Девонское месторождение

Cтраница 3

Большое значение для изучения систем разработки с заводнением имеют девонские месторождения, на которых осуществлены различные виды заводнения и накоплен значительный промысловый материал за первые две стадии разработки. Ниже приводится общая характеристика текущей стадии их разработки. [31]

Системы законтурного заводнения с самого начала разработки освоены на девонских месторождениях: Туйма-зинском, Серафимовском и Шкаповском. Отличие между ними заключается в том, что на Туймазинском и Серафимовском месторождениях дополнение законтурной системы внутриконтурными линиями и очагами нагнетания воды длилось продолжительное время ( более 20 лет), а на Шкаповском месторождении элементы внутриконтурного заводнения были уже предусмотрены в проекте разработки. [32]

Явление упругости пласта и пластовых жидкостей хорошо заметно на девонских месторождениях Татарии и Башкирии, залегающих на большой глубине и связанных с обширными водонапорными системами. [33]

Разработка методов избирательной изоляции подошвенной воды химическими способами в условиях девонского месторождения в Туймазах и Ромашкино. [34]

Исследования кинетики взаимодействия закисного железа с кислородом в сточной воде девонских месторождений показали ( рис. 12), что в нейтральных электролитах ( рН5 2 - 6 2) скорость реакции незначительна. Скорость этой реакции резко возрастает при подщелачивании среды аммиаком. Так, в сточной воде при рН8 5 реакция при интенсивной аэрации заканчивается-через 15 мин. Если опыт вести при ограниченном доступе кислорода, то при рН 6 0 через 1 сут остается еще 70 % непрореагировавшего кислорода. [35]

Системы законтурного заводнения с самого начала разработки были освоены на девонских месторождениях: Туймазинском, Сера-фимовском и Шкаповском. Однако на Туймазинском и Серафимов-ском месторождениях интенсификация заводнения внутриконтур-ными линиями и очагами нагнетания воды затянулась на длительное время, а на Шкаповском месторождении элементы внутриконтурного заводнения были предусмотрены уже в первоначальном проекте разработки. Использование преимущественно внутрикон - турного заводнения с самого начала разработки было предусмотрено на Арланском - месторождении. [36]

Современный этап развития добычи нефти в Башкирии характеризуется тем, что соотношение девонских месторождений и месторождений карбона быстро меняется в пользу последних. Из-за того, что девонские залежи интенсивно обводняются, а разработка залежей карбона требует значительно больших капиталовложений и-затрат материальных средств и труда, технико-экономические показатели в целом по Башкирии существенно меняются. [37]

ВНФ, однако ВНФ Манчаровского и Тай-мурзинского месторождений несущественно отличается от ВНФ девонских месторождений маловязких нефтей ( 1 - 2 3 мПа - с), хотя разница в вязкости нефти восьмикратная. Поэтому, видимо, такое большое различие в ВНФ Арланских площадей в значительной степени объясняется форсированием отборов на стадии высокой обводненности. [38]

Следует отметить, что среди более чем двух тысяч эксплуатационных скважин на девонских месторождениях большую часть в водный период эксплуатировали со снижением депрессии на пласт. [39]

Как видно из табл. 19 наименьшей погрешностью прогноза текущей и конечной нефтеотдач по девонским месторождениям фактически на всех стадиях разработки обладает метод Назарова. Однако с обводненности 70 % метод Пермякова дает более точные значения, чем метод Назарова. [40]

Это обусловлено меньшей продуктивностью большинства новых месторождений и резким снижением деби-тов скважин по девонским месторождениям, меньшей эффективностью заводнения пластов при разработке угленосных месторождений с высоковязкой нефтью, вводом в разработку около 20 мелких разбросанных залежей с незначительными запасами и дебитами скважин. [41]

Карта расположения рядов эксплуатационных скважин по пласту Д., Константиновского месторождения. [42]

С целью решения поставленной задачи был собран и обработан геолого-промысловый материал по разработке некоторых девонских месторождений Башкирии. Для сравнительной оценки показателей процесса обводнения выбор месторождений или их отдельных участков проводился с учетом следующих особенностей. Во-вторых, необходимо было выбрать такие месторождения, процесс разработки которых характеризуется прогрессирующим обводнением. Во-вторых, месторождение должно иметь сравнительно хорошую литолого-фациальную характеристику продуктивного пласта. В-третьих, темпы разработки и технология разработки месторождения должны быть высокими и достаточно эффективными. И, наконец, расположение контуров нефтеносности и рядов эксплуатационных скважин должны позволить замену реальных форм залежи гидродинамическими расчетными схемами с достаточной степенью точности. [43]

Как видно из табл. 1.6, наименьшей пофешностью прогноза текущей и конечной нефтеотдачи по девонским месторождениям фактически на всех стадиях преобладает метод Назарова. [44]

Для современного уровня теории и практики нельзя признать удовлетворительным положение, когда даже по девонским месторождениям Башкирии, разрабатываемым с применением передовой технологии заводнения, извлекается лишь половина запасов нефти из недр. Тем более это справедливо для залежей с высоковязкой нефтью и карбонатными коллекторами. [45]

Страницы: 1 2 3 4