Общие сведения о месторождении

Самодуровское месторождение расположено в пределах Пономаревского района Оренбургской области, в 8км от районного центра с. Пономаревка. Ближайшим административным центром является г. Абдулино. Наиболее крупным населенным пунктом является райцентр Пономаревка, село Воздвиженка, Семеновка и др. В районе слабо развита сеть грунтовых дорог, по которым в дождливое время года передвижение автотранспорта затруднено.

Климат района континентальный, характеризуется коротким жарким летом и холодной умеренной зимой.

Самодуровское месторождение по особенности геологического строения выявленных залежей нефти и газа, связанные с неоднородными песчаными и карбонатными коллекторами может быть отнесено к категории сложного строения. На Самодуровской площади глубокое разведочное бурение было начато в 1974 году и окончено в 1980 году. Всего было пробурено 15 скважин из них 7 скважин вскрыли отложения нижнего карбона и 8 отложения девона. Были выявлены залежи нефти в пластах Т1 турнейского яруса, Б2 бобриковского горизонта, Дф фаменского яруса и Р0+1 пагийского горизонта, а также пласты ЗЛ1 и ЗЛ2 фаменского яруса. По мере разбуривания и освоения разведочных и эксплуатационных скважин были получены промышленные притоки нефти в выше перечисленных пластах. В настоящее время на Самодуровском месторождении бурение полностью завершено. Полученные данные позволяют представить достаточно полную геолого-литологическую характеристику вскрытого разреза и геологического строения залежей.

В орогидрографическом отношении описываемая территория расположена в степной зоне Оренбургского Предуралья на водораздельном пространстве рек Б. Кинель, Садак и Дема.

Основные формы рельефа района представлены широко развитой овражной сетью приуроченной к долинам рек.

Долины рек имеют ассиметричное строение с крутым левым и пологим правым берегами, поймы рек нередко заболочены.

Большая часть ландшафта территории района месторождения занята пашнями и пастбищами.

Снабжение электроэнергией производиться от существующей подстанции 35/110 кВ, расположенной на месторождении.

В геологическом строении месторождения принимает участие отложения бавлинской серии, среднего и верхнего девона, каменноугольной, пермской и четвертичной систем.

Породы бавлинской серии вскрыты тремя скважинами и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Максимально вскрытая толщина – 50м.

Разрез девона начинается такатинским горизонтом эйфельского яруса. Он представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов толщиной 15-23 м.

Выше залегают карбонатные отложения койвенского и бийского горизонта. Суммарная толщина изменяется от 10-21 м. Живетский ярус представлен афонининским и старооскольским горизонтоми. Афонинский горизонт сложен известняками плотными с прослоями аргиллитов, часто битуминозных. Старооскольский горизонт подразделяется на воробьевские, ардатовские, и муллинские слои. Толщина воробьевских слоев 15-21 м, ардатовских — 44-60 м и муллинских —10-20 м. Средняя толщина отложений среднего девона 156 м.

В основании верхнего девона в пашийском горизонте залегают пласты Д1 и Д0 сложенные песчаниками, глинами, алевролитами. Толщина пласта Д1 колеблется от 3-20 м, Д0 — 0,6-8,4 м. В гипсометрически высоких скважинах эти пласты нефтенасыщены. Выше залегают глинистые складки, кыновского горизонта с прослоями известняка 13-18 м. Еще выше карбонатные отложения саргаевского, семилукского и бурегско-ливенского горизонтов фаменского яруса верхнего девона. Литологически они представлены известняками различной степени заглинизированными.

Воробьевские слои представлены тремя пачками нижней терригенной, средней карбонатной и верхней терригенной. Нижняя пачка сложена аргиллитами, реже глинистыми песчаниками. Толщина пачки от 3 до 5 метров. Средняя карбонатная пачка представлена известняками, завершает разрез терригенная пачка Воробьевских слоев. Общая толщина Воробьевских слоев 15-21 м.

Ардатовские слои делятся на такие же пачки. Нижняя сложена алевролитами и глинами. Средняя карбонатная пачка имеет толщину 10-15 м. Верхняя пачка представлена аргиллитами. Общая толщина 44-60 м.

Муллинские слои представлены переслаиванием известняков, аргиллитов, реже алевролитов. В нижней части разреза следится 10-20 м пачка. Средняя толщина отложений среднего девона 156 м.

Выше залегают отложения фаменского яруса верхнего девона толщиной 160-200 м, представленные известняками; породы фаменского яруса содержат нефть. Толщина карбонатных отложений верхнего девона 290-440 м. Отложения верхнего девона перекрываются карбонатными породами турнейского яруса нижнего карбона. В верхней части яруса во всех скважинах прослеживается продуктивный пласт Т₁, максимальной толщины 54 м. Средняя толщина отложений турнейского яруса 175 м.

Выше залегают отложения визейского яруса. Визейский ярус подразделяется на яснополянский подъярус, окский надгоризонт и серпуховский ярус.

Яснополянский подъярус представлен отложениями бобриковского и тульского горизонтов.

Бобриковский горизонт сложен песчаниками кварцевыми, участками заглинизированными, алевролитами и глинами. Песчаники пористые насыщены нефтью. Толщина колеблется от 15 до 23 м. Верхние границы горизонта проводится на подошве Тульских известняков, известных под названием «Тульская плита». Выше залегают известняки, участками глинистые, органогенные с прослоями тонкозернистых доломитов. Вышележащие отложения окского надгоризонта представлены известниками глинистыми, иногда с тонкими прослоями оргилитов. Выше известняки переслаиваются с доломитизированными известняками и доломитами сульфатизированными гипсом и ангидридритом.

Вышележащие отложения окского надгоризонта представлены известняками глинистыми.

Серпуховский ярус завершает нижний отдел каменноугольной системы. Общая толщина отложений нижнего карбона от 490 до 670 м. Литологически он представлен однообразной толщей доломитов трещиноватых, пористых и кавернозных, местами отмечаются тонкие глинистые прослои.

Средний карбон включает отложения башкирского и московского ярусов, в последнем выделяются верейский, каширский, подольский и мячковский горизонты. Весь комплекс (кроме верейского) сложен известняками и доломитами. Верейский горизонт представлен чередованием глин, известняков и доломитов пористых толщиной 17-30 м.

Выше по разрезу следует однообразная толща известняков и доломитов верхнего карбона, толщиной 182-230 м. Отложения среднего, а также верхнего карбона залежей нефти не содержит. Пермские отложения представлены нижним и верхним отделами. Сложена чередованием известняков, доломитов, ангидритов ассельского, сакмарского, и артинского ярусов. Толщина этих отложений от 160 до 244 м. Выше залегают отложения кунгурского яруса, которые представлены толщей сульфатно-галогенных и карбонатных пород, толщина от 195 до 230 м. Нижняя часть яруса (Филипповский горизонт) сложена доломитами с прослоями голубовато-серых ангидритов, а верхняя (Иреньский горизонт) гидрохимическими осадками, представленными переслаиванием пластов каменной соли с пачками ангидритов.

Верхнепермские отложения представлены терригенно-карбонатными отложениями уфимского яруса (127-213 м), сульфатно-галогенными породами казанского яруса (75-85 м), терригенными породами татарского яруса и (75-85м.).

В составе казанского яруса выделяются калиновская, гидрохимическая и сосновская свиты.

Калиновская свита сложена глинами с прослоями доломитов и мергелей, толщина 20-80 м.

Разрез гидрохимической свиты представлен ангидритами, с прослоями карбонатной соли, толщина 30-50 м.

Сосновская свита и переходная толща сложены чередованием известняков доломитов и глин, мергелей, иногда алевролитов. Толщина отложений сосновской свиты 65-110 м.

Сокская свита татарского яруса завершает разрез верхней нормы и представлена переслаиванием глин и алевролитов с прослоями песчаников, мергелей, серых известняков. Толщина отложений 75-85 м.

Четвертичные отложения распространены по всей площади месторождения и сложены амновиальными суглинками, супесями с прослоями глин и песков. Общая толщина четвертичных отложений 2-3 м, в пойме рек до 18 м.

В региональном отношении Самодуровское месторождение расположено в крайней восточной части Большекинельского вала в пределах южного бора и древней Серноводско - Абдулинской впадины, выполненной осадками бавлинской серии. Мощность этих осадков по данным региональных геофизических исследований в осевой части впадины (г. Абдулино) определены в 6000 м. Впадина вытянута в субширотном направлении от предуральского краевого прогиба на востоке (в Башкирии и востоке Оренбургской обл.) до Пограничного месторождения на западе (Ульяновская обл.). Южный борт Серноводско - Абдулинской впадины в отложениях палеозоя трассируется вдоль южного крутого крыла Большекинельской флексуры которая на крайнем Северо-востоке Оренбургской области переходит в моноклинальный склон Восточно – Оренбургского валообразного выступа.

Большекинельский вал представляет собой сквозную линейную структуру II порядка приразломного типа, прослеживаемую по всем маркирующим горизонтам палеозоя (от терригенного девона до верхнепермских отложений). Осложняющие его локальные структуры, колесообразно сочленяясь друг с другом, образуют целую систему укороченных валов, расчлененных поперечными глубинными разломами. В пределах каждого такого укороченного вала, как правило, выделяются ассиметричные брахиантиклинальные поднятия с крутым южным (5-80) и пологим северным (0030”-0040”) крыльями. Крутое южное крыло такого поднятия одновременно является фрагментом Большекинельской флексуры.

В восточной части Большекинельского вала по всем основным маркирующим горизонтам палеозоя выделяется три таких укороченных вала – блока, осложненных системой локальных поднятий, с которыми связаны нефтяные залежи Ефремо – Зыковского, Самодуровского, Пономаревского месторождений.

Тектоническое строение Самодуровского месторождения по поверхности кристаллического фундамента и бавлинских отложений принято по материалам сейсморазведки (отражающие горизонты «А» и «Д2»), а по маркирующим горизонтам палеозоя по данным глубинного разведочного и эксплуатационного бурения.

По отраженному горизонту «А», сопоставляемому с поверхностью кристаллического фундамента, территорией месторождения и, прилегающих к нему участков подразделяется на два структурных элемента: на приподнятую северо-восточную и опущенную юго-западную между собой они разделены флексурообразным прогибом северо-западного простирания, на севере-западного которого выделяется обширный структурный нос. Самодуровскому месторождению в плане соответствуют локальный выступ фундамента, оконтуренный изогипсой минус 3000 м. в районе скважин 122-186. Размеры его 3х1,7 км, апмпитуда около 100 м. К востоку от этого выступа трасисруется меридиальный прогиб амплитудой более 300 м, отделяющий Самодуровский выступ от Пономаревского.

По отражающему горизонту «Д», условию сопоставляющему с поверхностью бавлинских отложений, свод Самодуровского поднятия смещен в северном направлении, а в районах скважин №122 четко картируется флексурообразным южное крыло Большекинельского вала северо-западного простирания. Вдоль этого крыла четко выделяется два ступенеобразно погружающиеся структурные террасы, осложненными поднятиями. Размеры последнего по замкнутой изогипсе минус 2225 м 5х1,8 км, амплитуда около 25-40 м.

К северу от Самодуровского выделяется Семеновское поднятие северо-восточного простирания, размеры его по замкнутой изогипсе минус 2225 м 4х1,3, амплитуда около 25 м.

По данным бурения разведочных и эксплуатационных скважин по кровле пашийского горизонта Самодуровского поднятия с крупным южным крылом выделяется довольно четко, амплитуда его достигает 224 м (по линии скважин 122-419). Простирание поднятия широтное. Размеры его по замкнутой изогипсе минус 2070 м. 5,7 на 2,5 км, амплитуды 40м. На северном Самодуровском поднятии по материалам бурения трех скважин (123, 192, 198) выделяется Семеновский купол, оконтуриваемый изогипсой минус 2070 м. Его размеры 2,8х1,8 км., амплитуда – 18м.

По кровле фаменского яруса конфигурация Самодуровского и Семеновского поднятий идентичны их рисунку по пашийскому горизонту.

Зафиксированная амплитуда крутого южного крыла в районе западной переклинали Самодуровского поднятия достигает 137м. (скв 199-661), а в центральной его части –116м. (скв 122-432). Размеры Самодуровского поднятия вместе с небольшим по замкнутой изогипсе минус 1730м. равны 6х3,5км., а амплитуда –45м., а Семеновского поднятия 2,6х1,3км и 6 м. соответственно.

Еще более четко прослеживается контур Самодуровского поднятия по кровле турнейского яруса. Амплитуда южного купола Большекинельской флексуры в районе скважин 199-32, (на западной переклинали структуры)-94м, а в районе скважин 122-604 (в центральной части структуры) –99м.

Размеры Самодуровского поднятия вместе с небольшим Северным куполом в районе скважин 126-128 по замкнутой изогипсе минус 1590 м. и составляют 7,5х3,5 км, а амплитуда –52м.

Размеры семеновского купола по замкнутой изогипсе минус 1590 м., и составляет 3х1,8 км, а амплитуда – 1,7 м.

Конфигурация Самодуровского месторождения по кровле башкирского яруса среднего карбона в целом соответствует его строению по надлежащим маркирующим горизонтам, отличается лишь более резкая расчлененность его сводовой части, где выделяются несколько более мелких вершин и разделяющих их узких, но сравнительно «мелких» прогибов.

В целом размеры и амплитуда Самодуровского поднятия остаются близким таковым по кровле турнейского яруса т.е. 7,5 на 5,7 км и 57м (по замкнутой изогипсе меньше 1100 м.). Размеры и амплитуда Семеновского поднятия также близка турнейскому ярусу 2,8х1,9 км и 18м. Зафиксированная амплитуда южного крыла равна 98км (скв. 122-738). По кровле кунгурского яруса сводовая часть Самодуровского поднятия становится еще более расчлененной, в ее пределах появляется значительное число осложняющих его небольших куполков. Главенствующее положение занимает южный купол, вытянутый вдоль крупного южного крыла структуры. Такая конфигурация поднятий связана не только с тектоническим фактором его формирования, но и с элементами неравномерного размыва поверхности отложений кунгурского яруса.

Размеры Самодуровского поднятия по замкнутой изогипсе минус 180м, составляют 5,5х3,5 км, амплитуда около 4м. Зафиксированная амплитуда южного крыла структуры равна 68 м. (по скважинам 122- 644м).

Семеновский купол резко сокращается в размере (0,9х0,5км) и условно выделяется лишь в районе скважины № 192, т.к. его амплитуда менее 10м.

По верхнепермскому структурному плану (кровле калиновской свиты) происходит заметное уменьшение размеров Самодуровского поднятия (4,2х3 км) и его амплитуды – 29м. Морфология сводовой части структуры по прежнему остается мозаичной при сохранении четкой выраженности южной его вершины. Зафиксированная амплитуда южного крыла составляет 68 м (по скважинам 122-644 м). Семеновский купол в отложении калиновской свиты не выделяется.

Таким образом Самодуровское поднятие прослеживается по всем маркирующим горизонтам палеозоя, а в кристаллическом фундаменте ему соответствовал локальный выступ. Все это соответствует о тектонической его природе. Седиментационный и эрозионный факторы сказывались в башкирское, кунгурское и калиновское время, когда в сводовой части поднятия появляется большое число осложняющих и локальных куполов и брахиантиклиналий, разделенных сравнительно неглубокими, но узкими прогибами. Амплитуда крутого южного крыла структуры, отражающая Большекинельскую флексуру, закономерно возрастает сверху вниз с 52-68 м. по отложениям верхней и нижней перми до 224 м. по территориальному девону. Устойчивый рост структуры в сочетании с благоприятными условиями осадконакопления в девонскую и каменноугольную эпохи позволили обеспечить формирование многопластовых залежей нефти как в терригенных, так и карбонатных породах Самодуровского месторождения.

Самодуровское месторождение расположено в центральной части Токско-Кинельского нефтегазоносного района, в пределах Оренбургской нефтегазоносной области Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

Промышленная нефтеносность приурочена к продуктивным пластам Б2 бобриковского, Т1 турнейского яруса и Зл-І и Зл-ІІ заволжского горизонтов нижнего карбона, ДфП1, ДфП2, ДфП3 фаменского яруса, а также Д0 и Д1 пашийского горизонта франского яруса верхнего девона.

Залежь пласта Т1 турнейского яруса содержит наибольшую часть запасов нефти месторождения (66%) и является основным объектом эксплуатации.

Ниже приведена краткая геологическая характеристика всех залежей.

Пласт Б2 бобриковского горизонта. Пласт имеет линзовидный характер строения, замещаясь на плотные алевролиты или глины на западе, севере и юго-востоке.

В связи с широким развитием зон замещения и литологических экранов в различных ее участках граница залежи неровная. На южном крыле поднятия она прослеживается на абс.отметке – 1545м по подошве нефтенасыщенной части пласта в гипсометрически самой низкой скв. 738. На северо-западной периклинали поднятия граница принимается на абс. отметке – 1550м, в районе скважин 401-207-302-411. В районе скв. 212 водонефтяной контакт поднимается до абс. отметке – 1546м. Северо-восточная граница залежи колеблется от абс. отметки – 1544м в районе скв. 416 до минус 1546,5м в районе скв. 403.

Залежь пластовая, литологически экранированная, этаж нефтеносности – 27м, размер залежи 3,3х1,5км.

По степени изученности запасы залежи пласта Б2 отнесены к категории С1.

Пласт Т1 турнейского яруса. Залежь пласта Т1 приурочена к двум куполам – Самодуровскому и Семеновскому. Основная залежь приурочена к Самодуровскому поднятию, на Семеновском куполе имеется небольшая залежь со своим ВНК.

Граница залежи, приуроченной к Самодуровскому поднятию, неровная. По данным ГИС ВНК залежи колеблется в широких пределах от абс. отметки – 1582м (скв. 704) до – 1588,7м (скв. 734). Наиболее высокое положение ВНК отмечается на севере залежи: в скв. 751 нижний перфорированный интервал, из которого была получена безводная нефть – 1569,9-1580,9м.

На юге происходит опускание контакта до абс. отметки – 1584-1585м. (скв. 312, 413, 412, 403). На западной и юго-западной периклинали структуры отмечается дальнейшее погружение ВНК: в скв. 733, 734, 321 по данным ГИС он прослеживается на абс. отметке – 1588,7м, что подтверждается опробованием. В скв. 322 нефтенасыщенность по ГИС отмечается до абс. отметки – 1590,5м. К северу от этой скважины происходит постепенный подъем ВНК: в скв. 721 нефтенасыщение по ГИС отмечается до абс. отметки – 1586,5м. В скв. 196 подошва нефтенасыщенного пропластка по данным ГИС прослеживается на абс. отметке – 1583,5м.

Залежь пластово-сводового типа, размеры залежи 7,2х3,7км, этаж нефтеносности 51м.

По степени изученности запасы отнесены к категории В.

К северу от Самодуровского поднятия выделяется небольшая залежь, приуроченная к Семеновскому куполу. ВНК для этой залежи был принят на абс. отметке – 1576м по подошве нефтенасыщенной части пласта (скв. 198) на северном крыле. На южном крыле купола ВНК принят на абс. отметке – 1573м. (скв. 753).

Залежь неполнопластового типа. Размеры залежи 1,4х0,8км, этаж нефтеносности – 2,5м.

По степени изученности запасы нефти отнесены к категории С1.

Пласт Зл-І заволжского горизонта фаменского яруса.

Зл-І образует залежи в пределах Самодуровского поднятия и Северного купола.

Граница залежи на Самодуровском поднятии принимается на абс. отметке – 1662м по всему контуру, кроме района скв. 403, в которой кровля водоносной части пласта по данным ГИС прослеживается на абс. отметке – 1660,4м.

Залежь нефти пластового сводового типа. Размеры - 4,9х1,2км, этаж нефтеносности – 28м.

По степени изученности запасы нефти пласта Зл-І Самодуровского поднятия отнесены к категории С1.

К северу от Самодуровского поднятия выделяется небольшая залежь в районе скв. 670 (Северный купол). Граница залежи Северного купола принимается на абс. отметке – 1658м (скв. 716, 671, 413). Принятому положению ВНК противоречат данные ГИС и опробования.

Залежь пластово-сводового типа. Размеры – 1,7х0,8км, этаж нефтеносности – 18,6м.

По степени изученности запасы нефти залежи отнесены к категории С2.

Пласт Зл-ІІ заволжского горизонта фаменского яруса. Пласт ЗЛ-приурочены к двум куполам – Самодуровскому и Северному.

На Самодуровском поднятии ВНК залежи принимается на абс. отметке – 1694м по результатам опробования в скв. 701, где из интервала перфорации – 1681,8-1639,6м, был получен приток нефти.

Данные ПГИ в целом подтверждают правомерность принятого положения ВНК. Однако, в связи с неоднородностью строения пласта-коллектора из-за широкого развития плотных прослоев, следует отметить, что граница залежи является неровной. Поэтому ВНК колеблется от абс. отметок – 1694,2м (скв. 632) до 1697,6м (скв. 641).

Залежь пластово-сводового типа. Размеры ее 5,1х1,6км этаж нефтеносности – 30м.

По степени изученности запасы нефти отнесены к категории С1.

К северу от Самодуровского поднятия выделяется залежь нефти, приуроченная к Северному куполу. Граница залежи принимается на абс.отметке – 1690м по данным ГИС. Подошва нефтенасыщенной части пласта в скв. 416 – 1691,7м, в скв. 671 – 1689,6м, в скв. 716 – 1689,4м. Принятое среднее положение ВНК подтверждается опробованием скв. 716 испытателем пластов.

Залежь пластово-сводового типа. Размеры залежи 1,9х1,0км, этаж нефтеносности – 17м.

По степени изученности запасы нефти пласта Зл-ІІ Северного купола отнесены к категории С2.

Пласт ДфІІ1 фаменского яруса. Пласт ДфІІ1 образует литологически экранированную залежь частично на северном крыле (районы скв. 197-202, 660 и 702) Самодуровского поднятия, а также в пределах юго-восточной периклинали Северного купола. Зоны замещения пласта-коллектора на плотные непроницаемые породы в виде шлейфа выделяются в сводовой части Самодуровского поднятия, а также на северо-западной периклинали Северного купола. На западе граница залежи принимается на абс. отметке – 1753м по данным ГИС и опробования скв. 411. Принятое положение ВНК подтверждают результаты опробования скв. 196, 410.

На северо-востоке залежи граница ВНК принята на абс. отметке – 1743м по данным опробования и материалам ГИС по скв. 403 и 416.

Залежь пластовая, литологически экранированная. Размеры – 4,5х1,4км, этаж нефтеносности – 23м.

По степени изученности запасы нефти пласта ДфІІ1 отнесены к категории С1.

Пласт ДфІІ2 фаменского яруса. Залежи нефти пласта ДфІІ2 приурочены к Самодуровскому поднятию и Семеновскому куполу. Граница залежи на Самодуровском поднятии повсеместно, кроме района скв. 661, принимается на абс. отметке – 1758м по совокупности данных ГИС и опробования скв. 649 и 647. В районе скв. 661 пласт нефтенасыщен до абс. отметки 1765,5м, что подтверждается опробованием. Следовательно, ВНК в данном районе опускается примерно на 7м по сравнению с остальной частью залежи.

Залежь пластово-сводового типа. Размеры – 4,9х1,0км, этаж нефтеносности – 33м.

По степени изученности запасы нефти пласта ДфІІ2 оценены по категории В.

Небольшая самостоятельная залежь выделяется к северу от Самодуровского поднятия в районе Северного купола. Граница этой залежи принимается на абс. отметке – 1757,7м по подошве нефтенасыщенной части пласта в скв. 416.

Залежь нефти пластово-сводовая. Размеры залежи – 1,6х0,8км этаж нефтеносности – 12м.

Пласт ДфІІ3 фаменского яруса. Залежи нефти пласта ДфІІ3 приурочены к сводовым участкам Самодуровского поднятия и Северного купола, причем в пределах Самодуровского поднятия залежь разделена на два участка – западный и восточный – зоной замещения пород-коллекторов на плотные непроницаемые породы.

Граница залежи западного участка Самодуровского поднятия принята на абс. отметке – 1757м по скв. 770. Принятое положение ВНК подтверждают результаты опробования скв. 438 и 651.

Залежь западного участка пластового, литологически экранированного типа. Размеры ее 1,2х0,4км, этаж нефтеносности – 14м.

По степени изученности запасы нефти западного участка оценены по категории С1.

Граница залежи пласта ДфІІ3 восточного участка Самодуровского поднятия принимется по подошве гипсометрически самого низкого положения нефтенасыщенной части пласта в скв. 405 на абс. отметке – 1765м, чему не противоречат результаты опробования скв. 653.

Залежь нефти восточного участка пластовая, литологически экранированная. Размеры – 0,9х0,5км, этаж нефтеносности – 12м.

По степени изученности запасы нефти отнесены к категории С1.

Залежь нефти пласта ДфІІ3 в пределах Северного купола выделяется лишь пределах скв. 671. Граница этой залежи принята по подошве нефтенасыщенной части пласта по данным ГИС на абс. отметке – 1756,2м.

Залежь пластового типа. Размеры ее 0,7х0,3км, этаж нефтеносности – 5м.

Запасы нефти пласта ДфІІ3 Северного купола отнесены к категории С1.

Пласт Д0 пашийского горизонта. Граница залежи на Самодуровском поднятии принимается по данным ГИС на абс. отметке – 2055,6м с учетом опробования скв. 424.

Опробование скв. 403 показало наличие зоны замещения пласта-коллектора в районе этой скважины. Более обширная зона замещения установлена на северо-востоке площади в районе скв. 415 на северо-восточной периклинали Самодуровского поднятия и на восточной периклинали Семеновского купола. Результаты опробования по другим скважинам свидетельствуют о пластово-сводовом характере строения залежи.

По степени изученности запасы нефти пласта Д0 оценены по категории В.

Пласт Д1 пашийского горизонта. Залежь нефти пласта Д1 (как и пласт Д0) занимает гипсометрически самую высокую часть Самодуровского поднятия и прилегающую к нему с севера приподнятую территорию в районе скв. 413 и 418.

Граница ВНК залежи принимается условно на абс. отметке – 2056,6м по совокупности данных опробования и ГИС скв. 413 и 412, а также скв. 186. О достоверности принятого значения ВНК свидетельствуют данные ГИС скв. 404, 402, 186, 412.

Залежь нефти пластово-сводового типа. Размеры ее 3,8х1,3км, этаж нефтеносности – 19м.

По степени изученности запасы нефти пласта Д1 отнесены к категории С1

Вновь поступающие на предприятие рабочие или переведенные на работу другой специальности допускаются к самостоятельной работе только после стажировки на рабочем месте по этой специальности.

По окончанию стажировки на рабочем месте специальная комиссия проводит проверку знаний рабочих по охране труда и пожарной безопасности, и при соответствующих знаниях рабочих допускают к самостоятельной работе.

Вводный инструктаж должен предусматривать общие вопросы безопасности, установленные для данного предприятия, правила внутреннего распорядка.

Анализ частоты появления каждого фактора и анализ тяжести от их воздействия. Для оценки степени риска воспользуемся таблицами «Тяжесть последствий» и «Частота появления каждого фактора».

Используя данные таблицы, составим ещё одну таблицу и определим степень риска на производстве, при обслуживании скважин, оборудованных ФА.

Исходя из выше описанного, можно сделать следующий вывод: степень риска при обслуживании скважин, оборудованных ФА, - критическая.

Климат района континентальный, характеризуется коротким жарким летом и холодной умеренной зимой.

Основные формы рельефа района представлены широко развитой овражной сетью приуроченной к долинам рек.

Большая часть ландшафта территории района месторождения занята пашнями и пастбищами.

Снабжение электроэнергией производиться от существующей подстанции 35/110 кВ, расположенной на месторождении.

Яснополянский подъярус представлен отложениями бобриковского и тульского горизонтов.

Вышележащие отложения окского надгоризонта предст<

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: