Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Кулешовское месторождение нефти


Кулешовское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Кулешовское месторождение

Cтраница 3

В процессе проведения исследований по установлению причин и закономерностей распределения зон поглощения были проанализированы особенности строения и распределения этих зон на Кулешовском месторождении.  [31]

Как видно из рисунка, при составлении проекта разработки пласта Ct Мухановского месторождения в 1967 г. прогнозный темп обводнения был завышен, а по пласту Л4 Кулешовского месторождения при анализе в 1971 г / - занижен.  [32]

Результаты подобных исследований в области проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений могут представлять определенный интерес, в чем можно убедиться на примере рассмотрения истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, краткого анализа их разработки и сопоставительного анализа проектных и фактических характеристик вытеснения.  [33]

Самые высокие постоянно нарастающие отборы жидкости имели место на Бариновском куполе особенно за последние 3 года, а характер изменения темпов отбора нефти из пласта С подобен изменению его по объекту Кулешовского месторождения.  [34]

По залежи нефти пласта Б2 Зольненского месторождения получен высокий темп добычи нефти ( 8 5 % от начальных извлекаемых запасов) и хорошие технологические показатели в основном за счет благоприятных природных условий; по пласту А3 Кулешовского месторождения более высокие технологические показатели разработки достигнуты при менее благоприятных природных условиях исключительно за счет внедрения блоковой системы заводнения.  [35]

Из прудов стоки поступают в приемную камеру перед насосной станцией № 3, забираются оттуда насосами, транспортируются к двум кустовым станциям системы заводнения и под давлением 100 кгс / см2 закачиваются в пласты АЗ и А4 Кулешовского месторождения. От взвесей вода в песколовках не очищается: они работают как проточные лотки.  [36]

Выбор этих месторождений обусловлен существенным различием их по вязкости нефти и темпам разработки. Нефть пласта А3 Кулешовского месторождения имеет вязкость 0 55 сП в пластовых условиях.  [37]

С) потери нефти Кулешовского месторождения составляют 4, Ромашкинского - 2, Усть-Балыкского - всего 0 25 %, Поэтому для определения давления насыщенных паров необходимо априори знать зависимость ps f ( a) для каждой нефти.  [38]

Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить явление раннего появления небольшого количества воды в эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной нефти, достигавшего 50 - 1000 мгл / л и более. При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000 - 3000 мгл / л отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам. Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского месторождения. На основе геофизических исследований была установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи. Аналогичные результаты получены Л. Г. Югиным по пласту A3 Кулешовского месторождения.  [39]

На год раньше сотрудниками Гипровостокнефти в результате анализа и обобщения опыта законтурного и внутриконтурного заводнения было выдвинуто и обосновано положение о том, что системы внутриконтурного заводнения должны быть основным методом воздействия на нефтяные залежи независимо от их размеров. В 1960 г. была составлена технологическая схема разработки Кулешовского месторождения Куйбышевской области с применением так называемых блоковых систем разработки.  [40]

В настоящее время деятельность треста концентрируется на Уваровской, Дунаевской, Дерюжевской, Алакаевской и Сосновской площадях. Большие работы на юго-востоке области ведет и трест Куйбы-шевнефтеразведка. Его деятельность сосредоточена на раз-буривании Кулешовского месторождения, на поисках нефти в угленосных и девонских отложениях. Есть все основания полагать, что новый нефтяной район имеет большие перспективы.  [41]

Время организации заводнения обычно более продолжительное, чем при внутриконтурном заводнении. Примером может служить залежь пласта АЗ Кулешовского месторождения.  [42]

При одинаковой исходной упругости нефтяных паров для нефтей различного углеводородного состава величина потерь при транспортировке и хранении неодинакова и, следовательно, упругость паров не является единственным критерием для определения требуемой глубины стабилизации нефти. Зная углеводородный состав исходной нефти, можно графически определить требуемую глубину стабилизации. Из приведенных данных видно, что потери нефти Кулешовского месторождения больше и поэтому глубина ее стабилизации на промыслах должна быть глубже, чем нефти Усть-Балыкского месторождения.  [44]

На основе обобщения опыта искусственного заводнения различных месторождений и дифференцированного исследования нефтеотдачи по зонам залежей показано преимущество разрезания залежей на блоки перед законтурным ( приконтурным) заводнением по всем показателям. Метод разрезания залежей на блоки, обеспечивая высокую надежность, активность и экономичность системы заводнения, способствует и повышению нефтеотдачи пластов. Разрезание залежей на блоки было запроектировано и успешно осуществляется на залежах пластов A3 и А4 Кулешовского месторождения, пластов ДП, СП и CIII Мухановского месторождения и на других объектах.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

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

Кулешовское месторождение

Cтраница 2

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения ( табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом ( дифференциальном) разгазировании ( 51 83 м3 / т), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании ( ОСР) ( 66 6 м3 / т) на двадцать ( 20) с лишним процентов. Плотность ( молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре ( 56 С), существенно больше, чем при 20 С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары.  [16]

Обращаясь к истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, а также к результатам анализа состояния их разработки, можно проследить, как со временем менялись взгляды специалистов на основные принципы и концепции разработки этих пластов. К этому следует добавить, что при реализации решений проектных документов возникали объективные и субъективные трудности.  [17]

Ветлянскос месторождение находится в 7 км к юго-западу от Кулешовского месторождения. В 1965 г. на площади открыта газоносность башкирских отложений. В геологическом строении месторождения принимают участие пермские, каменноугольные и девонские отложения.  [19]

На рис. 7 представлены очень интересные профили приемистости пласта А3 Кулешовского месторождения в нагнетательной скв. Как видно, при малом объеме закачки ( 600 м3 / сут) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м3 / сут приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м3 / сут, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижнего.  [20]

В геологической модели, принятой при проектировании разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( рис. 2), вероятной считалась связь между пористыми слоями по системе трещин в плотных пропласт-ках и последние были даже включены в нефтенасыщенный объем пласта при первоначальном подсчете запасов нефти как трещиновато-низкопористый коллектор. В технологической схеме разработки было предусмотрено вскрытие в добывающих и нагнетательных скважинах продуктивной пачки на всю толщину единым фильтром.  [21]

В заключение необходимо отметить, что приведенные доказательства наличия на Кулешовском месторождении поперечных дизъюнктивных разломов являютуя подтверждением приуроченности к ним поглощении промывочной жидкости. Отсюда делается вывод, что указанные нарушения являются одной из причин поглощений. Однако при этом необходимо отметить, что приуроченность поглощении не ко всему разрезу, а, главным образом, к региональным стратиграфически поглощающим интервалам ( серпуховскому и фамсиекому ярусу) указывает на то, что в последних существовали наиболее благоприятные условия для формирования зон поглощении. Это было связано с наличием в них частого чередования прослоев глин ( серпуховские) и ангидритов ( фамен-ские) с компетентными карбонатными породами.  [22]

По предлагаемой технологии были проведены три опытные закачки в нагнетательные скважины Кулешовского месторождения.  [23]

Такая работа выполнена нами на примере разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, пласта C-I Мухановского месторождения и кунгурского продуктивного пласта Яблоневского месторождения.  [25]

Утевское и Бариновско-Лебяжинекое месторождения также эксплуатируются редкой сеткой скважин, только на Кулешовском месторождении она в два раза плотнее. На этом месторождении залежи нефти разрабатываются наиболее эффективно.  [26]

Разриботка одной из наиболее изученных на территории Урало-По - волжья залежи пласта А4 Кулешовского месторождения с самого начала осуществляется по блоковой системе. Бурение нагнетательных скважин разрезающих рядов осуществлено в начальный период разработки, благодаря чему блоки, получившиеся в результате разрезания залежи, превратились в самостоятельные объекты разработки. За исключением I блока, имеющего худшую проницаемость и содержащего более вязкую нефть, названные объекты имеют близкую характеристику ( табл. 36), но разбурены по разным сеткам.  [27]

Таким образом, закачка нефте - и взвесесодержащих сточных вод в трещиновато-пористые продуктивные пласты Кулешовского месторождения сопровождается естественным автоматическим регулированием фронта вытеснения нефти водой как по глубине за счет снижения удельной приемистости наиболее проницаемых пропластков, так и по мощности разрабатываемого объекта за счет засорения и самоочистки отдельных проводящих каналов, расположенных по всей мощности разрабатываемого объекта.  [28]

Ниже представлены типичные расчетные и фактические результаты дифференциального разгазирования пластовой нефти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области при давлениях на ступенях сепарации: 0 75; 0 275; 0 11 и 0 1 МПа при температуре 20 С.  [29]

Так, на нефтяных залежах девонских пластов Дмитриевского, Дерюжев-ского, Мухановского, Ново-Запрудненского, Шкаповского месторождений, пласта АЗ Кулешовского месторождения, а также на целом ряде других залежей отмечается сравнительно длительный период безводной эксплуатации скважин, а затем очень быстрый рост их обводненности.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Кулешовское месторождение - Технический словарь Том V

Кулешовское месторождение, открытое в 1958 г., по отложениям среднего карбона имеет вид асимметричной антиклинали в западной половине - западного, а в восточной - - юго-восточного простирания. Кулешовское месторождение расположено в Кулешовской тектонической зоне. Кулешовское поднятие представляет собой крупную двухкупольную антиклинальную складку почти широтного простирания. Кулешовское месторождение. Кулешовское месторождение нефти и газа расположено в пределах Жигулевско-Пугачевской вершины Жигулевско-Орен - бургского свода. Оно приурочено к пологой антиклинальной структуре широтного простирания, осложняющей Кулешовский вал. Северное крыло структуры крутое, южное пологое. Восточная часть Кулешовского месторождения пересекается меридианально текущей рекой Съезжей. Отметим, что Кулешовское месторождение разрабатывается с 1960 г., в настоящее время оно хорошо изучено и находится на завершающей стадии разработки. По пласту А4 Кулешовского месторождения при проектной блоковой системе заводнения фактические показатели разработки достаточно хорошо соответствуют проектным. На IV стадии, возможно, будут созданы дополнительные линии разрезания и очаги с целью изменения направления фильтрационных потоков ( метод. В залежи пласта A3 Кулешовского месторождения, заводняемой с 1963 г. через разрезающие ряды нагнетательных скважин, в 1964 г. был создан сильный импульс давления. Закачка воды в пласт, достигавшая 7 - 8 тыс. м3 / сутки, в период весеннего паводка прекращалась совсем. В результате было отмечено длительное снижение обводненности продукции ( скв. В процессе разработки пласта А4 Кулешовского месторождения было установлено, что плотные разности пород в разрезе продуктивной пачки - надежный изолирующий экран между проницаемыми слоями, и в последующем эти разности были исключены из подсчета запасов нефти как породы-неколлекторы, но в целом по объекту получено достаточно удовлетворительное соответствие проектных и фактических показателей добычи нефти и серьезных корректив системы разработки не потребовалось. Показатели заводнения при различных вариантах разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( по данным электромоделирования. Затем для условий пласта А4 Кулешовского месторождения были проведены расчеты показателей заводнения по методике [65], позволяющей учитывать влияние водо-нефтяных зон при законтурном и осуществляемом разрезании залежи на блоки. Плотность сетки скважин по пласту А3 Кулешовского месторождения вдвое реже, чем по пласту Ба Зольненского месторождения. При обработке материалов по поглощающим скважинам Кулешовского месторождения выявились линейные зоны полных поглощений, приуроченных к регионально поглощающим стратиграфическим зонам - серпуховскому и фаменскому ярусу. При этом большая часть поглощений приурочена к фаменскому ярусу, сложенному карбонатами. Выше и ниже фаменского яруса поглощения единичны и приурочены, главным образом, к интервалам турнейского яруса и носят слабый характер и лишь в двух скважинах 101 и 190 наблюдалось полное поглощение. Обширный донеогеновый эрозионный врез на территории всего Кулешовского месторождения свидетельствует об относительно густой сети разломов в пределах данной структуры. Время образования эрозионных врезов указывает на интенсивные тектонические движения по разломам в эпоху альпийского тектогенеза. Наличие основного сдвигового нарушения в восточной части Кулешовского месторождения фиксируется также в верхнем структурном плане - структуре пласта А.

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения ( табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом ( дифференциальном) разгазировании ( 51 83 м3 / т), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании ( ОСР) ( 66 6 м3 / т) на двадцать ( 20) с лишним процентов. Плотность ( молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре ( 56 С), существенно больше, чем при 20 С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары.Обращаясь к истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, а также к результатам анализа состояния их разработки, можно проследить, как со временем менялись взгляды специалистов на основные принципы и концепции разработки этих пластов. К этому следует добавить, что при реализации решений проектных документов возникали объективные и субъективные трудности.Баженовское месторождение. Структурная карта по кровле пласта IV артинского яруса. Ветлянскос месторождение находится в 7 км к юго-западу от Кулешовского месторождения. В 1965 г. на площади открыта газоносность башкирских отложений. В геологическом строении месторождения принимают участие пермские, каменноугольные и девонские отложения.На рис. 7 представлены очень интересные профили приемистости пласта А3 Кулешовского месторождения в нагнетательной скв. Как видно, при малом объеме закачки ( 600 м3 / сут) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м3 / сут приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м3 / сут, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижнего.В геологической модели, принятой при проектировании разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( рис. 2), вероятной считалась связь между пористыми слоями по системе трещин в плотных пропласт-ках и последние были даже включены в нефтенасыщенный объем пласта при первоначальном подсчете запасов нефти как трещиновато-низкопористый коллектор. В технологической схеме разработки было предусмотрено вскрытие в добывающих и нагнетательных скважинах продуктивной пачки на всю толщину единым фильтром.В заключение необходимо отметить, что приведенные доказательства наличия на Кулешовском месторождении поперечных дизъюнктивных разломов являютуя подтверждением приуроченности к ним поглощении промывочной жидкости. Отсюда делается вывод, что указанные нарушения являются одной из причин поглощений. Однако при этом необходимо отметить, что приуроченность поглощении не ко всему разрезу, а, главным образом, к региональным стратиграфически поглощающим интервалам ( серпуховскому и фамсиекому ярусу) указывает на то, что в последних существовали наиболее благоприятные условия для формирования зон поглощении. Это было связано с наличием в них частого чередования прослоев глин ( серпуховские) и ангидритов ( фамен-ские) с компетентными карбонатными породами.По предлагаемой технологии были проведены три опытные закачки в нагнетательные скважины Кулешовского месторождения.Кривая распределения количества нагнетае-мой воды по мощности продуктивных пластов кун-гура. Такая работа выполнена нами на примере разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, пласта C-I Мухановского месторождения и кунгурского продуктивного пласта Яблоневского месторождения.Утевское и Бариновско-Лебяжинекое месторождения также эксплуатируются редкой сеткой скважин, только на Кулешовском месторождении она в два раза плотнее. На этом месторождении залежи нефти разрабатываются наиболее эффективно.Разриботка одной из наиболее изученных на территории Урало-По - волжья залежи пласта А4 Кулешовского месторождения с самого начала осуществляется по блоковой системе. Бурение нагнетательных скважин разрезающих рядов осуществлено в начальный период разработки, благодаря чему блоки, получившиеся в результате разрезания залежи, превратились в самостоятельные объекты разработки. За исключением I блока, имеющего худшую проницаемость и содержащего более вязкую нефть, названные объекты имеют близкую характеристику ( табл. 36), но разбурены по разным сеткам.Таким образом, закачка нефте - и взвесесодержащих сточных вод в трещиновато-пористые продуктивные пласты Кулешовского месторождения сопровождается естественным автоматическим регулированием фронта вытеснения нефти водой как по глубине за счет снижения удельной приемистости наиболее проницаемых пропластков, так и по мощности разрабатываемого объекта за счет засорения и самоочистки отдельных проводящих каналов, расположенных по всей мощности разрабатываемого объекта.Ниже представлены типичные расчетные и фактические результаты дифференциального разгазирования пластовой нефти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области при давлениях на ступенях сепарации: 0 75; 0 275; 0 11 и 0 1 МПа при температуре 20 С.Так, на нефтяных залежах девонских пластов Дмитриевского, Дерюжев-ского, Мухановского, Ново-Запрудненского, Шкаповского месторождений, пласта АЗ Кулешовского месторождения, а также на целом ряде других залежей отмечается сравнительно длительный период безводной эксплуатации скважин, а затем очень быстрый рост их обводненности.

В процессе проведения исследований по установлению причин и закономерностей распределения зон поглощения были проанализированы особенности строения и распределения этих зон на Кулешовском месторождении.Как видно из рисунка, при составлении проекта разработки пласта Ct Мухановского месторождения в 1967 г. прогнозный темп обводнения был завышен, а по пласту Л4 Кулешовского месторождения при анализе в 1971 г / - занижен.Результаты подобных исследований в области проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений могут представлять определенный интерес, в чем можно убедиться на примере рассмотрения истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, краткого анализа их разработки и сопоставительного анализа проектных и фактических характеристик вытеснения.Самые высокие постоянно нарастающие отборы жидкости имели место на Бариновском куполе особенно за последние 3 года, а характер изменения темпов отбора нефти из пласта С подобен изменению его по объекту Кулешовского месторождения.По залежи нефти пласта Б2 Зольненского месторождения получен высокий темп добычи нефти ( 8 5 % от начальных извлекаемых запасов) и хорошие технологические показатели в основном за счет благоприятных природных условий; по пласту А3 Кулешовского месторождения более высокие технологические показатели разработки достигнуты при менее благоприятных природных условиях исключительно за счет внедрения блоковой системы заводнения.Из прудов стоки поступают в приемную камеру перед насосной станцией № 3, забираются оттуда насосами, транспортируются к двум кустовым станциям системы заводнения и под давлением 100 кгс / см2 закачиваются в пласты АЗ и А4 Кулешовского месторождения. От взвесей вода в песколовках не очищается: они работают как проточные лотки.Выбор этих месторождений обусловлен существенным различием их по вязкости нефти и темпам разработки. Нефть пласта А3 Кулешовского месторождения имеет вязкость 0 55 сП в пластовых условиях.С) потери нефти Кулешовского месторождения составляют 4, Ромашкинского - 2, Усть-Балыкского - всего 0 25 %, Поэтому для определения давления насыщенных паров необходимо априори знать зависимость ps f ( a) для каждой нефти.Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить явление раннего появления небольшого количества воды в эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной нефти, достигавшего 50 - 1000 мгл / л и более. При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000 - 3000 мгл / л отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам. Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского месторождения. На основе геофизических исследований была установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи. Аналогичные результаты получены Л. Г. Югиным по пласту A3 Кулешовского месторождения.На год раньше сотрудниками Гипровостокнефти в результате анализа и обобщения опыта законтурного и внутриконтурного заводнения было выдвинуто и обосновано положение о том, что системы внутриконтурного заводнения должны быть основным методом воздействия на нефтяные залежи независимо от их размеров. В 1960 г. была составлена технологическая схема разработки Кулешовского месторождения Куйбышевской области с применением так называемых блоковых систем разработки.В настоящее время деятельность треста концентрируется на Уваровской, Дунаевской, Дерюжевской, Алакаевской и Сосновской площадях. Большие работы на юго-востоке области ведет и трест Куйбы-шевнефтеразведка. Его деятельность сосредоточена на раз-буривании Кулешовского месторождения, на поисках нефти в угленосных и девонских отложениях. Есть все основания полагать, что новый нефтяной район имеет большие перспективы.Время организации заводнения обычно более продолжительное, чем при внутриконтурном заводнении. Примером может служить залежь пласта АЗ Кулешовского месторождения.Изменение упругости паров нефти при ее испарении ( кривые для нефтей соответственно I, II, III типа. При одинаковой исходной упругости нефтяных паров для нефтей различного углеводородного состава величина потерь при транспортировке и хранении неодинакова и, следовательно, упругость паров не является единственным критерием для определения требуемой глубины стабилизации нефти. Зная углеводородный состав исходной нефти, можно графически определить требуемую глубину стабилизации. Из приведенных данных видно, что потери нефти Кулешовского месторождения больше и поэтому глубина ее стабилизации на промыслах должна быть глубже, чем нефти Усть-Балыкского месторождения.На основе обобщения опыта искусственного заводнения различных месторождений и дифференцированного исследования нефтеотдачи по зонам залежей показано преимущество разрезания залежей на блоки перед законтурным ( приконтурным) заводнением по всем показателям. Метод разрезания залежей на блоки, обеспечивая высокую надежность, активность и экономичность системы заводнения, способствует и повышению нефтеотдачи пластов. Разрезание залежей на блоки было запроектировано и успешно осуществляется на залежах пластов A3 и А4 Кулешовского месторождения, пластов ДП, СП и CIII Мухановского месторождения и на других объектах.

Вместе с тем, оценка геолого-физических характеристик различных залежей очень часто бывает неравнонадежной. Например, число образцов керна на единицу объема пласта, использованное при обосновании емкостных и фильтрационных параметров пласта А4 на Кулешовском месторождении, в 3 раза превышает этот показатель для Покровского месторождения. Покровское месторождение, в свою очередь, разбурено по сетке почти втрое более плотной, чем Кулешовское, следовательно, сведения о геометрии здесь более надежны. С учетом особенностей геолого-физической информации по включенным в исследование объектам вес каждой строки матрицы исходных данных был условно оценен по четырехбалльной шкале с использованием данных о надежности прогноза извлекаемых запасов и всех имеющихся сведений об опыте подсчета запасов и оценках кондиционных значений параметров.Мухановское нефтяное месторождение (. Геолого-литологический профиль продуктивных пластов девона. 1 2 - песчаник нефте -, водонасыщенный. 3 - глины, алевролиты. Кулешовское нефтяное месторождение ( рис. 31, 32) расположено на территории Нефтегорского района Самарской области, в15 км к северу от г. Нефтегорска. Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1960 г. Относится к классу крупных. Приурочено к локальным поднятиям ( Кулешовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовс-кого вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины. Кулешовское месторождение характеризуется сложными условиями залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, Перми и четвертичными образованиями.Подтверждением избирательной фильтрации жидкости в реальных условиях разработки нефтяных залежей может служить явление раннего появления небольшого количества воды в эксплуатационных скважинах задолго до прорыва основного фронта обводнения. Это явление было отмечено на Кулешовском месторождении путем анализа динамики изменения содержания солей в безводной нефти, достигавшего 50 - 1000 мгл / л и более. При малом содержании воды она испаряется вследствие разгазиро-вания нефти и только при содержании солей в нефти 2000 - 3000 мгл / л отмечается наличие воды в нефти на поверхности. Как видно, это вполне соответствует схеме избирательной фильтрации жидкости в микронеоднородной пористой среде, при которой возможно сильное опережающее внедрение воды по отдельным поровым каналам. Однако не на всех месторождениях проводятся соответствующие исследования, которые позволили бы это установить. Очень интересные результаты получены Л. П. Долиной по пласту Д1 Бавлинского месторождения. На основе геофизических исследований была установлена динамика нефтенасыщенности незаводненной части залежи. Аналогичные результаты получены Л. Г. Югиным по пласту A3 Кулешовского месторождения.

www.ai08.org

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Кулешовское

Cтраница 3

Таким образом, 17 ГС, пробуренные в карбонатах Городецкого и Боровского месторождений, фактически не дали ожидаемого эффекта. ГС, пробуренные в песчаниках Озеркинского и Кулешовского месторождений, дали очень хороший эффект - их дебиты превышают дебиты ВС более чем в 5 раз.  [31]

Самые крупные месторождения области - Мухановское, Дмитриевское, Неклюдовское, Дерюжовское, Хилковское, Козловское приурочены к Кинель-Черкасскому району. Большие нефтяные месторождения открыты в Южно-Куйбышевском и Самаро-Лукском районах: Кулешовское, Лебяжинское, Ново-За - прудненское, Алакаевское, Красноярское, Белозерское и др. На северо-востоке области и в Сергиевском нефтеносном районе крупными месторождениями являются Радаевское и Якушинское.  [32]

Самые крупные месторождения области - Мухаповское, Дмитриевскос, Неклюдовское, Дерюжовское, Хилковское, Козловское приурочены к Кинель-Черкасскому району. Большие нефтяные месторождения открыты в Южно-Куйбышевском и Самаро-Лукском районах: Кулешовское, Лебяжинское, Ново-За - прудненское, Алакаевское, Красноярское, Белозерс. На северо-востоке области и в Сергиевском нефтеносном районе крупными месторождениями являются Радаевское и Якушипское.  [33]

По окончании вуза распределен в головной научно-исследовательский и проектный ин-т Миннефтепрома СССР Гипровос-токнефть, где работал инженером-проектировщиком, руководителем группы, зам. Яблоневый овраг, Мухановское, Кулешовское, Ро-машкинское, Оренбургское, Туймазинское и многих др., стр-ва Му-хановского, Кулешовского, Казахского ( г. Новый Узень) газоперерабатывающих з-дов.  [34]

В Куйбышевской области для внедрения этого метода воздействия на пласты выбраны месторождения именно с такими свойствами. Уже осуществляется импульсное воздействие на карбонатный пласт А4 и пласт Б2 Покровского месторождения, на карбонатный пласт А4 Якушкинского и Кулешовского месторождений и на пласт Б2 месторождений Яблоновый Овраг, Губинское, Сызранское и Забо-ровское.  [35]

Впервые законтурное заводнение было осуществлено на Туй-мазинском месторождении девонской нефти, приуроченном к крупному платформенному поднятию. С самого начала разработки законтурное заводнение применялось на таких месторождениях, как Шкаповское в Башкирии, Бавлинское в Татарии, Мухановское и Кулешовское в Куйбышевской области, морское нефтяное месторождение Нефтяные Камни в Азербайджане и многие другие.  [37]

Законтурное заводнение залежей с карбонатными коллекторами применяется редко, так как в большинстве случаев гидродинамическая связь залежей с водоносной системой сильно затруднена или полностью отсутствует. К редким исключениям, когда имеется заметная взаимосвязь между нефтяной залежью и законтурной областью, относятся месторождения Куйбышевской области - Алакаевское, Аилковское и отчасти Кулешовское. Часто между залежью легкой нефти и подошвенной водой располагается мощный слой тяжелой вязкой нефти, который в промысловой практике называют запечатывающим слоем. Наличие таких запечатывающих слоев зафиксировано на рифовых месторождениях Ишим-байского нефтяного района Башкирии, на Покровском, Яблоневском, Коханском, Мухановском месторождениях Куйбышевской области, Западном, Северокамском, Ярино-Каменноложском месторождениях Пермской области. На этих месторождениях снижение пластового давления в залежах никак не отражалось на давлении в законтурных наблюдательных скважинах.  [38]

Импульсное воздействие на пласты, кроме Калиновского, Мухановского, Покровского, Якушкинского и Яблоновый Овраг месторождений, кратковременно осуществлялось и на других месторождениях - Кулешовском, Губинском, Долина, некоторых бакинских и др. Делалась попытка начать цикличную закачку воды и на Арланском месторождении.  [39]

Известные методы расчета показателей заводнения неоднородных пластов [ 1, 2 и др. ] исходят из предположения вертикального начального водо-нефтяного контакта. Такое допущение вполне правомерно, когда основным питанием залежи при разработке будет внутрикон-турное заводнение, как, например, по пласту Д1 Ромашкине кого, пластам A3 и А4 Кулешовского, пластам ДП и СП Мухановского и других месторождений. Большая же часть месторождений платформенного типа, как отмечалось, имеют начальные водо-нефтяные зоны, размеры которых достигают 60 - 70 % от общей площади залежей, запасы в них составляют 50 - 60 % общих запасов, а заводняются через эти зоны.  [40]

На основании результатов глубокого бурения с привлечением данных сейсморазведки и структурного бурения М. В. Шуруновым и др. была составлена структурная карта поверхности кристаллического фундамента восточной части Кулешовского вала. Сводовые части отдельных локальных поднятий смещены на ней в ту или другую сторону от предполагаемой оси Кулешовскою вала, то есть структура вто-ррго порядка разоита поперечными субмеридианальнымп разломами па отдельные блоки, смещенные относительно друг друга. Особенно четко проявляется смещение Кулешовского и Западно-Кулешовского блоков. Наряду с разломами большой амплитуды сдвига существуют сдвиги малой амплитуды. Проявление поперечных разломов как в кристаллическом фундаменте, так и в осадочном чехле, подтверждаются следующими данными: в скважине 119 установлены континентальные терригенные отложения боровской свиты ( нижний рифей), лежащие на поверхности кристаллического фундамента.  [41]

Кулешовское нефтяное месторождение ( рис. 31, 32) расположено на территории Нефтегорского района Самарской области, в15 км к северу от г. Нефтегорска. Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1960 г. Относится к классу крупных. Приурочено к локальным поднятиям ( Кулешовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовс-кого вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины. Кулешовское месторождение характеризуется сложными условиями залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, Перми и четвертичными образованиями.  [43]

В ряде скважин на Сухобизярском и Кулешовском поднятиях коллектор пласта замещен плотными породами. Эффективная толщина этого пласта изменяется от 0 до 6 6 м на Сухобизярском поднятии и от 0 до 3 м на Кулешовском поднятии.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Диссертация на тему «Модель формирования структуры зон водонефтяных контактов в карбонатных породах :Кулешовское месторождение» автореферат по специальности ВАК 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

1. Аширов К.Б. Геологические условия образования твердых битумов. // Куйбышев: Тр. / Гипровостокнефть, 1962. —Вып.5. — 20-39 с. Аширов К.Б., Цивинская Л.В. и др. Физика нефтяного пласта, уч. Пособие. Куйбышев: КптИ, 1985г.

2. Аширов К.Б., Кирин А.И. и др. О целесообразности раздельной разработки газовой и нефтяной частей Залежинского месторождения. -Газовое дело, 1969, № 8, с.6 9.

3. Аширов К.Б., Абрамова Л.М., Борисов Б.Ф. и др. Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов и приуроченных к ним залежей нефти и газа. // Куйбышев: Тр. / Гипровостокнефть, 1971. — 140 с.

4. Ботнева Т.А. Цикличность процессов нефтегазообразования. М., «Недра», 1972. 256 с. (Труды Всесоюз. науч. — исслед. Геол. Развед. Нефт. ин-та, вып. 126).

5. Брайнес С.Н., Напалков А.В. Некоторые вопросы теории самоорганизующихся систем. «Вопросы философии», 1959, №6 Брод И., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа Л. Гостехиздат 1957, 480 с.

6. Багринцева К.И., Белозерова Г.Е. Особенности строения пустотного пространства карбонатных коллекторов палеозоя Прикаспийской впадины. // Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М., 1985г.

7. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Корнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. // М.: Недра, 1991г. — 285 с. Вассоевич Н.Б. Генетическая природа нефти в свете данных органической геохимии. В кн. «Генезис нефти и газа» , М., изд. «Недра», 1968г.

8. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных, газовых и конденсатно-газовых месторождений. М. : Недра, 1986г. - 228 с.

9. Высоцкий И.В. Прерывисто непрерывный характер нефтегазогенеза и его проявление в земной поре. Губ- чтения. - М: Недра, 1972г. С. 266 — 274.

10. Вышемирский B.C., Конторович А. Э., Трофимук А. А. Миграция рассеянных битумоидов. Новосибирск, «НАУКА», 1971г., 168 с. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и её следствия // Геология нефти и газа 1998г. № 6 - с. 2 — 13.

11. Гмидт Л.П., Левин С.Ш. Атлас карбонатных пород коллекторов. // Л.: Недра, 1972г. —79 с.

12. Горелик С.С., Скаков Ю.А., Расторгуев Л.Н. Рентгенографический и электроннооптический анализ. // М.: Мисис, 1994г. Горелик С.С. Рентгенографический и электроннооптический анализ. // М.: Металлургия, 1970г.

13. Граусман А.А., Чистяков М.Г. Геологическая модель целевая информационная система в сб. Системный подход в геологии. - М. Недра. 1992г.-с. 160-167

14. Дмитриев С.Д. Основы петрографии. // Иркутск: Изд-во Иркутского университета, 1986г. — 301 с.

15. Казаринов В.П. Пульсации земли. // Биол. МОИП. Отдел геологии -1979г., Т54, вып. 3. с. 100-109

16. Карбонатные породы. Под ред. Дж.Чилингара, Г.Биссела, Р.Фейрбриджа. // М.: Мир, 1971г.— Т. 1. —266 с. Князев B.C., Кононова И.Б. Руководство к лабораторным занятиям по общей петрографии. // М.: Недра, 1991г.

17. Конторович А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения в сб. Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. — Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1991г., 240с.

18. Конторович А.Э., Неручев С.Г. Катагенез рассеянного органического вещества и нефтегазообразование. В сб. «Проблемы нефтеносности Сибири» Изд. «Наука» СО Новосибирск, 1971г., с. 51-67. Королюк И.К., и др. Нефтегазоносность осадочных формаций. — М. 1987г.

19. Кучерук Е.В., Ушаков С.А. Тектоника плит и нефтегазоносность. Итоги науки и техники. Сер. Физика Земли. ВИНИТИ, 1985г.

20. Ларченко Е.П., Мороз С.А., Соколов Б.А. Системный подход в изучении нефтегазоносных бассейнов в сб. Системный подход в геологии. М. Недра. 1992г. - с. 85-90

21. Ларин В.Н. Продолжительность и интенсивность формирования залежей нефти и газа в ж. // Геология нефти и газа № 3, 1995г., с. 10 — 11.

22. Летников Ф.А. Синергетика геологических систем. — Новосибирск: Наука, Сибирское отделение, 1992г. -230с.

23. Лонгвиненко Н.В., Карпова В.Г., Космачев В.Г. О магнезиальных кальцитах осадочного генезиса. // Литология и полезные ископаемые, 1986г.— №4. —119-127 с.

24. Лоскутов А.Ю., Михайлов А.С. Введение в синергетику-М: Наука, 1990г.

25. Лысянский В.Г. Особенности геологического строения и разработки Кулешовского месторождения нефти «Проблемы нефтеносности карбонатных коллекторов Урало-Поволжья» Труды ТаТНИИ, КФАН СССР, вып 2. Бугульма, 1963г. с. 207-214

26. Огнев А.О., Дмитриев Л.П. Системный петрофизический анализ нефтегазаносных областей в сб. Системный подход в геологии. М. Недра. 1992г. - с. 90-95

27. Перозио Г.Н. Вторичные изменения мезозойских отложений центральной и юго-восточной частей западно-сибирской низменности в сб. Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири изд. «Наука» Москва 1967г. с. 5-68

28. Перозио Г.Н. Катагенез и глубинный эпигенез в гранулярных коллекторах нефти Усть-Балыкского месторождения в сб. Постседиментационные преобразования осадочных пород Сибири изд. «Наука» Москва 1967г. с. 70-82

29. Постседиментационное минералообразование в осадочных формациях. Сб. науч. Тр./ Зап. Сиб. Геол. Развед. Нефт. Ин-т; Под ред. А.В. Македонова и др. Тюмень, 1985г. — 154с.

30. Постседиментационные преобразования пород коллекторов. Под ред ЧепиковаК.Р. и др. М., Наука, 1972г. 90с.

31. Пригожин И. От существующего к возникающему М: Наука 1985г., -327с.

32. Сахибгареев Р.С. Этапиость формирования и разрушения залежей по вторичным изменениям коллекторов на древних ВНК // Происхождение и прогнозирование скоплений нефти газа и битумов. Л., Недра, 1983г., с. 130-143

33. Сорохтин О.Г. Теория тектоники литосферных плит — современная геологическая теория. М.: Знание, 1984г.

34. Страхов Н.М. Общие проблемы геологии, литологии и геохимии. // Избр. тр. — М.: Наука, 1983г. — 639с.

35. Трофиму к А. А., Карагодин Ю.Н., Мовшович Э.Б. Методологические вопросы геологии нефти и газа. Институт геологии СОАН СССР, 1983г.-123 с.

36. Татарский В.Б. Литология нефтеносных карбонатных пород Средней Азии и происхождение нефтеносных доломитов. Труды МГРИ, сер А, вып. 112, 1939г.

37. Татарский В.Б. О формах залегания битумов в карбонатных породах по данным микроскопии. Зап. Всесоюзн. Мин. Об-ва, 2я сер., часть 77, вып. 3,1948г.

38. Теодорович Г.И. Учение об осадочных породах. // Л.: Гостоптехиздат, 1958г.

39. Трофимук А.А. Современные представления о генезисе нефти и газа. -В сб. «Геологическое строение и нефтегазоносность восточной части Сибирской платформы и прилегающих районов». «Недра», 1968г.

40. Федоров Ю.А., Даринский Б.М. Строение и свойства границ зерен и блоков. // Воронеж: Издат-во ВГУ, 1974г.

41. Фролова Е.К. Литология карбонатных продуктивных горизонтов нижнего и среднего карбона Куйбышевской области «Проблемы нефтеносности карбонатных коллекторов Урало-Поволжья» Труды ТаТНИИ, КФАН СССР, вып 2. Бугульма, 1963г. с. 28-38

42. Фрэнсис А. Равновесие жидкость жидкость. М: химии, 1969.

43. Хаин В.Е. Основные фазы раскрытия современных океанов. Вести МГУ. Геология. 1985г. - № 3 - с. 3.

44. Хакен Г. Синергетика. М: Мир, 1980.

45. Холодов В.Н., Комарова Г.В., Лисицин А.К. К проблеме эпигенетического доломитообразования. Тез. Докл. Сов.-я: Фации и геохимия карбонатных отложений. Ленинград-Таллин, ВСЕГЕИ, 1973г.

46. Цивинская Л.В. Вторичные преобразования карбонатных коллекторов и их учет при прогнозировании нефтеносности и влияние на условия разработки на примере месторождений среднего Поволжья и северного

47. Прикаспия. // Диссертация на соискание ученой степени канд. геол.-минерал. наук, Уфа. 1984г.

48. Цивинская Л.В., БорисевичЮ.П., Рабинович Г.П. Многоэтапное формирование залежей углеводородов северного Прикаспия. // Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990г. — 112-119 с.

49. Цивинская А.В., Песков А.В., Афанасьев Ю.В., Пенина В.И. Параметры тонкой структуры кальцитов различного генезиса. // Геология нефти и газа, 1996г. — №12. 4-7 с.

50. Цивинская Л.В., Афанасьев Ю.В. Залежь углеводородов как самоорганизующаяся система, изд. Журнала геология нефти и газа, № 5 - 6 - с. 22 - 28.

51. Цивинская Л.В. Самоорганизация системы порода углеводороды -вода и принципы литогенетического моделирования залежи нефти и газа. В сб. Межвузовская научно - техническая программа « Нефтегазовые ресурсы». М. 1994г. - с. 52 — 57.

52. Цивинская Л.В., Песков А.В., Борисевич Ю.П., Скибицкая Н.А. Способ выявления расположения углеводородных газо-жидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах. // Патент 2090752, зарегистрирован в государственном реестре изображений 20.09.97 г.

53. Цивинская А.В., Песков А.В., Борисевич Ю.П. Способ выявления древних водонефтяных контактов в продуктивных терригенных пластах // Решение о выдаче патента № 98117760 от 17.12.1999г.

54. Цивинская Л.В., Борисевич Ю.П. Фазовые состояния углеводородов в залежи на примере Карачаганакского НГКМ. // Вестник Самарского ГТУ, 1994г. —Вып. 1.

55. Цивинская Л.В., Булгаков М.А. Циклические процессы самоорганизации залежи углеводородов ВНИГРИ « Геологическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов, 1995г.

56. Чепиков К.Р., Ермолова Е.П., Орлова Н.А Эпигенные минералы как показатель времени прихода нефти в песчаные промышленные коллекторы. «Докл. АН СССР», 1959г., т. 125, №5, с. 1097-1099.

57. Черников О.А. Преобразование песчано-алевролитовых пород и их пористость. М: Наука, 1969г. 142 с.

58. Литологические исследования в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981г.-237 с.

59. Черников О.А., Куренков А.И. Литологические исследования песчаных продуктивных коллекторов. (Нефтепромысловая литология). М., "Наука", 1977г.

60. Чилингар Д.В., Биссел Х.Д, Вольф К.Х. Диагенез и катагенез карбонатных пород. В кн.: Диагенез и катагенез осадочных образований. М.: Мир, 1971г., с. 165-290.

61. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. // Госгеолиздат, 1948.

62. Шустеф И.Н., Тульбович Б.И., и др. Учет структурно-генетических особенностей карбонатных коллекторов при подсчете запасов нефти «Геология и геофизика» 1973г. №12 с. 23-25

63. Щеглов В.Б., Югай Т.А., Клюев В.И. Карбонатные породы -коллекторы Карачаганакского газоконденсатного месторождения. // Коллекторские свойства пород на больших глубинах. М., 1985г., с. 167-172

64. Эбелинг В. Образование структур при необратимых процессах. Введение в теорию диссипативных структур. М: Мир, 1979г., - 298с

www.dissercat.com

На Кулешовском месторождении дочка Роснефти провела большеобъемный ГРП, закачав в пласт 150 т проппанта // Бурение на суше // Новости

Самаранефтегаз провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному гидроразрыву пласта (ГРП).

Об этом сообщает 7 июля 2017 г Роснефть.

 

Единоразово в пласт было закачано 150 т проппанта, что позволило обеспечить высокий дебит скважины – более 90 т/сутки нефти и более 20 тыс м3/сутки газа!

Для любознательных напомним, что пропант ( проппант) - это мелкие шарики - гранулы, используемые для расклинивания с целью повышения эффективности отдачи скважин при применении технологии ГРП.

ГРП был выполнен на скважине №109 Кулешовского месторождения.

Операция проводилась в пластах на глубине залегания 3,6 тыс м.  

Массу проппанта специалисты Самаранефтегаза увеличили для достижения максимальной эффективности скважины.

По существующей практике, средняя масса закачки проппанта составляет 22 т/1 операция ГРП.

Расчеты увеличения массы были сделаны с учетом вскрытой нефтенасыщенной толщи пластов.

 

Для выполнения операции были задействованы дополнительные насосы высокого давления и емкости технической воды, что обеспечивало высокий темп закачки 4,5 м3/мин при повышении давления до 780 атм.

Поэтому особое внимание во время работы уделялось технике безопасности.

 

Качественная подготовка скважинного оборудования, точный расчет, правильная организация работ по спуску оборудования ГРП в скважину обеспечили успешное проведение нестандартной операции и высокий дебит скважины.

Исследования показывают, что использование БГРП приводит к существенному повышению коэффициента извлечения нефти (КИН) по опытному участку за счет увеличения области охвата, те коэффициента охвата пласта воздействием.

Определяющими условиями применения БГРП являются участки с неравномерным распределением остаточной нефти, наличие пропластков с высокой остаточной нефтенасыщенностью, множество тупиковых зон, линз и полулинз, на некотором удалении от ствола скважины и не вовлеченые в разработку.

При закачке больших объемов проппанта создаются довольно длинные трещины разрыва, достигающие длинны 120-200м, которые охватывают дренированием межскважинное пространство пласта, слабо участвующее в разработке.

Проведение опытно-промышленных работ по БГРП в ряде случаев показывает высокую среднюю эффективность по приросту дебита нефти, удельная технологическая эффективность составила 10,8 т/сутки. 

Экономические расчеты показывают, что гидроразрыв с закачкой, к примеру, 200 т проппанта будет рентабельным при минимальном приросте дебита нефти в 9,8 т/сутки.

Большеобъемный ГРП может рассматриваться как альтернатива дорогостоящему бурению боковых стволов.

 

Самые богатые нефтью месторождения в Самарской области это Мухановское, Дмитриевское и Кулешовское.

Глубина залегания залежей достигает 3000 м.

Поэтому применение ГРП - необходимость. 

 

Кулешовское нефтяное месторождение распо­лагается на территории Нефтегорского района Самарской облас­ти, в 15 км к северу от г Нефтегорска.

Открытое 1959 г, разра­батывается с 1960 г.

Относится к классу крупных, но  уже на завершающей стадии эксплуатации.

Для продолжения эксплуатации требуется доразведка.

Площадь мес­торождения составляет 74,06 км2.

 

Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Куле­шовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины.

Кулешовское месторождение характеризуется сложными условия­ми залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Геологический раз­рез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.

Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона.

2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (ниж­няя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым до­ломитам с примесью глинистого материала.

 

Эффективная газона­сыщенная толщина изменяется от 0,5 до 34 м, пористость 4-25 %, проницаемость 0,025 мкм2.

Этаж газоносности 17 м.

Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые.

Залежь нефти в гжельс­ком ярусе связана с органогенно-обломочными известняками.

Эф­фективная толщина до 10 м, пористость 15%, проницаемость 0,015 мкм2.

В верейском горизонте нефтеносны песчаники, пересла­ивающиеся с алевролитами.

Эффективная толщина 0-30 м, порис­тость 11-26%,проницаемость 0,172 мкм2.

Наиболь­шей пористостью и проницаемостью характеризуются отложе­ния бобриковского горизонта, наименьшей- карбонатные породы нижней перми.

Глубины залегания продуктивных горизонтов от 600 до 3640м.

Физико-химические свойства нефтb месторождения из­меняются вверх по разрезу.

Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см3, содержание серы 0,21 - 0,37 %, парафина 4,9 - 5,6 %.

 

Самаранефтегаз - дочка Роснефти, которая ведет активную работу на 166 лицензионных участках недр, которые расположены в Самарской и Оренбургской областях.

За последние 3 года компания пополнила копилку 14 новыми лицензионными участками.

Накопленная добыча нефти с начала деятельности предприятия в 1936 г составила более 1,2 млрд т.

 

Обсудить на Форуме 

neftegaz.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Кулешовское

Cтраница 4

В 1960 г, институтом Гипровостокнефть был выполнен первый проектный документ - технологическая схема разработки месторождения, в которой впервые было предусмотрено применение разновидности внутриконтурного заводнения, то есть блоковой системы, в том числе для разработки карбонатного пласта А4, что явилось прецедентом в истории разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам. Тем самым было опровергнуто мнение, которое доминировало многие годы, что карбонатные пласты можно разрабатывать только на режиме истощения, В настоящее время практически все нефтяные залежи, приуроченные к карбонатным коллекторам А, Вь Д, разрабатываются при водонапорном режиме. Опыт разработки этих пластов с заводнением на Кулешовском, Покровском, Алакаевском, Якушкин-ском, Козловском и других месторождениях показал их высокую эффективность.  [46]

Основные запасы нефти Поволжья сосредоточены в пределах Республики Татарстан и Самарской области. Крупнейшее месторождение - Ромашкинское, на которое приходится около 50 % НИЗ района. Другие крупные месторождения - Новоелховское, Мухановское, Бавлинское и Кулешовское.  [47]

Но вводить раздельный сбор, хранение и перекачку нефтей в пределах месторождений с большим количеством скважин нерационально, так как это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов. Поэтому нефти, близкие по физико-химическим и товарным свойствам, смешиваются на промыслах и направляются на совместную переработку. Так, по нефтепроводам, передающим нефть из районов Татарии и Башкирии к заво -, дам, расположенным в Центре и на Северо-Западе Европейской части Советского Союза, перекачивается смесь нефтей Туймазин-ского, Ромашкинского, Кулешовского, Бавлинского и других месторождений. Однако для проектной и эксплуатационной оценки этого сырья принимается, что поступает нефть типа Ромашкинской.  [48]

Яринс-Камен - ноложское, пласт Тл Бб; 2 - Таныпское, пласт Тл Б6; 3 - Сев. Таныпское, плэст Тл Б6; 4 - Кыласовское, пласт Бб; 5 - Кузьминское, пласт Тл Бб; 6 - Павловское, пласт Тл; 7 - Сев. Васильевское, пласт Тл Бб; 8 - Южно-Васильевское, пластТл - I - Бб; 9 - Константиновская площадь, пласт Бш; 10 - Полазнен-ское, пласт Тл Бб; 11 - Лазуковское, пласт Тл Бб; 12 - Ленинское, пласт Тл Бб; 13 - Ярино-Каменноложское, пласт Бш; 14 - Козубаевское, пласт Тл Бб; 15 - Троельжанское, пласт Тл Бб; 16 - Шеметинское, пласт Тл Бб; 17 - Кулешовское.  [50]

Применение метода циклического заводнения и переменных потоков жидкости целесообразно на всех месторождениях, разрабатываемых с заводнением, находящихся на любой стадии эксплуатации. Наиболее высокий эффект - повышение коэффициента нефтеотдачи, на 10 - 18 % по сравнению с обычным заводнением - может, быть получен при применении его с самого начала разработки. Такой эффект был получен на месторождениях Покровском, Кулешовском и др., на которых циклическое заводнение проводилось в течение 3 - 4 лет с продолжительностью циклов 2 - 3 мес.  [51]

ЖИТУЛЕВСКО-ПУТАЧЕВСКАЯНТО площадью 45 тыс. км2 приурочено к Жигулевско-Пугачевскому своду. Залежи выявлены в отложениях верхнего девона - среднего карбона. Основные запасы нефти связаны с каменноугольными комплексами. В области расположены Покровское, Зольненское, Яблоневоовражное, Муханов-ское нефтяные, Кулешовское газонефтяное и др. месторождения.  [52]

Вместе с тем, оценка геолого-физических характеристик различных залежей очень часто бывает неравнонадежной. Например, число образцов керна на единицу объема пласта, использованное при обосновании емкостных и фильтрационных параметров пласта А4 на Кулешовском месторождении, в 3 раза превышает этот показатель для Покровского месторождения. Покровское месторождение, в свою очередь, разбурено по сетке почти втрое более плотной, чем Кулешовское, следовательно, сведения о геометрии здесь более надежны. С учетом особенностей геолого-физической информации по включенным в исследование объектам вес каждой строки матрицы исходных данных был условно оценен по четырехбалльной шкале с использованием данных о надежности прогноза извлекаемых запасов и всех имеющихся сведений об опыте подсчета запасов и оценках кондиционных значений параметров.  [53]

По мере отбора жидкости этот веер расширяется. Верхнее положение на графике занимают объекты, значение КИН по которым самые высокие. В нашем случае это Коробковское ( 37), Зольненское ( 14), IV гор. Анастасиево-Троицкого ( 39), пласт С3 Дмитриевского ( 15), Мухановское ( 13), Западно-Тэбукское ( 40), Малгобек-Вознесенское ( 42), пласт А3 Кулешовского ( 17), Яри-но - Каменноложское ( 36), пласт Д, Серафимовского ( 10), пласт Д у Шкаповского ( 9), пласт Д, Бавлинского ( 4) и Жирновское ( 38) месторождения.  [54]

Трещиноватость пористых карбонатных коллекторов, истощенность залежей, низкая проницаемость керна не являются препятствием для осуществления заводнения. Эффективность заводнения нефти водой в этом случае зависит от выбора системы взаимного размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин и режима нагнетания воды в залежь. На практике применяются две системы размещения нагнетательных скважин - избирательная и геометрическая. Избирательные системы, приспособленные к особенностям геологического строения конкретных залежей, использовались на Калиновско-Новостепа - новском, Северокамском, Полазнинском, Мухановском месторождениях. Геометрические системы - рядное размещение нагнетательных скважин, площадное, осевое, приконтурное использовались на Красноярско-Куе - динском, Коханском, Яблоневском, Городецком, Арланском, Таныпс-ком, Кокуйском, Дерюжовском, Сосновском, Кулешовском, Якушкинс-ком, Ярино-Каменноложском и других месторождениях.  [55]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также