Мегионское месторождение

Cтраница 1

Мегионское месторождение, открытое в 1961 г., находится в пределах Нижневартовского свода на Мегионском валу, представляет собой несколько асимметричную складку почти меридионального простирания. В сводовой части складка осложнена локальными куполовидными поднятиями. [1]

Мегионское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской низменности на территории Нижне-Вартовского района. Основной продуктивный горизонт Мегионского месторождения - пласт БУШ валанжинского яруса нижнего мела - литологи-чески представлен песчаниками мелко - и среднезернистыми. [2]

Мегионское месторождение вступило в промышленную разработку в апреле 1965 г. Согласно технологической схеме разработки должно быть пробурено 200 скважин, в том числе 114 нефтяных, 42 нагнетательных, 10 пьезометрических и 34 резервных. Разбури-вание месторождения ведется в основном в наиболее продуктивной центральной части и в северо-восточной части законтурной зоны Южного поднятия. [3]

Объект разработки Мегионского месторождения - пласт Буш. В 1966 г. из месторождения добыто 347 тыс. т нефти и 2 тыс. м3 воды, или 506 тыс. м3 жидкости в пластовых условиях. [4]

Исследованные нефти Мегионского месторождения валанжин-ского и юрского горизонтов различаются по содержанию серы и смолистых веществ. [5]

Анализ процесса разработки Мегионского месторождения начинается с построения карт нефтеносных площадей отдельных горизонтов, структурной карты по кровле и подошве горизонта, карты эффективной нефтенасыщенной мощности, геологических профилей, сопоставления разрезов по ряду скважин рассматриваемого горизонта. [6]

В заключение анализа процесса разработки Мегионского месторождения приводятся извлекаемые запасы нефти по категориям, отобранные запасы от них ( в %), границы распространения залежи нефти по структурам, значения средневзвешенной ( по площади) эффективной мощности горизонта, физико-химические свойства нефти продуктивного горизонта, изменение пластового давления, средний коэффициент проницаемости, пористость, нефте-насыщенность, вязкость, газосодержание и плотность нефти, приемистость нагнетательных скважин и устьевые давления. [7]

В апреле 1961 г. с открытием Мегионского месторождения была доказана промышленная нефтеносность мощной осадочной толщи мелового возраста. Вскоре было открыто крупнейшее Усть-Балык - ское месторождение, в котором нефтеносными оказались несколько пластов также в меловых отложениях. [8]

Нами определена корреляционная функция для параметров пласта БВУШ Мегионского месторождения. [9]

Продуктивный пласт БВ8 является основным объектом промышленной разработки на Мегионском месторождении. Цементирующая масса песчаников сложена глинистым ( железистый хлорит с примесью гидрослюды), реже карбонатным, кварцевым и полевошпатовым материалами. Тип цементации в основном пленочный и крусти-фикационный, реже неполно-поровый и контактовый. [10]

Для сравнительной оценки эффективности применения внутритрубопроводной деэмульсации проведены исследования на Мегионском месторождении. [11]

Решение данной задачи осуществлялось совместно с Л. Ф. Дементьевым на примере залежи пласта БВ8 Мегионского месторождения Западной Сибири. При изучении залежи пласта БВ8 были установлены исходные геологопромысловые параметры и число скважин, по которым они получены. Значения параметра, попадающие в один интервал; считались нами практически одинаковыми. [12]

На основании петрографического изучения результатов моделирования в начальной водонасыщенности полимиктовых песчаников продуктивного пласта БВ8 Мегионского месторождения доказано, что основными влагоемкими компонентами в них являются тонкодисперсный глинистый цемент, обломки эффузивов, глинистых пород и чешуйки слюд. Частицы сильно измененных полевых шпатов не играют заметной роли в увеличении их водонасыщенности. [13]

Таким образом, на основании петрографического изучения результатов моделирования начальной врдонасыщенности по-лимиктовых песчаников продуктивного пласта БВа Мегионского месторождения можно сделать вывод о том, что основными влагоемкими компонентами в них являются тонкодисперсный глинистый цемент, обломки эффузивов, глинистых пород и чешуйки слюд. [14]

Зависимость плотности пластовой нефти Усть-Балыкского месторождения от давления при температуре 20 С. [15]

Страницы: 1 2 3