Введеновское месторождение

Введеновское месторождениеВведеновское нефтяное месторождение – размещено в долине реки Белоснежной на левом берегу в 35 километров южнее населенные пункты Ишимбая, Мелеузовского района республики Башкортостан России. Месторождение относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Исследования Введеновского месторождения началась с 1954 году. Введеновское нефтяное месторождение относится к месторождениям Мраковской и Бельской депрессии. В Мраковской и Бельской депрессиях, месторождения нефти и газа приурочены или к рифовым образованиям нижнепермского Возраста, широтного простирания размером 7×1 км всеобщей областью залежи 540 га. Залежи нефти и газа массивного на подобии связаны с отложениями Сакмаро-Аретинскаго яруса, представленные органогенными известняками пористо – кавернозного на подобии. Месторождения сводового на подобии расставлены во внутреней зоне Предуральского прогиба и связаны с 3-мя региональными тектоническими нарушениями меридионального обращения. Рифы предрасположены вереницей на Западном борту Предуральскго прогиба и со временем окунается с севера на юг. Их Высота достигает 1000 м и не меньше. Месторождение располагается поблизости разрабатываемых Северо-Зирганского, Южно-Введеновского, Тереклинского и Столяровского нефтяных месторождений.
Стратиграфия и тектоника
Залежь нефти Введеновского месторождения участвуют приостановления Сакмарского, Кунгурского и Артинского ярусов и отменений промежуточной толщи цокольной перми, породы уфимской свиты верхней перми, а еще воспитания четвертичной и третичной систем. Из приведенной структурной карты кровли Сакмаро-Артинских известняков и геологического профиля явно, что Введеновский рифовый массив имеет форму гряды вытянутого хребта, удлиненного в широтном направлении, размером 7×1 км., с не очень большим отложением восточной половины массива на юго-восток. Поверхность массива шероховатая. Выше изогипсы – 700 м, какая в отсутствие разрыва тянется почти не по всему рифовому массиву, вдоль оси рифа присутствуют не очень большие вершинки. Мощность раскрытой нефтенасыщенной части сакмаро-артинских рифогенных известняков варьируется около 200-400 м. Залежь нефти подпирается подошвенной водой. Введеновский массив, с которым связано Введеновское месторождение нефти, являет из себя риф сакмаро-артинского возраста, который расположен у западного борта Предуральского предгорного прогиба и содержащий форму гряды, удлиненной в широтном направлении. Длина массива 4,5 км. Откосы резкие, с наклоном до 35-40°.
Характеристика нефтегазоносных пластов
Нефтеносный разрез месторождения подразделяется на две качественно отменные зоны: зону окисленной нефти, включающую вялую нефть полужидкой консистенции, и нефтеносную с подвижной газированной нефтью. ЗОН залегает между водоносной и нефтеносной зонами. Породы, коллекторы данной зоны переполнены насыщенной окисленной нефтью и битумами. Породы окрашены в черный и темно-коричневый цвет. Зона полностью изолирует подошвенные воды рифа. Oб в этом свидетельствуют такие испытания скважин и закачки воды под зону окисленной нефти. Освоение зоны окисленной нефти Введеновского месторождения продемонстрировало, что консистенция углеводородов в породе полужидкая и насыщенная (нетекучая).
Пористость пород меняется от 1-2 до 32 процентов. Проницаемость изменяется в широченных пределах. Установить прочную зависимость между проницаемостью и пористостью не посчастливилось, при всем желании с увеличением коэффициента пористости процент проницаемых образцов возрастает. Часто стандарты с рослой пористостью (выше 15%) буквально непроницаемы. Средняя пористость газовой части рифа 5,3% (при нижнем границе коллектора 2,5 процента), средняя пористость нефтеносной зоны равна 13 процентам (при нижнем границе коллектора 5%).
Нефть посвящена пористокавернозным и пористым разностям известняков и реже к доломитам, Сталкиваются участки сетчатых известняков, которые имеют Важную (свыше двадцать процентов) пористость. Средняя пористость рифа 6,7 процентов. проницаемость 22,5 мл. Изначальные дебиты нефти по скважинам колебались от 1 до 200 тыс/сутки, газовый фактор составлял 97 м3/m. В настоящий момент пластовое влияние в Введеновском нефтяном месторождении обеспечивается закачкой воды в подошвенную часть массива, средние дебиты скважин 60-80 тонн в день. Пластовое теснение 115-120 атм., теснение насыщения 85 атм.
Первое влияние в газовой шапке порядка 80 атм. Нефть Введеновского месторождения относится к парафинистым (содержание парафина 2,49-4,06%), сернистым (0,4-2,3 процента), маловязким (вязкость при 20 градусах 1,76 МПа•с). Нефть Введеновского месторождения сравнительно отнюдь не тяжелая, удельный вес ее варьируется от 0,848 до 0,857. Плотность нефти в пластовых требованиях 0,786 г/см3. Теснение насыщения нефти меняется по площади от 7 до 8,7 и составляет примерно 7,9 МПа. Газ Введеновского месторождения по содержанию высочайших углеводородов относится к типу «толстых». Газовый фактор меняется по отдельным скважинам от 78 до 100 м3/т. Средний газовый фактор 93,8 м3/т. Подошвенные воды ненизкой минерализации хлоркальциевого на подобии с удельным весом до 1,18 и содержанием солей до 200 г/л.
Характеристика пластовых флюидов
Гладкий газ около Введеновского месторождения посвящен вершине карбонатов, слагающих рифовый массив, и карбонатной мазе Филипповского горизонта, залегающей в цокольной части кунгурского яруса. Газонасыщенные карбонаты кунгурского яруса, подразделены от карбонатов рифового массива пластом ангидритов, толщиной 5-10 метров. ГНК на первейшей с запада верхней части составляет от 706,8 до 686.9 метров, на 2-й от 701,5 до 683,9 метров. ГНК на районе между данными вершинами имеет отметки 702,7; 697,6 и 700,6 метров. Около 3-й вершины отметки ГНК существенно увеличиваются: до 671,9; 678,1 метра. На районе между 2 и 3 вершинами отметки ГНК в соответствии с этим одинаковы 698,2; 706,4; 686,1 и 690,3 метра. На районе трех западных вершин Введеновского массива ГНК принят на оценке 700 метров. В восточной части Введеновского месторождения поминается невежливое сомнение отметок газонефтяного контакта 697,9 и 634, ну а в 5-й она 665,9 и 698,8 метра.
Отметки кровли газоносных карбонатов меняются от 509,9 до 608,2 метра. ГНК в линзе карбонатов располагается около отметок 634,6 и 691,9 принята отметка 680 метров. Залежь нефти в Введеновском рифе по собственному построению представляет собой массивной. Этаж нефтегазоносности достигает 410 метров. Высота газовой шапки равна 103 метра, этаж нефтегазоносности 307 метров.
Всеобщая толщина результативной толщи Введеновского месторождения меняется от 0 до 410 метров, при всем при этом толщина газоносности достигает 100, а нефтеносной до 300 метров. Средняя толщина полезной толщи составляет 208,6 метров. Действенная толщина результативной части рифа равна 91,5 метра (37,6 процента от всеобщей), даже по газоносной зоне 27,1 метра (50,7 процента); по нефтеносной зоне 64,4 метра (32,7 процента). Средняя глубина залегания результативных горизонтов 1125 м. Совокупная мощность их 494 м., успешная 0-52 м. Этаж нефтеносности 300 м., газоносности – 160 м. ВНК в первый период установлен на оценке – 1010 м., ГНК на оценке – 770 м. Воды поджимающие залежь, малоактивные.
Сословие разработки месторождения
Введеновская площадь была введена в разведку в начале апреля 1951 года. В начале декабря 1953 года из разведочной скважины номер 16 был получен фонтан нефти с дебитом 102 тонны в день чрез 10 миллилитровый штуцер. В начале марта 1954 года с пуском в эксплуатацию нефтепровода, объединяющего Введеновское месторождение с нефтепроводом, идущем от Столяровского и Старо-Казанковского месторождений в Ишимбае, была начата многоопытная эксплуатация скважин. Разбуривание месторождения было заключено в 1960 году. Исследования месторождения началась с 1954 года. По мере оконтуривания площадь была разбурена 160 скважинами по сетке 170х170 м и разрабатывалась в отсутствие поддерживания пластового теснения. Предельный уровень добычи нефти 1238,6 тыс. тонн был достигнут в 1957 году и газа 154,7 млн. м3 в 1960 году. По мере выработки запасов пластовое влияние падало и добыча снижалась. За последнее время теснение понизилось до 1,0-1,5 МПа. Режим службы залежи менялся от упруго-газонапорного в первоначальной стадии, чрез режим растворенного газа до гравитационного.
Подсчет запасов нефти Введеновского месторождения прошел 1955 году объемно-статистическим методом, и по всему Введеновскому месторождению в 1956 году. Программы разработки составлены в 1955 и 1956 годах. По вопросу, связанным с малодебитностью часть скважин за последнее время была законсервирована или ликвидирована. Действующий фонд сохранился в числе 128 скважин. По Введеновскому месторождению проектный коэффициент нефтеотдачи – тридцать семь процентов, а нынешний КИН – 36.9 процентов. В следствии этого припасы по месторождению как правило выработаны. В пользу выполнения последующей эксплуатации месторождения надо внедрять в широком масштабе технологии повышения нефтеотдачи и интенсификацию добычи нефти.

Введеновское месторождение на карте

Координаты месторождения на карте:53.183333, 55.866667

[showyamap header=”Введеновское месторождение” body=”введеновское, месторождение, нефти, месторождения, Введеновского, метров” hint=”Подробнееfooter=”http://field.oilman.by” coordinates=”53.183333, 55.866667″]
[/showyamap]

Интересные месторождения

0

Добавить комментарий

Войти с помощью: