Cтраница 1
Усинское нефтяное месторождение ( открыто в 1963 г., эксплуатируется с 1972 г.) приурочено к одноименной антиклинальной структуре, расположенной на юго-восточном окончании Колвинского мегавала. [1]
Усинское нефтяное месторождение ( рис. 38 и 39) расположено в Усинском районе республики Коми в 115 км к северу от г. Печоры. Открыто в 1963 г., разрабатывается с 1973 г. Приурочено к одноименной структуре, расположенной в южной наиболее приподнятой части Колвинского мегавала - обширной зоны неф-тегазонакопления, в пределах которой выявлены такие крупные месторождения нефти, какВозейское, Харьягинское, Южно-Хыль - чуюсское с широким стратиграфическим диапазоном нефтеносности от нижнего девона до триаса. [2]
На Усинском нефтяном месторождении ( рис. 1.8) залежь значительных размеров приурочена к высокопористо-проницаемым карбонатам пермско-каменноугольного возраста. [3]
Колва Пармо-Карбо - новой залежи Усинского нефтяного месторождения. Предполагаемый объем инвестиций составляет более 220 млн. долл. [4]
В 1963 г. в пределах Колвинского мегавала выявлено первое на севере провинции Усинское нефтяное месторождение. [5]
Денисовская впадина протягивается более чем на 400 км от побережья Печорского моря в юго-восточном направлении до широты Усинского нефтяного месторождения, где она постепенно переходит в значительно более погруженную Болыпесынинскую впадину. На востоке Денисовская впадина ограничена структурами Колвинского вала. Общая ширина впадины колеблется от 50 км на юге до 100 - 150 км на северо-западе. В северо-западной части впадины выделяется Шапкино-Юрьяхинский вал протяженностью более 180 км при ширине 7 - 15 км. В пределах вала установлена нефтегазоносность пермских отложений па Василковской, Ванейвисской, Шапкин-ской, Южно-Шапкинской площадях. Газоносность триасовых отложений установлена на Южно-Шапкинской площади. На Верхне-Грубешорской площади из отложений девона ( интервал 3880 - 3996 м) получена легкая педонасыщенная газом нефть. [6]
Принципиальное отличие методов ИДТВ и ИДТВ ( П), внедренных в Удмуртии, от технологии циклического теплового воздействия на Усинском нефтяном месторождении и аналогов за рубежом заключается в том, что в технологиях ИДТВ и ИДТВ ( П) закачка теплоносителя и холодной воды осуществляется в строго расчетных количествах теплоносителя и холодной воды для каждого цикла с созданием в нефтяном пласте так называемой эффективной температуры, которая для каждого месторождения своя. [7]
В настоящей работе приведены результаты статистического анализа отработки долот двух типоразмеров - 295 МГ ( тип 01) и 215 9 СЗГВШ ( тип 02) в карбонатных породах нижнепермских, каменноугольных и верхнедевонских отложений Усинского нефтяного месторождения. [8]
Чтобы дать правильные рекомендации по учету неньютоновских свойств в гидродинамических расчетах процесса разработки, необходимо экспериментальное изучение реологии пластовых нефтей. С этой целью были проведены исследования двух проб нефтей Усинского нефтяного месторождения Коми АССР из отложений среднего девона и пермо-карбонового горизонта. [9]
Чтобы дать правильные рекомендации по учету неньютоновских свойств в гидродинамических расчетах процесса разработки, необходимо экспериментальное изучение реологии пластовых нефтей. С этой целью нами были исследованы пробы нефтей из двух скважин Усинского нефтяного месторождения Коми АССР. Реологические исследования проводились на установке конструкции УНИ [1], которая позволяет смоделировать процесс фильтрации нефти при пластовых давлениях и температурах. Исследовавшиеся нефти резко отличаются как по химическому составу, так и по геологическим условиям в пластах. [10]