Cтраница 2
В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и разработки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное установление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих запасов нефти. Например, для средних размеров нефтяных залежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн. [16]
В переходной зоне, особенно в условиях платформенных месторождений с обширными водонефтяными площадями, сосредоточены значительные запасы нефти. Поэтому для правильного подсчета запасов нефти, проектирования и разработки нефтяных месторождений необходимо иметь четкое представление о характере переходной зоны. Точное установление положения водонефтяного контакта имеет важное значение для определения как начальных, так и текущих запасов нефти месторождений. Например, для средних размеров нефтяных залежей Башкирии и Татарии ошибка в отбивке водонефтяного контакта на 1 м искажает величину извлекаемых запасов до 1 млн. т, а для крупных месторождений - на несколько десятков миллионов тонн. [17]
Ромашкинское, Ново-Елховское, Бондюжское и большинство других платформенных месторождений по строению водонефтяных зон и условиям их эксплуатации значительно отличаются от месторождений типа Бавлинского, Туймазинского, Шка-повского и др. Это обусловлено высокой расчлененностью эксплуатационного объекта и разработкой его единой системой скважин. [18]
При вязкости нефти более 2 - 3 спз для платформенных месторождений существует проблема извлечения нефти из водо-нефтяных зон. [19]
Турнейские залежи нефти Туймазинского, Шкаповского, Стахановского и других платформенных месторождений характеризуются низкими начальными дебитами скважин, медленным падением дебитов нефти и резким ростом обводненности. Как правило, скважины здесь эксплуатируются механизированным способом. [20]
Фактические данные свидетельствуют о том, что значительная часть выявленных платформенных месторождений углеводородов ( УВ) располагается над выступами кристаллического фундамента, и их структурный план частично или полностью наследует структуру поверхности кристаллического основания. [21]
Из [26] следует, что наиболее высокие значения ср соответствуют объектам платформенных месторождений Куйбышевской области. [22]
Нефть встречается не только в складчатых областях земли, но гораздо чаще образует платформенные месторождения, где никаких горных хребтов не имеется. [23]
Особенности разработки водо-нефтяных зон рассмотрены на примере девонских залежей, имеющих характерные для платформенных месторождений водо-нефтяные зоны и разрабатывающихся длительное время. [24]
Водонефтяные зоны и условия их эксплуатации на Ромаш-кинском, Ново-Елховском, Бондюжском и ряде других платформенных месторождений значительно различаются сложностью строения из-за высокой расчлененности нефтеносных горизонтов. [25]
Все месторождения нефти и газа, открытые между Волгой и Уралом, относятся ко второй группе - платформенных месторождений. [26]
В число залежей, отбор жидкости из которых до конца основного периода существенно возрастает, входят залежи нефти платформенных месторождений - Д: и Дп Туймазинской площади, Дц Александровской, Дп Константиновской, Д: Серафи-мовско - Леонидовской, Б2 Покровского месторождения. Эти залежи имеют значительные размеры и относительно большие, частично разбуренные водонефтяные зоны. Разработка всех залежей осуществляется с применением заводнения, при сравнительно редких сетках скважин - 20 - 40 га / скв. [27]
Вышеуказанные методы увеличения нефтеотдачи, направленные на воздействие в целом на пласт и интенсификацию добычи нефти, показали достаточную эффективность в условиях платформенных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Обобщение опыта их разработки и идентификации геолого-промысловых параметров месторождений нефти Башкортостана и Западной Сибири позволит более эффективно доразрабатывать последние. [28]
На основе аналитических исследований, обобщения опыта разработки и регулирования процесса эксплуатации многопластовых объектов намечены критерии и порядок выбора объектов совместной разработки в условиях многопластовых платформенных месторождений. [29]
Такие условия могут быть при пологих углах падения пласта, небольшой высоте этажа нефтеносности и небольших глубинах залегания нефтяных залежей, что характерно для многих платформенных месторождений. [30]