Месторождение - самарская лука
Cтраница 1
 |
Схема разработки яснополянского надгоризонта Полазнинского месторождения ( по данным объединения Пермнефть. [1] |
Месторождения Самарской Луки имеют много общего между собою в геологическом строении и физико-гидродинамических условиях. [2]
По данным разработки месторождений Самарской Луки показано [36], что нефтеотдача физически не зависит от скорости вытеснения. Согласно [20] нефть из этих залежей вытеснялась при незначительной активности капиллярных сил ( высокая проницаемость, значительная однородность строения, пониженная смачиваемость коллектора), что и приводит к независимости нефтеотдачи от скорости вытеснения в этих условиях. При анализе разработки отдельных участков Туймазинского месторождения было установлено. Подобную зависимость исследователи объясняют небольшой начальной водонасыщен-ностью девонских песчаников Туймазинского месторождения ( 4 - 12 %), при которой их можно считать преимущественно смачиваемыми нефтью, а также тем, что с увеличением скорости вытеснения в условиях повышенной неоднородности коллектора может снижаться отрицательное действие капиллярных сил. Аналогичные результаты получены по пласту Дт Серафимовского месторождения. В работе [ 82J по данным разработки месторождений Башкирии на поздней стадии делается вывод о том, что эксплуатация скважин со снижающейся во времени депрессией на пласт ведет к постепенному отключению пропластков с меньшей проницаемостью, к ускоренному обводнению скважин и оставлению нефти в залежи. [3]
По данным эксплуатации ряда месторождений Самарской Луки, законченных разработкой, нефтеотдача практически не зависит от темпов отбора жидкости из пласта. Зольное сложен породами с проницаемостью около 2Д) и сравнительной однородностью коллекторских свойств. [4]
Наглядным примером этому служат данные исследований по месторождениям Самарской Луки. По ряду месторождений Самарской Луки были построены карты толщин терригенных отложений от кровли турнейского яруса до подошвы репера N, карты эффективных толщ пласта Б1 2, а также карты содержания песчанистой фракции размером более 0 25 мм и равной проницаемости. Анализ этих карт показал, что зоны повышенных и пониженных общих и эффективных толщин имеют полосообразное распространение, совпадающее в плане. Они отражают направления сноса терригенного материала в рассматриваемое геологическое время. [5]
 |
Треугольная диаграмма тройной системы метав - н-буган - декан при температуре 71 С. [6] |
Такой вывод подтверждается, например, результатами разработки ряда месторождений Самарской Луки, эксплуатация которых проводилась в разные периоды с неодинаковыми темпами отбора нефти из залежи. Воды этих месторождений представляют собой концентрированные растворы хлоридов, которые в пластовых условиях обладают смачиваемостью, близкой к нейтральной. Следует, однако, иметь в виду, что упомянутые результаты наблюдаются в условиях залежей, приуроченных к породам с повышенной проницаемостью и сравнительно однородным по физическим свойствам. [7]
На рис. 7 приводятся характеристики вытеснения по ряду нефтяных залежей месторождений Самарской Луки, построенные по фактическим данным. Начальный участок приведенных кривых представлен прямой линией - это период безводной эксплуатации залежи, причем при высокой вязкости нефти период безводной эксплуатации очень мал. [8]
Аналогичная зависимость получен и по данным фактических характеристик вытеснения, построенных по результатам эксплуатации месторождений Самарской Луки. [9]
Наглядным примером этому служат данные исследований по месторождениям Самарской Луки. По ряду месторождений Самарской Луки были построены карты толщин терригенных отложений от кровли турнейского яруса до подошвы репера N, карты эффективных толщ пласта Б1 2, а также карты содержания песчанистой фракции размером более 0 25 мм и равной проницаемости. Анализ этих карт показал, что зоны повышенных и пониженных общих и эффективных толщин имеют полосообразное распространение, совпадающее в плане. Они отражают направления сноса терригенного материала в рассматриваемое геологическое время. [10]
Наиболее наглядно представление о влиянии вязкости нефти на показатели заводнения в реальных условиях разработки нефтяных залежей и сравнение фактической степени влияния с расчетной можно получить на основе анализа процесса заводнения месторождений, находящихся в конечной стадии разработки, с сильным отличием их по вязкости нефти. Этим условиям удовлетворяют месторождения Самарской Луки - Зольненское, Стрельненское, Яблоновый Овраг, Губинское, Сызранское и Заборовское, залежи которых приурочены к пласту Б2 угленосного горизонта. Они находятся в наиболее поздней стадии разработки из всех месторождений платформенного типа. [11]
На правобережье Волги, вдоль железной дороги, связывающей Пензу и Куйбышев, расположены мелкие месторождения нефти, где залежи приурочены к отложениям каменноугольного возраста. К описанной группе примыкают месторождения Самарской Луки, восточнее которой, на левом берегу Волги, в Куйбышевской и Оренбургской областях, находятся месторождения нефти и газа; залежи здесь связаны с отложениями девона, карбона и перми. [12]
Условия разработки водонефтяных зон, в свою очередь, определяют степень влияния ВНЗ на нефтеотдачу. Так, если по данным разработки пласта Дг Туймазинского месторождения наблюдается сильная зависимость нефтеотдачи от ВНЗ, то по месторождениям Самарской Луки, Бавлинскому и другим месторождениям существенного влияния ВНЗ на показатели разработки не отмечается. [13]
Как показано в [13, 24, 46, 72, 88], влияние такого показателя, как плотность сетки скважин, на нефтеотдачу сильно зависит от степени неоднородности коллекторов и прерывистости. В связи с этим необходимо отметить, что все исследуемые 42 объекта в целом образуют довольно однородную группу, характеризуемую слаборасчлененными коллекторами, к которой и будут применимы результаты приведенных ниже расчетов. Типичными представителями их являются объекты девонских отложений Западной Башкирии и месторождения Самарской Луки Куйбышевской области, средний коэффициент песчанистости которых составляет 0 77, эти месторождения имеют малую расчлененность. Согласно ( 33 ] исследуемые объекты имеют так называемый коэффициент макронеоднородности, характеризующий сложность их строения, в 1 5 - 2 раза меньше, чем объекты таких месторождений, как Арланское или Манчаровское. [14]
Она также говорит о том, что нельзя переносить опыт разработки ВНЗ одной залежи на другую без учета их особенностей. Игнорирование этого факта может приводить к кажущимся противоречиям во взглядах на условия разработки водонефтяных зон. Бавлинского месторождения, где плотность сеток в чисто нефтяной зоне 20 га / скв ( до эксперимента), а в водо-нефтяной зоне - 70 га / скв показывают, что указанная система размещения скважин в условиях этого месторождения себя оправдала. Так, по данным разработки отдельных участков пласта Д: Туймазинского месторождения ( 3 - й тип залежей) согласно [71] наблюдается явная зависимость нефтеотдачи от размеров ВНЗ. В то же время существенного влияния ВНЗ на показатели разработки залежей 1-го и 2-го типов ( месторождения Самарской Луки, Бавлинское) обычно не отмечается. [15]
Страницы: 1