Салымское месторождение

Рис. 2. Литолого-гидродинамическая модель залежи баженовской свиты Салымского месторождения

Очень показательным примером влияния литологических факторов и внутрипластовых микропроцессов на освоение и разработку нефтяных месторождений может служить баженовская свита Западной Сибири и, в частности, Салымского месторождения. [c.11]

Рис. 4. Индикаторные кривые скв. 27 Салымского месторождения нефти

Наиболее типичной нефтью V генотипа (нижний мел) является нефть из барремских отложений Салымского месторождения. Для нефтей [c.99]

С 1974 г. на Салымском месторождении ведется опытная эксплуатация пласта Юо разведочными и добывающими скважинами и проведен большой комплекс геолого-промысловых, гео- [c.11]

Следует отметить, что дебиты скважин, эксплуатирующих баженовскую свиту Салымского месторождения, колеблются в очень широких пределах от 0,1 до 1 т/сут— 11 скважин, от 1 до 5 т/сут — 20 скважин, от 5 до 10 т/сут— 16 скважин, от 10 до 100 т/сут — 15 скважин и около 10 скважин имеют фонтанный дебит свыше 100 т/сут. Одна из разведочных освоенных скважин показала фонтанный дебит свыше 500 т/сут (данные на конец 1982 г.). [c.15]

Салымское месторождение. Нефть легкая, малосернистая (класс I), малосмолистая, выход фракций до 300 °С — высок, парафиновая (вид П2). [c.243]

Полученные геолого-промысловые данные по залежи баженовской свиты Салымского месторождения представляют интерес п в аспекте влияния литологических факторов на технологию разработки. [c.15]

Нз ен состав и строение высокомолекулярных азотистых оснований из нефтей Салымского месторождения Западной Сибири. [c.121]

Необходимость такой методики возникла при проектировании разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения, уникальность которой в первую очередь связана с рез- [c.53]

Особенно заметна разница в величинах п/ф при переходе от верхнеюрских к нижнеюрским (увеличение в 2—3 раза) и затем к палеозойским (уменьшение) отложениям. Так, в нефтях баженовской свиты Салымского месторождения п/ф < 1, в нефтях тюменской свиты п/ф > [c.28]

Промышленная нефтеносность баженовской свиты в настоящее время установлена на Салымском месторождении, на котором уже в течение ряда лет ведется опытная эксплуатация. В геохимическом плане нефти баженовской свиты Салымского месторождения исключительно неодно- [c.158]

Содержание У в асфальтенах и смолах баженовской свиты Салымского месторождения [c.162]

Изотопный состав углерода экстрактов из пород баженовской свиты по разрезу скв. 123 Салымского месторождения [c.163]

В результате возникают зоны с повышенными коллекторскими свойствами (природные резервуары), ограниченные со всех сторон менее измененными и проницаемыми породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское месторождение и др.). Сходным образом могли формироваться коллекторы в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское месторождение и др.). [c.280]

Так, М.Е. Стасюк с соавторами [2] готовили естественные образцы кернов Баженовской свиты Салымского месторождения путем их продольного раскола на две половины и последующим соединением с моделированием микротрещин раскрытостью 15 60 и 105 мкм. При фильтрации через них глинистого раствора, а также утяжеленных и не утяжеленных баритом обратных эмульсий (Т=80 С) отмечалось полное проникновение жидкостей лишь в трещины с раскрытостью 105 мкм. Величина Э после этого составила 50 % как для глинистого раствора, так и для эмульсии. В керны же с раскрытостью трещин 15 и 60 мкм отмечалась частичная фильтрация составов на глубину 2-3 мм. При этом снижение проницаемости от воздействия глинистого раствора выше, чем обратной эмульсии на 10-18 и 24-23 % соответственно. Утяжеленная баритом эмульсия снижает проницаемость кернов по нефти в тем большей степени, чем меньше раскрытость трещин, что объясняется по-видимому кольматирующими свойствами твердой фазы. Начальный градиент перепада давления, необходимый для восстановления фильтрации после контакта с эмульсиями, был примерно в 3-4 раза ниже, чем с глинистым раствором, и составлял десятые доли мегапаскалей. [c.117]

БСб-7 Северо-Салымского месторождения [c.70]

В работе [7] приведен пример определения коэффициента сжимаемости для коллектора по двум скважинам Салымского месторождения, которые вскрывают нефтяной глинистый коллектор баженовской свиты. [c.440]

Мелик-Пашаев В. С., Степанов А. И., Терещенко Ю. А. О природе аномально-высоких пластовых давлений в юрских отложениях Салымского месторождения. — Геология нефти и газа , 1973, № 7, с. 25—28. [c.70]

В России горизонтальные скважины бурили в различных регионах — Башкортостане, Татарстане, Куйбышевской области и др. На Салымском месторождении пробурена первая в Западной Сибири горизонтальная скважина с длиной горизонтального ствола 376 м. [c.147]

Были показаны, во-первых, генетическая неоднородность палеозойских и мезозойских нефтей на юге Западной Сибири и, во-вторых - генетические различия силурийских и девонских нефтей. Наличие двух генетических типов нефтей в палеозойских отложениях предопределяет и наличие двух самостоятельных источников генерации нефтяных УВ, что значительно повышает, как считают H.H. Запивалов, Т.А. Ботнева, Р.Г. Панкина и др., роль палеозойского нефтегазоносного комплекса. Выделение самостоятельного генетического типа нефтей в баженовской свите позволило выявить на ряде площадей их связь с вмещающими отложениями. Так, было установлено, что нефть из скв. 149 Салымского месторождения, залегающая в отложениях валанжина, идентична нефтям V (баженов-ского) генотипа (см. рис. 12), а нефть из скв. 80, залегающая в баженовской свите, явно чужда ей по своей характеристике (по ИК-спектрам). Свойственную V (баженовскому) генотипу характеристику имеют неф- [c.100]

В разрезе Салымского месторождения кроме трех нефтепродуктивных песчаных горизонтов нижнемеловых отложений выявлена промышленная лродуктивность глинистых отложений баженовской свиты — волжского яруса верхней юры (Юо). В нескольких разведочных и опережающих добывающих скважинах из этих отложений получены существенные притоки нефти — до 300 т/сут и более. По. всем ранее существовавшим представлениям породы баженовской свиты не могут относиться к нефтяным коллекторам. . [c.11]

Результаты статистической обработки (табл. 36) показывают, что за исключением отношения С,/С ни один из параметров не имеет значимых связей с пластовой температурой. Сложно говорить что-либо определенное относительно связи величины С /С с температурой. Обработка материала по нефтям месторождений СССР показывает отсутствие связи между пластовой температурой и отношением С /С . Возможно, наличие этой связи для Западной Сибири обусловлено характером выборки, так как максимальная температура в Западной Сибири соответствует нефтям Салымского месторождения и месторождений Красноленинского свода, где отмечаются повышенные значения С,/С . [c.119]

Кроме того, особенностью залежи Салымского месторождения является отсутствие связи между свойствами нефтей и гипсометрическими отметками. Однако сказанное не следует понимать как вообще отсутствие закономерностей в распространении нефтей разного состава в пределах залежи. В центральной части расположены легкие нефти. По мере удаления от центра ппотность нефти растет, в ней увеличивается содержание асфальтенов и смол, уменьшается доля легких УВ. При этом на севере и юге месторождения пробуренные скважины вошли в зону тяжелых нефтей, в то время как на востоке и особенно на западе эта зона еще не достигнута. [c.160]

Одна из характерны особенностей отложений баженовской свиты вообще и на Салымском месторождении, в частности, — литологическая неоднородность разреза. Наблюдается чередование существенно карбонатных, кремнистых и глинистых пород, в разной степени обогащенных ОВ. В.М. Белкина, например, выделяет в разрезе до 40 литотипов. [c.160]

Характеристика ОВ баженовской свиты Салымского месторождения по одним параметрам, например п/ф, постоянна, а по другим — меняется. Так, содержание ванадия в керогене и в экстрактах из пород изменяется в широких пределах, что характеризует микрофациальную неоднородность ОВ по разрезу. Содержание в асфальтенах и смолах экстрактов из пород по разрезу баженовской свиты скв. 123 меняется более чем в 20 раз (см. рис. 28). Кроме того, как в смолах, так и в асфальтенах наблюдается отчетливая тенденция уменьшения содержания ванадия вниз по разрезу. [c.160]

Салымское месторождение приурочено к Лемнпнскому локальному поднятию, расположенному в пределах Салымского куполовидного поднятия. Лемнинское поднятие осложнено двумя структурами — южной и северной, — представляющими собой пологие антиклинальные складки. Южная складка вытянута в субширотном направлении, северная — в субмеридиональном направлении. [c.529]

Таким образом, по относительному содержанию хроматографических фракций в смолах изученные нефти разбиваются на три группы. Первую, наиболее обширную, группу составляют сернистые нефти Среднего Приобья, залегаюш ие во всех горизонтах от аптского до юрского. Ко второй группе можно отнести малосернистые нефти Новонортовского и Салымского месторождений смолы из этих объектов отличаются повышенным содержанием слабополярных С-1 и соответственно пониженным — высокополярных фракций С-4. Наконец, в особую группу следует выделить русскую нефть, смолы из которой характеризуются двумя, безусловно, взаимосвязанными особенностями аномально высоким содержанием азотистых соединений и высоконолярных фракций С-4. [c.231]

Фракционированию с целью углубленного изучения были подвергнуты асфальтены из тех же типичных западно-сибирских нефтей, за исключением очень бедных этими ВМС нефтей Новонортовского и Салымского месторождений. [c.238]

На Салымском месторождении нефти из отложений тюменской, ЛОКОСОБСКОЙ свит легкие и содержат 55—56% бензиновых и керосиновых фракций. Углеводородный состав дистиллята метановый. В отдельных горизонтах нефть более тяжелая. В разрезе Салым-ского куполовидного поднятия наблюдается отчетливое увеличение плотности, сернистости и смолистости нефтей вверх по разрезу. [c.20]

Анализ существующей системы разработки и составление геологотехнических мероприятий по организации показателей разработки Северо-Салымского месторождения. Этапы 3,5 // Отчет о НИР. Под руководством Телина А.Г. - Уфа ВНИИЦ Нефтегазтехнология, 1993.-41с. [c.260]

Пластовое давление на Салымском месторождении равно гидростатическому. Однако надо отметить АВПД нефти в баженовской свите (пласт Юо) верхнеюрской водоупорной толщи, достигающее 45 МПа на глубине 2850 м. Пластовая вода из этого объекта не получена. [c.336]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология