Васюган (Ю2), состоящий из естественно однородного сланца, наложенного на глубоководное окружение со стоячей водой. Верхний Васюган (Ю1) состоит из более гетерогенной последовательности переслаивающихся сланцев, алевролита, а в верхней части зоны - преимущественно песчаника. Песчаники Верхнего Васюгана (Ю1) образуют главные продуктивные нефтеносные горизонты Томского региона. В Верхнем Васюгане (Ю1) можно выделить ещё два раздела на базе различий в окружении.
Нижняя зона отделена от верхней интервалом угольных пластов, перемежающихся сланцеватым песчаником и алевролитом. Это указывает на то, что во время угольного отложения существовала более континентальная обстановка (пойма, болото) в промежутке между относительно низким и высоким уровнем моря (регрессивная и трансгрессивная фаза). Поэтому Верхний Васюган (Ю1) представляет собой сложную формацию с многочисленными литологическими характеристиками, относящимися к различным типам окружения от морской отмели до дельты и поймы (болота). Ю1-0, Ю1-1 и Ю1-2 расположены поверх угольных пропластков.
Принято считать, что они формировались в Верхний Юрский период в окружении морской отмели в процессе последовательных стадий Оксфордской трансгрессии. Баженовская свита Глубоководное окружение, стоячая вода Васюган В е р х н и й Ю1 Ю 1 0 Ю 1 1 Ю 1 2 Ю 1 3 Отмель, трансгрессивная фаза Прибрежная зона Береговой бар Отмель, регрессивная фаза Н и ж н и й Ю2 Морское окружение, стоячая вода Рис. 1. Залегание пластов песчаника с угольными пропластками 1.3 Тектоника В тектоническом плане Ломовое месторождение приурочено к одноимённой локальной структуре, расположенной в северной части Черемшанского куполовидного поднятия в зоне сочленения Колтогорского мегапрогиба, Каймысовского свода и Средне-васюганского мегавала. Согласно схематической тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты и её обрамления под редакцией В.С. Суркова (1981 г.) район месторождения расположен в зоне сопряжения Айгольского синклинория, Нижневартовского антиклинория и Колтогорско-Уренгойского грабен-рифта. Структурный план Ломового поднятия по поверхности доюрских образований является сложным и контрастным. Поднятие по отражающему горизонту Ф2 в плане представляет собой антиклинальную складку изометричной формы, осложнённую тремя куполами, располагающимися по оси северо-восточного направления.
Поднятие имеет более крутое северо-западное крыло. На структурной карте по поверхности доюрских образований выделяется две серии нарушений: северо-западного и северо-восточного направления. Структурный план по отражающему горизонту Iа подобен плану по горизонту Ф2. Оконтуривается поднятие изогипсой 2920 м, имеет размеры 1711 км.
Амплитуду установить не удалось, так как на своде отражённая волна Iа отсутствует. По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку северо-восточного простирания, оконтуривающуюся сейсмоизогипсой 2640 м. Амплитуда поднятия 155 м, размеры 1812 км. В пределах поднятия выделяется три купола, расположенные по оси северо-восточного направления. Юго-западный купол оконтуривается сейсмоизогипсой 2580 м, центральный и северо-восточный - сейсмоизогипсами 2560 м. Поднятие имеет более крутое северо-восточное крыло. По отражающему горизонту III (низы покурской свиты) поднятие имеет форму, слегка вытянутую в северо-восточном направлении, оконтуривается сейсмоизогипсой 1600 м.
Амплитуда его 35 м, размеры 105 км. По горизонту IVб (верхний мел) поднятие 10-метровой амплитуды небольшой площади и всё же находит отображение в структурном плане. По вышележащим горизонтам Ломовая структура выполаживается. 1.4 Нефтеносность Ломовое нефтяное месторождение расположено в Колтогорском нефтегазоносном районе.
Колтогорский нефтегазоносный район находится в северо-западной части Томской области; в тектоническом плане приурочен к Колтогорскому мегапрогибу. В непосредственной близости от Ломового месторождения эксплуатируется Оленье, Катыльгинское, Западно-Катыльгинское нефтяные месторождения.
В последние годы при проведении геолого-разведочных работ ПГО «Томскнефтегазгеология» открыты Столбовое и Грушевое месторождения. Нефтепроявления отмечены на Ледовой, Черемшанской площадях. Продуктивными в пределах района являются отложения васюганской свиты верхней юры. На Ломовом месторождении нефтеносны пласты Ю1-0, Ю1-1, Ю1-2, Ю1-3, Ю1-4 горизонта Ю1. Пласт Ю1-0 как коллектор прослеживается в северной части месторождения в районе скважин 203, 377, 378, 632 и 633. При раздельном опробовании его в скважине 377 получен незначительный приток нефти. 203 пласт Ю1-0 имеет нефтенасыщенную толщину, равную 1,2 м, при совместном опробовании его с пластом Ю1-1 получен приток нефти дебитом 58,5 мі/сут.
На 8 мм штуцере. В скважинах 204, 205 и 206 в интервалах пласта отмечены нефтепроявления в керне, однако по геофизическим и лабораторным данным коллектор не выделяется. Залежь нефти пласта Ю1-0 имеет ограниченные размеры, является пластовой, литологически экранированной. Основные запасы нефти содержатся в пластах Ю1-1 и Ю1-2. Пласт Ю1-1 развит в пределах всего месторождения, за исключением скважин 206, 208, пробуренных в западной части залежи и скв.
202 в юго-восточной его части, где пласт выклинивается. В районе скв. 302, 348, 364, 373 и 607 происходит замещение коллектора алевролитовыми разностями.
Максимальные нефтенасыщенные толщины пласта Ю1-1 отмечаются в северной и юго-западной частях месторождения (скв. 327, 336, 337, 606), где они достигают 5,4 - 6,8 м. В центральной и восточной частях нефтенасыщенная толщина пластов, в среднем, составляет 2 м.
Раздельно пласт Ю1-1 опробован в северной, южной, юго-восточной частях месторождения. При опробовании разведочных скважин, расположенных, в основном, в периферийных частях месторождения максимальный дебит нефти составил 7,6 мі/сут. На 3 мм штуцере.
При освоении 20 эксплуатационных скважин по пласту Ю1-1 дебиты изменялись от 0,4 т/сут. На 4 мм штуцере до 38,4 т/сут. На 6 мм штуцере, причём наибольшая продуктивность скважин отмечается в юго-западной части месторождения. Содержание в продукции скважины пластовой воды незначительное. Начальное пластовое давление равно 27,2 Мпа. Водонефтяной контакт вскрыт в северной части месторождения в скважине 337 на а.о. В остальных частях месторождения условный уровень раздела нефть - вода контролируется подошвой нефтенасыщенной части пласта и кровлей его водоносной части и является наклонным.
На востоке в районе скв. 204 контур нефтеносности проводится на а.о.
(подошва нефтенасыщенной части в скв. 204), на юго-востоке на а.о.2536 м (подошва пласта в скв. 648) и далее на юге и юго-западе на а.о. 2576 м (подошва пласта в скв. В районе скв.
210 отмечается локальный подъём контура нефтеносности. Залежь нефти пласта Ю1-1 пластовая, сводовая, литологически экранированная, её высота 200 м. Пласт Ю1-2 как коллектор распространён повсеместно за исключением скв. Максимальные нефтенасыщенные толщины (6 - 10 м) прослеживаются в центральной части залежи, в западной и восточной частях они уменьшаются до 1 - 2 м. При опробовании разведочных скважин из пласта Ю1-2 получены притоки нефти дебитами 8,8 мі/сут. На 3 мм штуцере (скважина 205) до 22 мі/сут.
На 4 мм штуцере (скважина 203). В скважинах 207 и 210 получены притоки пластовой воды. В эксплуатационных скважинах выполнен большой объём раздельного исследования пласта Ю1-2 практически по всей площади месторождения. Дебиты нефти изменялись от 3,4 т/сут. На 4 мм штуцере до 84,7 т/сут. На 8 мм штуцере.
Наиболее продуктивные скважины пробурены в центральной части месторождения. Содержание воды, в основном, не превышает 3%. Начальное пластовое давление 27,2 - 27,8 МПа. ВНК вскрыт в южной части месторождения в скв.2568 м, в скв. В северо-западной части месторождения контур нефтеносности проводится на а.о.2610 м (подошва пласта в скв. 610), затем понижается в северной части до а.о.2637 м, что контролируется скважинами 204, 1004, 351 и 377. В районе скв.
628 отмечается подъём контура нефтеносности до а.о.2581 м (подошва пласта в скв. Далее его положение определяется абсолютной отметкой подошвы чисто нефтяной зоны в скв. В южной части он проходит на а.о.2578 м (подошва пласта в скв. Залежь нефти пласта Ю1-2 пластовая, сводовая, литологически экранированная, её высота 170 м. Пласт Ю1-3 имеет ограниченное распространение.
Как коллектор вскрыт, в основном, в западной части структуры. Его максимальная нефтеносная толщина равна 3,3 м (скв. При опробовании его в разведочных скважинах 201 и 208 получены притоки нефти дебитами, соответственно, 19,6 мі/сут. На 6 мм штуцере и 3,2 мі/сут. На 4 мм штуцере.
В скважине 203 пласт Ю1-3 нефтеносный по геофизическим данным. В эксплуатационных скважинах пласт опробован в незначительном объёме совместно с другими пластами в центральной, юго-западной частях месторождения. Начальное пластовое давление равно 27,4 МПа. ВНК в пласте Ю1-3 не вскрыт. Условный контур подсчёта принимается в районе скважины 316 на а.о.2574 м (подошва пласта), в районе скважин 203 и 634 на а.о.2630 м (подошва пласта в скв 203), в районе скв.2537 м (подошва пласта), в юго-западной части месторождения на а.о.2574 м (подошва пласта в скв. В районе скв.
208 выделяется участок с контуром нефтеносности -2580 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная. Пласт Ю1-4 вскрыт на всей площади месторождения, за исключением района шести скважин, пробуренных в центральной части структуры. Эффективные толщины изменяются от 0 до 13,4 м (скв.
Максимальное значение нефтенасыщенной толщины равно 10,6 м (скв. Средняя нефтенасыщенная толщина равна 6 м, распространена довольно равномерно по площади. Уменьшение эффективной толщины до 2 м наблюдается в западной, южной и восточной периферийных частях структуры.
Раздельно опробован в центральной и северо-восточной частях в скв. 340, 375 и 380, получены притоки нефти дебитами 5,3 мі/сут. На 4 мм штуцере, 15,3 мі/сут.
На 4 мм штуцере. Содержание воды незначительное. 208 при опробовании его совместно с пластом Ю1-3, имеющим незначительную толщину, получен приток нефти дебитом 38 мі/сут. На 5 мм штуцере. Контур нефтеносности пласта принимается в западной части по подошве пласта в скв.2586 м, на севере по подошве пласта скв.
В восточной части он повышается до а.о.2543 м (подошва пласта в свк. 407), в южной части проводится на а.о.2565 м (подошва пласта в скв. 331), затем понижается до а.о.2580 м (подошва пласта в скв.
В районе скв. 208 выделяется обособленная залежь нефти с контуром нефтеносности на а.о. Залежь нефти пластовая, сводовая. По результатам опробования и интерпретации геофизических данных других нефтесодержащих объектов в разрезе месторождения не выявлено. Расчетно-техническая часть 2.1 Кислотные обработки терригенных коллект о ров Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является, в первую очередь, растворение загрязняющих породу материалов. Несмотря на то, что зерна кварца слагают скелет породы, терригенные коллектора содержат глинистые минералы, которые в значительной степени влияют на фильтрационно-емкостные свойства.
Терригенные коллектора могут содержать карбонаты, окислы металлов, сульфаты, сульфиды, хлориды и аморфный кремнезем. Кроме этого в призабойной зоне пласта содержатся химические вещества, входящие в буровой и цементный растворы.
Фтористоводородная кислота (HF) является единственной, растворяющей силикатные материалы, поэтому все рецептуры, используемые при кислотных обработках терригенных коллекторов, включают HF. Однако в результате реакции с фтористоводородной кислотой, ионы кремния, алюминия, натрия, калия, магния и кальция, содержащиеся в полиминералах, могут образовывать не растворимые в воде осадки и снижать проницаемость пласта. Скорость реакции также зависит от структуры породы, содержания глин, температуры и применяемой концентрации кислоты. Особенно это важно при проведении кислотных обработок в пластах с высокой температурой, где скорость реакции соляной и грязевой кислот настолько велика, что глубина проникновения их в пласт составляет считанные сантиметры. В таких условиях необходимы особые составы, которые позволяют при достаточно высокой пластовой температуре глубоко проникать в пласт, образуя новые фильтрационные каналы.
2.2 Кислотные обр аботки низкопроницаемых пластов Одним из важных факторов эффективности кислотной обработки является совместимость кислоты с породой. Совместимость подразумевает, что проницаемость не уменьшится, когда пласт отреагирует с кислотой. Особенно это важно для низкопроницаемых заглинизированных коллекторов (Юрские отложения), где применение стандартной грязевой кислоты может привести к кратному уменьшению проницаемости вследствие образования вторичных осадков. ЗАО «Химеко-ГАНГ» разработало кислотные композиции Химеко ТК-2 и ТК-3 для терригенных коллекторов, которые обладают замедленной скоростью реакции.
Композиция Химеко ТК-2 обладает низким межфазным натяжением на границе с керосином, равным 0,45 мН/м, что значительно ниже, чем у грязевой кислоты с добавкой ПАВ, а также низкой коррозионной активностью (не более 0,17 г./м 2-ч при температуре 20°С), что позволяет при ее применении не использовать специальную кислотоустойчивую технику. 2 представлены результаты сравнительных экспериментов по фильтрации кислотных составов Химеко ТК-2, ТК-3 и грязевой кислоты с добавкой ПАВ в образцах керна - глинизированного песчаника проницаемостью менее 0,01 мкм 2.