Яндекс цитирования
Яндекс.Метрика

Город Сорочинск


Другие статьи о Сорочинске:
"Минеральные места" Сорочинска
Минералы Сорочинска

Карта Сорочинска Сорочинск на карте Оренбургской области.

Город (районный центр) Сорочинск Оренбургской области - мой родной и самый любимый город.

Сорочинск расположен в Предуралье, на левом берегу реки Самара (приток Волги), в 170 км к северо-западу от Оренбурга.
В древнейшие времена Оренбургская, Самарская и Ульяновская области были дном моря. Поэтому на их территории можно найти множество различных окаменелостей. В Самарской и Ульяновской областях они встречаются в известняках - осадочных породах, типично морских.

Но в Сорочинске нет известняков, а есть множество халцедонов, кремнистых пород. И вот в них и встречаются окаменелости. Почему здесь нет, как в Самарской и Ульяновской областях, известняков? Возможно, из-за влияния Уральских гор, ведь окрестности Сорочинска - самое начало предгорий Урала.

В окрестностях города Сорочинск находятся два карьера: Войковский (около села Войково) и "Маяк". В них добывается щебень. В нем и встречаются окаменелости.

Вид с карьера Маяк на Сорочинск Вид (фото) с карьера "Маяк" на Сорочинск.

Фото с Войковского карьера. Автор: Логинов Р. А. Фото с Войковского карьера. Автор: Логинов Р. А.

Фото с Войковского карьера. Автор: Логинов Р. А. Фото с Войковского карьера. Автор: Логинов Р. А.

Фото с Войковского карьера. Автор: Логинов Р. А. Фото с Войковского карьера. Автор: Логинов Р. А.

На реке Самара можно отыскать раковины двустворчатых моллюсков с речным жемчугом.

Река Самара в Сорочинске Фото Реки Самара.

Около Сорочинска есть нефтяное месторождение "Родинское". А в Сорочинском районе находится очень крупное Сорочинско-Никольское нефтяное месторождение.
Сорочинск - это город нефтяников. Поэтому на гербе Сорочинска в центре изображена нефтяная вышка.

СОРОЧИНСКО-НИКОЛЬСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Месторождение является многопластовым и многокупольным . Промышленная нефтеносность выявлена в пластах О2, О3, О4, 05, О5в, 06 окского надгоризонта, Б2, Б2-1 ,бобриковского горизонта, Т1, Т2, Т2-1 турнейского яруса.

Месторождение введено в разработку в 1967 г. Выделено 5 самостоятельных объектов: О3, О4, Б2+Б2-1, Т1, Т2+Т2-1 Остальные залежи рассматриваются как возвратные объекты. Основным по запасам является пласт Т), с которым связано 40,7% запасов нефти месторождения, распределение извлекаемых запасов по остальным объектам следующее: Б1, + Б2-1, - 31 2%- О4 -19.2%; О, - 6.0%; Т2 + Т2-1, - 1,3%, в возвратных объектах сосредоточено 1,6% запасов.

Объект 1 (пласт О3) представлен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта составляет 11,9%, проницаемость - 0,023 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 3,0 мПа . с. Данные по первому объекту приводятся совместно с возвратными 02, 05б, О5в, О6 . Объект разрабатывается 20 добывающими скважинами без поддержания пластового давления. Из него добыто 192,26 тыс. т нефти, степень выработки начальных извлекаемых запасов -5,1% при обводненности продукции - 28,1%. Отмечается превышение фактических показателей разработки над проектными. Основной причиной этого является большой (на 9-17 единиц) фонд добывающих скважин, а также более высокий средний дебит по нефти.

Объект 2 (пласт 04) сложен карбонатными породами. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость равна 18,9%, проницаемость - 0,095 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 6,93 мПа.с. Пласт 04 разрабатывается 99 добывающими и 27 нагнетательными скважинами. Система заводнения - очаговая в сочетании с приконтурной. Из залежи извлечено 3288,4 тыс. т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи - 0,144, пень выработки извлекаемых запасов - 34,55%, обводненность продукции - 27,9%. Сопоставление фактических и проектных показателей разработки показало, процесс идет с превышением первых над вторыми 1 меньшем (на 19-31 единиц) фонде добывающих скважин. Это объясняется более высокими фактически дебитами скважин по нефти и жидкости при более низкой обводненности продукции (на 5-12%). Фактическая годовая закачка воды в пласт превышает проекта на 4,9 тыс. м3, а накопленная - на 6,3 тыс. м3.

Объект 3 (пласты Б2 + Б2-1,) представлен терригенными отложениями. Залежь - пластового типа. Пористость пласта составляет 16,7%, проницаемость - 0,5 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,86 мПа Объект разрабатывается 49 добывающими скважинам система заводнения не освоена. Из пластов добыто 8856 тыс. т нефти, коэффициент нефтеотдачи - 0,333, степень выработки начальных извлекаемых запасов - 57,3%, обводненность продукции - 73,6%. Разработка объекта ведется с отставанием от проектных показателей: действующий фонд добывающих скважин меньше проектного на 23-27 единиц, отсутствует закачка воды в пласт, что привело к снижению дебита по жидкости на 9,3 т/сут.

Объект 4 (Т,) представлен карбонатными отложениями. Залежь - массивно-пластового типа. Пористость пласта равна 12%, проницаемость - 0,070 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,7 мПа.с.1 разработка объекта осуществляется 89 добывающими и 52 нагнетательными скважинами. Система заводнения очаговая в сочетании с приконтурной. Из пласта добыто 15722,6 тыс. т нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,384, степень выработки извлекаемых запсов - 77,8%, обводненность продукции - 75,7%. разработка объекта отстает от запроектированных показателей: фактическая добыча нефти за последние 3 года ниже проектной на 11,7 - 48 тыс. т, хотя средний практичсский дебит нефти выше проектного на 3,6 т/сут., обводненйость - ниже на 5%. Основной причиной отставания от проекта является дефицит действующих добывающих скважин на 36-51 единиц. Фонд нагнетальных скважин находится практически на проектном ровне, однако фактическая годовая закачка была ниже прокатной на 74-383 тыс. м3, при этом текущая компенсация составила 133,1%, суммарная - 106%.