Cтраница 1
Ключевое месторождение связано с майкопскими отложениями. Расположение этого месторождения ( на границе между Хадыженским районом и Калужской антиклинальной зоной) определяет его тектоническое строение. На фоне моноклинального залегания майкопских отложений по продуктивному горизонту I вырисовывается пологая антиклинальная складка широтного простирания с размерами в контуре нефтеносности 9 1x2 1 км. Для горизонта II более характерно заливообразное залегание - в пределах месторождения выделяется три залива шириною в контуре нефтеносности 3 9 - 2 2 км и общей длиною около 7 км. Вместе с тем, проявляется и влияние тектоники - в центральной части залежи пласт находится на более высоких отметках, чем у контура и у линии выклинивания. Пологая складка имеет субширотное простирание. Таким образом, на севере залежь ограничена контуром нефтеносности, а на юге - извилистой линией выклинивания горизонта и лишь на небольшом южном участке восточного, наиболее широкого, залива - контуром нефтеносности. [1]
Ключевое месторождение, открытое в 1951 г., приурочено к южному борту Индоло-Кубанского передового прогиба. [2]
Залежи Ключевого месторождения характеризуются следующими параметрами. [3]
Применительно к условиям вытеснения Ключевого месторождения были проведены опыты на моделях двухслойного пласта при различной проницаемости изолированных друг от друга слоев. [4]
При обработках глинокислотой продуктивных горизонтов Ключевого месторождения ( Краснодарский край), представленных частым чередованием песчаных и глинистых пропластков ( эффективная мощность песчаников 5 - 15 м, проницаемость ( 100 - 200) X ХЮ-3 мкм2, карбонатность пород слабая - 2 %, глубина залегания пластов - 2100 - 2700 м, пластовая температура до 90 С, получен также положительный эффект. [5]
Положительные результаты опытно-промышленных работ на Ключевом месторождении, а также плохие коллекторские свойства ряда месторождений легкой нефти и, как следствие этого, трудности в осуществлении заводнения, дают возможность применить метод вытеснения нефти газом высокого давления на некоторых месторождениях Краснодарского края. [6]
С начала осуществления процесса нагнетания обогащенного газа на Ключевом месторождении производится регулярный отбор и анализ поверхностных проб нефти и газа из эксплуатационных скважин. Одновременно с этим отбирается и анализируется нагнетаемый газ. [7]
Из рассмотрения опытно-промышленного нагнетания обогащенного газа высокого давления на Западном заливе Ключевого месторождения и перспективы осуществления комбинированного воздействия водой и газом высокого давления на месторождении Дыш следует, что использование нефтяного газа на месторождениях Краснодарского края является существенным резервом повышения нефтеотдачи. [8]
В статье рассматривается опыт применения метода закачки обогащенного газа высокого давления на Западном заливе Ключевого месторождения, результаты комплексного контроля за осуществлением процесса. Приводятся лабораторные исследования применения методов смешивающегося вытеснения в неоднородных коллекторах, даются рекомендации по регулированию этого процесса и применению его на аналогичных месторождениях Краснодарского края. [9]
Данные по перемещению водонефтяного контакта и текущие нефтенасыщенные мощности использованы при составлении проекта доразработки Ключевого месторождения. При этом предложены следующие технологические мероприятия для поддержания добычи нефти на заданном уровне: 1) увеличение охвата пласта бурением дополнительных нагнетательных скважин по первому горизонту, 2) бурение новых эксплуатационных скважин в наименее дренированных участках обоих горизонтов для увеличения добывающих мощностей, 3) интенсификация отбора жидкости из наиболее обводненных скважин, расположенных в ближайших рядах к контуру нефтеносности. [10]
С августа 1969 г. ведется закачка обогащенного газа высокого давления на залежи нефти майкопского горизонта II Западного залива Ключевого месторождения. [11]
Геофизический контроль позволяет изучать процесс вытеснения нефти обогащенным газом высокого давления. Так, на Западном заливе Ключевого месторождения проводился опытно-промышленный эксперимент по вытеснению нефти попутным газом высокого давления, обогащенным пропан-бутановыми фракциями до 68 %, для существенного ( по сравнению с заводнением) повышения нефтеотдачи пластов литологически экранированных залежей. В результате геофизического контроля нейтронными методами установлено, что при осуществлении газовой репрессии, особенно на первых стадиях процесса вытеснения, происходит движение газа по отдельным наиболее проницаемым прослоям, выше и ниже которых возможна различная насыщенность коллекторов. В отличие от условий, наблюдающихся при разведке и разработке естественных нефтегазовых и газовых залежей, при проведении газовой репрессии газонасыщенность пластов может варьировать в самых широких пределах. [12]
Недостаточное использование запасов к концу стадии II отмечается по части залежей с высокой продуктивностью - как со значительными, так и небольшими размерами. Так, раннее падение добычи произошло по пластам I и II Ключевого месторождения ( 32 и 33), Дт Константиновского ( 45), Дх Зольнен-ского ( 57), Б ] Жирновского ( 62), Д3 - п Соколовогорского ( 64), Б2 Стрельненского ( 55) и др. Причины преждевременного снижения добычи рассматриваются в последующих разделах. [13]
В 1974 г. в институте КраснодарНИПИнефть составлен проект дораз-работки месторождения Дыш. Этим проектом предусматривается дальнейшая разработка заливообразных залежей II майкопского горизонта, аналогичных по своему строению Западному заливу Ключевого месторождения ( рис. 6), с применением периодической закачки в пласт воды и газа высокого давления. [14]
Фактически по I майкопскому горизонту эти два месторождения имеют единую залежь. Но если на месторождении Дыш залежь приурочена к выклиниванию коллектора на моноклинали, то здесь она приурочена к своду складки, представляющей собой структурный выступ, осложняющий эту моноклиналь. На Ключевом месторождении II майкопский горизонт также является нефтеносным. [15]