Талинское месторождение где находится


Талинское месторождение - Нефтяник Нефтяник

Талинское нефтяное месторождение расположено в Ханты-Мансийском Автономном округе России в 40 км к 3ападу от г. Нягань. Посвящено похожего локальному поднятию Фроловской НГО Западно-Сибирской НГП.
Талинское нефтяное месторождение было открыто в 1976 году скважиной № 1 «Главтюменьгеологии». По символизирующему кругозору «А», посвящено кровле доюрских воспитаний, поднятие оконтурено изогипсой – 2425 м и обладает площадь 372 км2. Основание дома вскрыт скважиной № 1 на бездне 2762 м и представлен в промежутке – 2762 – 2783 м кожурой выветривания песчано-глинистого состава, а ниже – плотными, твердимы породами. Ключевой платформенный разрез сложен меловыми и юрскими отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, олигоценом и эоценом. Толщина 4-я, приостановлений достигает 35 м. В юго-восточной частиТалинское месторождение со временем переходит в Южно-Талинское.
В пределах Талинского месторождения обнаружены 5 нефтяных залежей пластово-сводового и литологически экранированного типов. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоями конгломератов.
Талинское нефтяное месторождение располагается в распределенном фонде недр и относится к классу огромных, а по степени индустриальной освоенности к разрабатываемым. Лицензия зарегистрирована НК «ТНК-Нягань» в 2000 году.

Интересные месторождения

13
Сен

Генетическая природа отложений шеркалинской свиты Талинского месторождения - Разведка и разработка

Геологии юрских отложений Талинского месторождения посвящено огромное количество публикаций, в которых рассматривается широкий спектр вопросов о поиске критериев прогноза развития коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств. Авторы этих работ приводят два основных аспекта формирования коллекторов: палеогеографические, палеотектонические условия седиментации и вторичные катагенетические и тектонические процессы. В целом «…решение проблемы включает большой комплекс палеогеографических исследований, позволяющих установить фациальную приуроченность пород-коллекторов, их вертикальное и пространственное распространение» [2].

В западной части Западно-Сибирской равнины условия седиментации наиболее системно исследовали Р.А. Абдуллин, С.В. Архипов, В.И. Белкин, Ф.Г. Гурари, Н.А. Ирбэ, Ю.Н. Карогодин, А.Э. Конторович, М.В. Корж, В.С. Сурков, А.Г. Мухер, А.А. Нежданов и другие.

С ранне-позднеплинсбахским-раннетоарским веками связана история пласта ЮК11 и его покрышки – тогурской глины [2]. В этот период песчаные тела формировались речной системой, основная долина которой в южном направлении ограничивалась Южно-Талинским прогибом. Глинистая покрышка пласта ЮК11 (тогурская глина) образовалась за счет морской трансгрессии.

Отложения средне-позднетоарского веков отражают историю формирования пласта ЮК10. В этот период центральная часть Талинской площади и Южно-Талинский прогиб находятся в области континентального осадконакопления. На территории Северо-Талинского прогиба господствует неустойчивый режим осадконакопления. Формируются пачки радомских глин за счет очередной трансгрессии моря, о чем свидетельствуют находки микрофауны и микрофитопланктона в образцах керна.

Дальнейший период развития, начиная с ааленского века (пласты ЮК7-ЮК9), связан с континентальными обстановками осадконакопления.

В работе [4] авторы связывают формирование то гурской и радомской глин с китербютской и лайдинской трансгрессиями. Следы китербютской трансгрессии прослеживаются на всей территории Западной Сибири, установлены на севере Восточной Сибири, на юге Германии, во Франции, в Северном море, Канаде и на севере Аляски.

Район Талинского месторождения входил в большую программу изучения перспектив нефтегазоносности нижнесреднеюрских отложений Западной Сибири. Результаты этих исследований опубликованы в работе [1].

Согласно [1], в позднеплинсбахское время на большей части Талинского месторождения обломочный материал временными и речными потоками сносился в пониженные части рельефа и там накапливался. Он представлен мелкогалечниковыми конгломератами, гравелитами и разнообломочными песчаниками, индексируемыми как горизонт ЮК11.

В раннетоарское время палеогеографический план на территории Талинского месторождения значительно изменился. Накапливались зеленовато-серые алевролиты, аргиллиты с редкими тонкими горизонтальными прослойками мелкообломочных песчаников тогурской пачки в озерно-болотном бассейне, периодически сообщавшемся с ингрессировавшим с севера морским бассейном. Морской бассейн по размерам превосходил ранее описанные зоны седиментации, а по форме представлял собой цепь озер, соединявшихся небольшими протоками. Толщины озерных образований обычно составляют 5–10 м, в Мутомской впадине достигают 15 м. Озерные образования являются главным генератором углеводородов в центральных и южных районах бассейна. Эта эпоха по времени совпадает с общим эвстатическим подъемом уровня вод Мирового океана и подъемом уровня грунтовых вод в центральных и южных районах Западной Сибири. Водоемы были преимущественно пресные, что подтверждают отсутствие Fепир среди аутигенных форм и низкие значения отношения Fепир/Сорг. Однако, судя по геохимической характеристике разрезов, находкам фораминифер и динофлагеллят, в отдельные периоды ингрессий озерные водоемы, возможно, были связаны с открытым морем, и соленость вод в них повышалась.

Во второй половине раннего тоара вновь началось интенсивное поступление терригенного материала различных размеров в существовавшие в понижениях палеорельефа зоны седиментации. Обломочный материал из областей де¬нудации временными и постоянными потоками сносился по оврагоподобным межструктурным понижениям в ближайшую зону седиментации. Эти понижения имели разную протяженность, глубину вреза и продолжительность жизни, что определило разнообразие толщин пролювиальной части горизонта ЮК10. Во врезах накапливался в основном грубообломочный плохоокатанный материал и формировался пролювиальный тип разреза горизонта ЮК10. Более тонкий материал (мелко-, средне- и крупнозернистые песчаные, а также алевритовые и пелитовые фракции) сносился в более низкие участки палеорельефа, где в наиболее глубоких частях формировался аллювиальный тип разреза горизон¬та ЮК10.

В среднетоарское время площадь осадконакопления существенно увеличилась и сформировалась единая система, включающая озера, реки и временные потоки. Она протягивалась с юга на север на расстояние более 140 км и достигала ширины 16–40 км.

Палеогеографический план территории начал изменяться в конце позднего тоара и в раннем аалене. Общее погружение свода и затухание диффе¬ренцированных тектонических движений в областях седиментации вновь создали условия для накопления озерных отложений. Процесс наступления озер происходил постепенно. В это время продолжали накапливаться и терригенные песчаные образования отдельных пластов, формирующих горизонт ЮК10. Наблюдается хорошая корреляция между общей толщиной нижней части радомской пачки и суммарной толщиной песчаников в ней. Максимальными толщинами 10–15 м характеризуются разрезы с песчанистостью до 75%. Последние фиксируются на Южно-Талинской площади в районе выхода конуса выноса с Онтохской площади, в центральной части (район скв. 805, 976, 8519) и Мутомской впадине, в которую с Потанайской площади продолжал интенсивно поступать обломочный материал.

В настоящее время нижнеюрские отложения на территории Талинской площади вскрыты большим количеством скважин (несколько тысяч), что позволяет создать детальную модель осадочного чехла в этой части Красноленинского месторождения. На основе этих данных базируются представленные результаты исследований.

 

К вопросу о геологической природе Талинского прогиба

 

На структурной карте (рис. 1) по кровле фундамента изолинии проводились через один метр. Данный прием позволил отразить крутизну элементов рельефа поверхности коренных пород. На рисунке видно, что в центральной части прогиб имеет плоскую форму дна и крутые борта, осложненные изгибами, по форме повторяющими друг друга. В прибортовых зонах уверенно выделяются плоские террасы. В настоящее время отложения пластов ЮК10–11, заполняю щие узкие локальные погруженные зоны, прогнуты вниз. Водонасыщенные зоны расположены в центральных частях депрессионных зон, нефтяные залежи приурочены к бортам депрессий [3].

Рис. 1. Структурная карта по кровле фундамента

 

На основании структурной карты можно сделать вывод о том, что Талинский прогиб имеет тектоническую природу (сдвиги и растяжения фундамента). Тектонические процессы активизировались в постседиментационный период, что могло привести к разуплотнению осадочных пород, формированию зон трещиноватости, активизации гидротермальных процессов, вторичным изменениям пород.

 

Анализ палеогеографических карт

 

На рис. 2–4 приведены карты эффективных толщин песчаников трех седиментационных циклов пласта ЮК11, построенных по фонду эксплуатационных скважин. На картах видно, что Талинский прогиб четко делится на три блока: северный, центральный и южный. В геологическом времени формирования отложений пласта ЮК11 базис эрозии смещался с севера на юг. На первом этапе седиментации (цикл 3) базис эрозии находился на уровне Северо-Ингинского прогиба, затем (цикл 2) он сместился на юг, а область седиментации расширилась. Ее границы находились в районе верховьев Северо-Ингинского прогиба на востоке и юге Южно-Талинского прогиба.

Рис. 2. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 3 пласта ЮК11

 

Рис. 3. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 2 пласта ЮК11

 

Рис. 4. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 1 пласта ЮК11

 

С периодом формирования отложений цикла 1 связана наиболее активная седиментация обломочного материала. Базис эрозии сместился за пределы Талинского прогиба. Однако в этот период, по-видимому, седиментацией не были охвачены районы Красноленинского и Шаимского сводов (базис эрозии находился в области, непосредственно прилегающей к Талинскому прогибу), чем и объясняется обилие обломочного материала в пределах Талинского прогиба.

На бортах прогиба наблюдается резкий переход из областей наличия коллекторов к областям их отсутствия, в пределах расстояния между эксплуатационными скважинами. Палеодолина ограничена бортами зоны прогиба. Водные потоки, приносившие обломочный материал и увеличивающие полноводность палеореки, поступали из многочисленных боковых долин.

Из Южно-Талинской зоны прогибов область седиментации уходит в область Мутомской котловины и появляется вновь в районе южного окончания Северо- Талинской погруженной зоны. Область седиментации Северо-Ингинского прогиба также имеет свое продолжение в область Мутомской котловины.

Песчаные тела отложений пласта ЮК11, вероятнее всего, являются отложениями ветвящихся русел. Глинистый материал не мог полностью выноситься речными потоками и откладывался вместе с песчаниками в виде глинистых прослоев, глинистых кос, разделяющих шнурковые песчаные тела.

Процесс активной седиментации песчаников пласта ЮК11 был прерван трансгрессией водного бассейна, в результате которой сформировалась пачка тогурских глин.

При трансгрессии уровень воды поднялся и образовался как минимум эстуарий, как максимум – архипелаг. Отложения тогурских глин повсеместно перекрывают песчаники пласта ЮК11. Известно, что живая сила потока (К) равна К=(mv2)/2 – произведению массы воды на квадрат скорости потока. Из формулы следует, что К может быть близкой к нулю при v>0. Это означает, что в начальный период формирования тогурских глин переноса и сортировки обломоч ного материала не было. Обломочный материал поступал в наиболее погруженную структуру (Талинский прогиб) с окружающих его поднятий (Шаимского и Красноленинского сводов), поэтому наличие пласта глин свидетельствует о том, что сноса обломочного материала с окружающих поднятий не было. Трудно предположить, что в период формирования тогурских глин прекратилось разрушение пород и их эрозия. Вероятнее, причина перерыва в осадконакоплении обломочного материала связана с затоплением окружающих поднятий. На поднятиях могли существовать острова, вокруг которых формировались коллекторы – песчаники пляжей и вдольбереговые бары. Анализ палеогеографической обстановки Шаимского, Красноленинского сводов и Талинского прогиба имеет большой практический интерес, так как является ключом к поиску литологических ловушек базального типа – пляжевых песков на окружающих площадях.

С началом песчаной седиментации связаны отложения осадков цикла 5 пласта ЮК10. Седиментационная модель этих отложений приведена на рис. 5. Видно, что в Южно-Талинском прогибе в это время существовала река. Речная долина прослеживается узким шнурковым песчаным телом. Эффективные толщины не превышают трех метров. Следует отметить интересную особенность: речная долина представляет собой серию участков, меняющих направление под прямым углом. Изгибы реки хорошо повторяют форму бортов прогиба. Ширина песчаных тел составляет 200–400 м. По ширине область седиментации слегка превышает область седиментации цикла 1 пласта ЮК11 (рис. 4). В районе перевала, связанного с Северо-Ингинским поднятием, почти непрерывная цепочка песчаных тел превращается в отдельные линзы. Долина уходит в Мутомскую котловину.

Рис. 5. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 5 пласта ЮК10

 

Более активным был процесс эрозии, транспортировки и отложения песчаного материала в пределах Северо-Ингинского прогиба. Здесь ширина песчаного тела речной долины достигает 1.5–2.0 км, толщина песчаных тел — 5 м. Через Мутомскую котловину речная система поступала в Северо-Талинский прогиб, в пределах которого, возможно, формировалась дельта. В северной части (две трети) Северо-Талинского прогиба просматривается нимфия эстуария с вероятно пляжевыми песками, залегающими вдоль бортов долины эстуария. Здесь нет явно выраженных боковых притоков, привносящих значимые порции обломочного материала в зону рифта.

Таким образом, анализируя палеообстановки формирования отложений Талинского прогиба, необходимо конкретизировать положение рассматриваемой области, так как в целом одновозрастные отложения здесь палеофациальны.

В четвертый и третий циклы седиментации обломочный материал активно поступал в область Талинского прогиба. Песчаники заполняют центральную часть прогиба и выходят за ее пределы, их толщины достигают 15 м.

Начиная с цикла 2, ощущается начало морской трансгрессии (рис. 6). Толщины песчаных тел сокращаются до 5–7 м. Активность потоков Северо-Ингинского прогиба остается высокой (обломочный материал сносился с Ингинского поднятия на юге и Емъеговского поднятия на севере). В Южно-Талинском прогибе энергия потоков резко снижается. Обломочный материал не выносится за пределы Северо-Талинского прогиба, о чем свидетельствует значительное снижение песчанистости разреза в северном направлении. В северной части Северо-Талинского прогиба доминируют узкие шнурковые песчаные тела, простирающиеся с запада на восток. Их генетическая природа, вероятнее всего, связана с поступлением в водный бассейн обломочного материала с окружающих поднятий.

Рис. 6. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 4 пласта ЮК10

 

В Южно-Талинском прогибе седиментация отложений цикла 2 проходила активно в его южной части. Толщины песчаников достигают 5 м (на севере не превышают 3 м). Появляются области глинизации, что, возможно, связано с конседиментационным воздыманием Ингинского поднятия.

В период формирования отложений цикла 1 пласта ЮК10 водный бассейн занимает значительную территорию. Нечто похожее на дельту и ее устьевой бар наблюдается на юге Южно-Талинского прогиба (рис. 7). В Ингинском прогибе песчаные тела образуют прерывистую цепочку вдоль прибортовой зоны прогиба и, вероятнее всего, представлены песками пляжей.

Рис. 7. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 1 пласта ЮК10

 

Интересны две области в отложениях цикла 1 пласта ЮК10, с которыми связано наличие песчаных тел. Одна из них находится на севере Южно-Талинского прогиба, другая — на севере Северо-Талинского прогиба. Формирование песчаных тел здесь, вероятно, связано с поступлением обломочного материала из областей, окружающих прогиб. В первом случае источник обломочного материала находится на северо-востоке в районе седловины, разделяющей западный и восточный куполы Ингинского поднятия, или на юго-западе. Во втором случае – наиболее активный источник расположен в западном направлении. Таким образом, рассматриваемые области являются отложениями дельт, разгружавшихся в водный бассейн.

Далее процесс трансгрессии углублялся. Апогеем его стало формирование пачки радомских глин.

На начальном этапе седиментация песчаных тел пласта ЮК8–9, по-видимому, происходила в условиях водного бассейна. Песчаный обломочный материал поступал с окружающих поднятий — Красноленинского и Шаимского сводов (рис. 8). Наиболее активно процесс седиментации проходил в период формирования отложений цикла 3 (всего в пласте выделено четыре цикла). В период формирования отложений цикла 4 пласта ЮК8–9 обломочный материал поступал с Емъеговского, Ингинского, Потанайского локальных поднятий.

Рис. 8. Карта эффективных толщин отложений седиментационного цикла 4 пласта ЮК8–9

 

Таким образом, представленные нами модели отложений пластов ЮК10–11 не противоречат геологическим моделям пластов шеркалинской свиты, описанным другими исследователями. Некоторые отличия связаны с деталями, которые удалось выявить при использовании фонда эксплуатационных скважин. Учет деталей геологического строения отложений седиментационных циклов даже на уровне принципиальных моделей необходим для понимания процессов седиментации на структурах, окружающих Талинский прогиб. Активизация или ослабление поступления обломочного материала в Талинский прогиб свидетельствуют об усилении процессов эрозии в этих областях и формировании песчаных тел или смещении базиса эрозии в определенных направлениях. Это также позволяет оценить характер и соотношение процессов эрозии и седиментации в периферийных зонах и на месторождениях. На Талинском месторождении рассматриваемые модели могут служить геологической основой при построении трехмерных моделей, анализе и оптимизации разработки залежей.

В целом анализ приведенных данных показал, что в процессе формирования разреза шеркалинской свиты происходило периодическое затопление и осушение района Талинского рифта, постепенное расширение области седиментации, что определило характер распределения и форму песчаных тел, наличие нефтематеринских пород в юрских отложениях. В приведенных моделях объем пород, связанный с аквальной седиментацией, значительно превышает объем, прогнозированный приверженцами гипотезы о периодическом затоплении рифта морем (согласно нашим данным в интервале разреза ЮК11 — кровля аквальной ча сти пласта ЮК8–9 толщины седиментации в условиях водного бассейна и в континентальных условиях практически равны). Наличие значительного объема отложений морской седиментации, по нашему мнению, объясняет высокую промышленную нефтеносность отложений шеркалинской свиты и относительно пониженный потенциал нефтеносности отложений тюменской свиты, при формировании которых преобладали континентальные обстановки осадконакопления.

 

 

Литература


Геология и условия формирования гигантской Талинской зоны газонефтенакопления в континентальных отложениях нижней юры // А.Э. Конторович, В.Е. Андрусевич, С.А. Афанасьев и др. / Геология и геофизика.- Т.36.- №6.- 1995. -Новосибирск.- СО РАН.- С.5–28.
Мухер А.Г., Тугарева А.В. Палеогеографические особенности строения и перспективы нефтегазоносности нижне- и среднеюрских отложений Западной Сибири // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Материалы II научн.-практичн. конф.- Ханты-Мансийск.- 2001.- С.123–133.
Тренин Ю.А. К вопросу о геометризации объемов нефтенасыщенных пород в залежах пластов ЮК10–11 Красноленинского свода// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО/ Материалы II научн.-практичн. конф.- Ханты-Мансийск.- 2001.-С. 281–284.
Эвстатические сигналы в юрских и нижнемеловых (неокомских) отложениях Западно-Сибирского осадочного бассейна // В.А. Захаров, Б.Н. Шурыгин, М.А. Левчук и др. /Геология и геофизика.- Т.39.- №11.- 1998.- Новосибирск.- СО РАН. — С. 1492–1505.

Талинское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Талинское месторождение

Cтраница 1

Талинское месторождение - у него очень высокая зональная и послойная неоднородность продуктивных пластов по коллекторским свойствам; нефть маловязкая, но с высоким газосодержанием; высокое давление насыщения, близкое к начальному пластовому давлению; резкое снижение коэффициентов продуктивности скважин по нефти при снижении их забойного давления ниже давления насыщения; фактическая возможность такого самопроизвольного снижения забойного давления при фонтанной эксплуатации при неудовлетворительном контроле и недостаточном штуцировании фонтанирующих добывающих скважин.  [1]

Талинское месторождение нефтяное - расположено в Тюменской обл. Входит в Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Приурочено к антиклинальному поднятию, осложняющему зап.  [2]

Талинское месторождение Красноленинского свода - одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири, характеризуется специфическими горно-геологическими условиями, значительно осложняющими процесс разработки.  [3]

Талинском месторождении в Западной Сибири и Узенском месторождении в Казахстане; более того, существуют нефтяные пласты, у которых минимальное давление фонтанирования скважин за счет высокого газового фактора значительно ниже давления насыщения, что создает угрозу самопроизвольного снижения забойного давления ниже давления насыщения.  [4]

В скважинах Талинского месторождения существует также проблема перетока жидкости ( добываемой и нагнетаемой) по негерметичному цементному кольцу. При выявлении перетока жидкости используемая технология РИР по отключению пласта ЮК-11 должна предусматривать и одновременную ликвидацию негерметичности заколонного пространства.  [5]

Сложности разработки Талинского месторождения / Григорьева В.А., Иванова М.М., Лысенко В.Д., Чарыков В.Ф. 11 - Нефт.  [6]

Получается, что Талинское месторождение, содержащее 300 млн т извлекаемых запасов нефти, можно заново разбурить и снова начать разрабатывать; только в новых пробуренных добывающих скважинах не перфорировать обводненные нефтяные слои и главное - не повторять прежнюю смертельную ошибку - не эксплуатировать добывающие скважины при забойном давлении ниже давления насыщения и не допускать катастрофического падения их забойного давления. Повышение дебита нефти осуществлять не за счет снижения забойного давления, а за счет повышения пластового давления, например, на 50 - 80 ат, а для этого в нагнетательных скважинах можно осуществить ориентированный строго направленный гидравлический пластов.  [7]

Наблюдаемые недостатки разработки Талинского месторождения сначала относили на примененную обращенную 9-точечную схему площадного заводнения и при разбуривании следующих блоков месторождения вместо 9-точечной схемы заводнения применили 3-рядную, когда в полосе между двумя рядами нагнетательных скважин находятся 3 ряда добывающих скважин, но лучше от этого не стало.  [8]

Существенное отличие Ромашкинского месторождения от Талинского месторождения состоит в том, что на Ромаш-кинском месторождении давление фонтанирования безводной нефтью явно выше давления насыщения и невозможно самопроизвольное снижение продуктивности добывающих скважин по нефти до начала заводнения и до подхода закачиваемой воды. По Талинскому месторождению давление фонтанирования безводной нефтью значительно ниже давления насыщения, и поэтому возможно самопроизвольное снижение продуктивности по нефти, и это снижение может быть в 5 - 10 - 20 раз.  [9]

Наверное, при новой разработке Талинского месторождения основной должна быть контролируемая и постоянно регулируемая фонтанная эксплуатация добывающих скважин.  [10]

Особеяностн аггнгенного мниеоалообразовання ПОРОД базальных отложений Талинского месторождения.  [11]

В асфальтенах добываемой и остаточной нефтей Талинского месторождения концентрации ванадилпорфиринов составляют соответственно 36 7 и 39 4 % от всего количества УОП в нефти. Это месторождение находится на начальной стадии разработки, и о каких-то существенных изменениях в составе УОП пока еще трудно судить.  [12]

Разработанная модель была опробована на характерных пластах Талинского месторождения.  [13]

По данным кристалло-морфологического изучения кварца, на Талинском месторождении выделяются генерации водяно-прозрачного ( регенерационные каемки на корродированных обломочных зернах кварца в т.ч. и с остатками более древних следов регенерации, призматического Кристаллы в пустотах) и тонкодисперсного кварца в виде контактно-поровых выделений.  [14]

Автором совместно с АЕЛукиным впервые очень подробно на Талинском месторождении были изучены аутогенные минеральные образования в пределах трещин.  [15]

Страницы:      1    2    3

Месторождения Парабельского района Томской области

Болтное НМ

В административном отношении Болтное НМ расположено на территории Парабельского района Томской области в 331 км к северо-западу от г Томска.
Ближайшим к месторождению населенным пунктом является с.Пудино, расположенное в 50 км на север.

Северо-Останинское НМ

Северо-Останинское месторождение находится в Парабельском районе Томской области РФ.
Ближайший населенный пункт к месторождению п. Кедровый расположен на юге в 35 км.

Инфраструктура района не развита.

В 20 км на юго-западе расположено разрабатываемое Западно-Останинское месторождение, а в 30 км на северо-западе расположено разрабатываемое Лугинецкое месторождение.Промышленные залежи нефти на Западно-Останинском месторождении приурочены к песчаникам васюганской свиты верхней юры.
Залежи нефти на месторождении относятся к пластовому сводному типу и невелики по запасам.

Оба месторождения располагают развитой инфраструктурой и разрабатываются Томскнефтью.


Рыбальное НМ

Месторождении расположено на территории Парабельского района ТО в 360 км к Северо-Западу от г Томска.

Месторождение расположено в районе развитой инфраструктуры.
Останинское НГКМ

В административном отношении Останинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Парабельского района Томской обл в 400 км к северо-западу от Томска. Ближайшим к месторождению населенным пунктом является г.Кедровый, расположенный в 20 км на юго-восток.

Мирное НГКМ

В административном отношении Мирное НГКМ расположено на территории Парабельского района Томской области в 400 км к северо-западу от г.Томска
Месторождение открыто в 1969г, в промышленную разработку не введено. Ближайшим к месторождению населенным пунктом является г.Кедровый, расположенный в 20км на юго-восток.

Пинджинское НМ

Пинджинское нефтяное месторождение расположено в 400км к северо-западу от г.Томск
На территории Парабельского района Томской области. Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой.

Казанское НГКМ

Казанское НГКМ расположено в Парабельском районе Томской области.
Казанское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1967 году.
Продуктивными являются терригенные отложения юрского периода.
Утвержденные запасы нефти месторождения составляют 32 млн т, конденсата - более 2 млн т, газа - 25 млрд м3.

Областной центр г.Томск находится в 325 км к юго-востоку от месторождения.

Ближайшие населённые пункты - г. Кедровый и п.Пудино.

Инфраструктура района развита слабо.

Татышлинское нефтяное месторождение | Месторождения

ИА Neftegaz.RU. Татышлинское нефтяное месторождение находится на территории Татышлинского района Башкортостана в 10 км северо-западнее районного центра Верхние Татышлы,  в 10 км южнее ж/д станции Куеда, почти на границе Пермской области и Башкортостана.

Открыто в 1960 г.

Входит в Югомашево - Игровскую группу, объединяющую 8 мелких месторождений, в тч Четырмановское, Игровское, Кузбаевское, Югомашевское, Максимовское, Татышлинское и др.

В 1953 г. для разработки группы месторождений было создано НГДУ Краснохолмскнефть.

В тектоническом плане расположено в северо-западной краевой части Башкирского свода и представляет собой антиклинальную складку почти широтного простирания.

Керны Татышлинского месторождения в основном гидрофобны или имеют промежуточную смачиваемость.

Керн 13пп Кузбаевского месторождения гидрофобен, а керны 22пп и 23пп Бураевского месторождения гидрофильны.

На данном месторождении эксплуатационное бурение на нижний карбон начато в конце 1968 г.

Выделено 3 эксплуатационных объекта: терригенные отложения девона, нижнего карбона и карбонаты среднего карбона.

Нефть -  тяжелая, плотностью 885 кг/м3, смолистая, вязкая, с низким газосодержанием, серы - 2,2%.

Пластовое давление низкое.

Оператор - Башнефть.

 

Участок залежи нижнего турне Татышлинского месторождения разбурен системой 11 ГС (горизонтальных скважин) и 3 ВС (вертикальных скважин).

10ю ГС отобрано 96,2 тыс. т, или 81,1% от накопленной добычи, 9 ГС имеют дебиты от 3 до 17 9 т/сут.

 

Продуктивная толща тульского и бобриковского горизонтов Татышлинского месторождения по литолого-петрографической характеристике подразделяется на 2 пачки.

Нижняя пачка представлена переслаиванием песчаников, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев радаевского и бобриковского горизонтов.

На основании положительного опыта разработки залежи нефти турнейского яруса Татышлинского месторождения системой ГС, было принято решение о разработке Г залежи нефти башкирского яруса Югомашевского месторождения.

 

На основании положительного опыта разработки залежи нефти турнейского яруса Татышлинского месторождения системой ГС и по причине отсутствия проектного фонда скважин для бурения на отложениях башкирского яруса Югомашевского месторождения в пределах менее 3-метровой изопахиты геологическими службами НГДУ Краснохолмскнефть и АНК Башнефть было принято решение о разработке ГС залежи нефти башкирского яруса Югомашевского месторождения.

 

Единственное промышленное скопление нефти в известняках намюрского яруса имеется на Татышлинском месторождении.

Необходимо отметить, что в отличие от кернов Кузбаевского и Бураевского месторождений керны Татышлинского месторождения отличаются значительно меньшими значениями проницаемости.

 

Первые 10 ГС были пробурены в 1991-1996 гг. на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения согласно технологической схеме опытно-промышленных работ, составленной БашНИПИнефть.

Расположение скважин параллельно-рядное - в 2 ряда по 4 скважины с расстоянием между горизонтальными стволами в ряду 200-350 м, а между рядами - 300-500 м, пробурены 2 разрезающие скважины между рядами.

 

Начальный дебит нефти одной ГС за 1й год эксплуатации составил - 8,9 т/сут., тогда как начальный дебит одной ННС (наклонно-направленной скважины) данной залежи - 3,2 т/суг.

Текущий дебит по ГС составил - 5,1 т/сут при весовой обводненности - 20,3%, по ННС - 0,9 т/сут при весовой обводненности - 13, 6%.

Таким образом, начальный дебит ГС в 2,8 раза, а текущий в 5 раз превышает соответствующие дебиты окружающих ННС.

Накопленная добыча нефти по ГС Татышлинского месторождения составила 147,0 тыс. т.

 

Таким образом, начальный дебит ГС в 2,8 раза, а текущий в 4,8 раза превышает соответствующие дебиты ННС.

Из этого следует, что для выработки запасов нефти Беляшкинского купола Татышлинского месторождения без бурения ГС необходимо было бы пробурить 36 ННС.

Список нефтяных месторождений России — Википедия

Месторождение Год открытия Глубина залегания, м Предполагаемые полные запасы,
млн. т.
Остаточные извлекаемые запасы,
млн. т.
Добыча,
тыс. т./сут.
Всего добыто,
млн. т.
Оператор
Самотлорское 1965 1600—2400 7100 1000 (2004) 422 (1980)
67 (2011)
53 (2016)[1]
2630 (2012) Роснефть
Ромашкинское 1948 1600—1800 5000 400 (2004) 15,2 (2008) 3000 Татнефть
Приобское 1982 2300—2600 5000 1700 (2005) 110 (2011)
100 (2016): 33 — Газпром нефть, 67 — Роснефть[1]
313 (2012) Роснефть, Газпром нефть
Лянторское 1965 2000 380 (2004) 26 (2004) Сургутнефтегаз
Фёдоровское 1971 1800—2300 1800 189,9 23 (2011) 571 (2012) Сургутнефтегаз
Салымская группа (в том числе Правдинское, Салымское, Северное, Верхнее, Западное, Ваделыпское) 1966 1800 24,7 ((1).2007) Роснефть, Салым Петролеум Девелопмент (Shell/Sibir Energy)
Уренгойское газонефтеконденсатное 1966 свыше 1500 27 (2007) Газпром
Мамонтовское 1965 1900—2500 1400 96 (1986)
20 (2007)
561 (2012) Роснефть
Красноленинская группа (в т. ч. Каменное, Талинское, Ем-Ёговское, Северо-Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское, Лебяжье) 1965 1200 60 (2012) ТНК-BP/Лукойл/Газпром
проект Сахалин-5 до 1500 0 (2008) Роснефть/ТНК-BP
Курмангазы (с Казахстаном) 1100 Роснефть/КазМунайГаз
Ново-Елховское 1000 Татнефть
Повховское 1972 800 105 (2005) 16 (2005) 200 (2012) Лукойл
проект Сахалин-3 700 0 (2008) распределено частично, Роснефть (2007)
Приразломное (ХМАО) 658 23,8 (2016)[1] 70 (2012) Роснефть
Великое 2014 500 Газпром Нефть
Южное Хыльчую 1981 490 Лукойл
Туймазинское 1937 1000—1700 480 2,5 (2004) 300 (1983) Башнефть
Северо-Рогожниковское 430 100 (2011) Сургутнефтегаз
Бавлинское Татнефть
Русское газонефтяное 1968 400 Газпром
Арланское 1955 400 Башнефть
Астраханское газоконденсатное 1976 400 Газпром
Северо-Долгинское 350 не распределено (2007)
Вать-Еганское 1971
325 180 (2005) 22,5 (2005) 190 (2012) Лукойл
проект Сахалин-1 (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги) 307 ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO
Нижнечутинское 273 Timan Oil & Gas
Ванкорское 260 Роснефть
Южно-Долгинское 260 Лукойл
Тевлинско-Русскинское 1981 250 140 (2005) 31 (2005) 170 (2012) Лукойл
Юрубчено-Тохомское 1982 240 Роснефть
Усинское 1963 236 80 (2005) 5,8 (2005) Лукойл
Южно-Ягунское 1978
222 104 (2005) 12 (2005) Лукойл
Имени Владимира Филановского[2] 2005
220 0 (2009) Лукойл
Верхнечонское 1978
202 22,5 (2014) 7 (2014) ТНК-BP/Роснефть
Имилорское 1981 193 Лукойл
Среднеботуобинское 1970 134 (нефть), 155 млрд м³ (природного газа) 3,53 (2006) 166 млн тонн нефти и конденсата и 180 млрд м³ газа [3](2016) ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», АО «РНГ», ОАО «АЛРОСА-Газ»
Покачёвское 1970 185 50 (2005) 9,3 (2005) Лукойл
проект Сахалин-2 182 10 (2008) Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi
Западно-Матвеевское 180 Лукойл
Савостьяновское 2010 160 Роснефть
Харьягинское 1970 160 130 (2005) 7,5 (2005) Лукойл
Спорышевское 1993 151 54,6 (2007) Газпромнефть
Малобалыкское 1962 150 30 (2011)
24,6 (2016)[1]
100 (2012) Роснефть
Лодочное 1985 1680—2890 130 Самотлорнефтегаз
Ярегское вязконефтяное 130 1,3 (2001) Лукойл
Возейское 127 30 (2005) 2,9 (2005) Лукойл
Урьевское 119 42 (2005) 5,3 (2005) Лукойл
Ковыктинское 115 Газпром
Талаканское нефтегазовое 105 4 (2008) Сургутнефтегаз
Ишимбайское 100 0 Башнефть
Усть-Балыкское 100 Роснефть
Южно-Сургутское 100 Сургутнефтегаз
Западно-Сургутское 100 Сургутнефтегаз
Грозненские (Гудермесское, Малгобек-Горское, Старогрозненское, Новогрозненское 100 Роснефть
Комсомольское нефтегазоконденсатное 81 5,4 (2007) Роснефть
Имени Юрия Корчагина[2] 2000 80 0 (2008) Лукойл
Северо-Покачёвское 76 2,4 (2009) Лукойл
Ракушечное[2] 2001 0 Лукойл
170-й км (Каспий)[2] 2001 0 Лукойл
Холмогорское 70 Газпром нефть
Чаяндинское нефтегазоконденсатное 68 Газпром
Дружное 63 20 (2005) 3,8 (2005) Лукойл
Ангаро-Ленское газовоконденсатное 62 Газпром
Нивагальское 61 45 (2005) 3,5 (2005) Лукойл
Нонг-Еганское 57 28 (2005) 4,2 (2005) Лукойл
Хвалынское нефтегазоконденсатное[2] 2000 53 0 (2009) Лукойл
Когалымское 53 30 (2005) 6,7 (2005) Лукойл
Памятно-Сасовское 52 23 (2005) 6,9 (2005) Лукойл
Южно-Тамбейское газоконденсатное 50 0 (2008) Ямал СПГ
Сарматское нефтегазоконденсатное[2] имени Ю.Кувыкина 2003 50 0 (2009) Лукойл
Приразломное 70 Газпром нефть
Уньвинское 43 20 (2005) 3,2 (2005) Лукойл
Еты-Пуровское 40 Газпром нефть
Тазовское 40 Газпром
Юрчукское 37 0,9 Лукойл
Ключевое 36 18 (2005) 4 (2005) Лукойл
Западно-Малобалыкское 35 4,1 (2009) РуссНефть
Утреннее (Салмановское) газоконденсатнонефтяное 34 0 (2008) не распределено (2008)
Верх-Тарское 32 3,7 (2005) ТНК-BP
Штокмановское газовое 31 Газпром
Ямбургское 30 Газпром
Лугинецкое 27 Роснефть
Южно-Шапкинское 23 20 (2005) 4,1 (2005) Лукойл
Кравцовское 21 1,5 (2005) Лукойл
Марковское 20 Иркутская НК
Тэдинское 16 14 (2005) 2,4 (2005) Лукойл
Ярактинское 15 УстьКутНефтегаз
Кочевское 14 11 (2005) 2,9 (2005) Лукойл
Средне-Хулымское 13 9 (2005) 3,0 (2005) Лукойл
Бованенковское 10 Газпром
Лонг-Юганское 10 Лукойл
Пашшорское 1975 10 2,0 (2010) Лукойл
Южно-Русское 6 Газпром/BASF
Южно-Ляминское 2009 2895—2930 2,3 (2009) Сургутнефтегаз
Варьеганское газонефтяное месторождение
Верхне-Шапшинское нефтяное месторождение
Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение
Вынгаяхинское газонефтяное месторождение
Жирновское нефтегазовое месторождение
Западно-Мессояхское нефтегазовое месторождение ТНК-ВР, Газпромнефть
Западно-Ракушечное нефтяное месторождение 2008 Каспийская нефтяная компания (Роснефть, Лукойл, Газпром)
Западно-Тэбукское нефтяное месторождение
Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение 1965 Газпром добыча Ямбург
Карпёнское нефтегазоконденсатное месторождение
Коробковское нефтегазовое месторождение
Крайнее нефтяное месторождение
Куюмбинское нефтяное месторождение ТНК-ВР, Газпромнефть
Лаявожское нефтегазоконденсатное месторождение
Луцеяхское 2011
Лыдушорское 1990 ООО «НК Северное сияние»
Мангазейское нефтяное месторождение
Мегионское нефтяное месторождение
Муравленковское нефтяное месторождение
Мухановское нефтяное месторождение
Назымское нефтяное месторождение
Нижне-Шапшинское нефтяное месторождение
Новогоднее нефтяное месторождение
Новоелховское нефтяное месторождение
Пальниковское нефтяное месторождение
Пограничное нефтяное месторождение
Покровское нефтяное месторождение
Русско-Реченское нефтеконденсатное месторождение
Соболевское нефтяное месторождение
Средне-Шапшинское нефтяное месторождение
Сугмутское нефтяное месторождение
Сузунское нефтегазовое месторождение
Суторминское нефтяное месторождение
Тагульское нефтегазоконденсатное месторождение
Тямкинское нефтяное месторождение ТНК-ВР
Урненское нефтяное месторождение ТНК-ВР
Усть-Тегусское нефтяное месторождение ТНК-ВР
Харасавэйское нефтегазоконденсатное месторождение Газпром добыча Надым
Центральное нефтегазоконденсатное месторождение 2008 СП ЦентрКаспнефтегаз (Лукойл, Газпром, Казмунайгаз)
Чекмагушское нефтяное месторождение
Чкаловское (Томская область) 1977 Томскнефть
Шаимское нефтяное месторождение
Шкаповское нефтяное месторождение 1953 1600 − 2100
Южно-Балыкское нефтяное месторождение
Юрхаровское нефтеконденсатное месторождение
Юрьевское нефтяное месторождение
Яро-Яхинское нефтеконденсатное месторождение

«Газпром нефть» ввела в пробную эксплуатацию Игнялинское нефтегазоконденсатное месторождение в Иркутской области

«Газпромнефть-Ангара», дочерняя компания «Газпром нефти», ввела в пробную эксплуатацию Игнялинское нефтегазоконденсатное месторождение в Иркутской области. Первый промышленный приток нефти на расконсервированной разведочной скважине был получен в начале текущего года. Благодаря проведенным работам по восстановлению призабойной зоны пласта скважина работает в режиме фонтанирования с дебитом нефти более 50 тонн в сутки. В настоящее время на Игнялинском месторождении ведется бурение первой горизонтальной эксплуатационной скважины длиной горизонтального ствола до 1000 м.

Месторождения «Газпром нефти» в Восточной Сибири.

Игнялинское нефтегазоконденсатное месторождение находится на одноименном лицензионном участке в Катангском районе Иркутской области. Площадь лицензионного участка составляет 2153 км3. По состоянию на 1 января 2016 года начальные извлекаемые запасы месторождения по категории С1+С2 составляют 65,9 млн тонн нефти, 38,9 млрд кубометров газа. Участок недр характеризуется сложным геологическим строением: отмечается блоковое строение земной коры, выделяются зоны траппового магматизма, внедрения пластовых интрузий (силлы и дайки). Границами блоков являются зоны глубинных разломов. С момента открытия месторождения «Газпромнефть-Ангара» пробурила пять поисково-разведочных скважин и провела 3D сейсморазведочные и электроразведочные работы на площади 1200 кв. км.

«Игнялинское месторождение — важная часть Чонского проекта, который объединяет перспективные геологоразведочные активы „Газпром нефти“ в Восточной Сибири. Последовательное развитие этого проекта является важной частью работы нашей компании по достижению стратегических целей в 2020 и 2025 годах. В текущем году мы продолжим бурение на Игнялинском месторождении, что позволит получить новую геологическую информацию о продуктивных горизонтах», — сказал директор дирекции по геологоразведочным работам и развитию ресурсной базы «Газпром нефти» Алексей Вашкевич.

Справка

ООО «Газпромнефть-Ангара» владеет тремя лицензиями на освоение лицензионных участков в Восточной Сибири: Игнялинского, Вакунайского в Иркутской области и Тымпучиканского в Республике Саха (Якутия). Участки значительно удалены от действующей инфраструктуры, доставка специалистов и технических средств осуществляется по зимним автодорогам и воздушным транспортом. Несмотря на автономность и сложные геологические условия Восточно-Сибирской платформы, «Газпромнефть-Ангара» выполняет все принятые лицензионные обязательства и успешно добивается роста запасов углеводородов, как основного показателя успешности проводимых поисково-разведочных работ.

  • Фотогалерея «Разведка и добыча»:



Смотрите также

Описание: