Ольховское месторождение
Cтраница 1
Ольховское месторождение, открытое в 1962 г., расположено во внутренней зоне Предкарпатского прогиба и состоит из трех складок: Ольховской, Ольховской Глубинной и Слободо-Небыловской. [1]
Ольховского месторождения составляет 0 9, Пихтовского - 3 6, Радаевского - 31 0, Малиновского - 54 0 Ульяновского - 64 0 мПа - с. Из рис. 1.12 видно, что в этом ряду рост количества фобных участков на поверхности горной породы приводит к увеличению водного периода и снижению темпов добычи нефти. [3]
Для Ольховского месторождения характеристика вытеснения из-за небольшой степени извлечения запасов и низкой текущей обводненности добываемой нефти еще малосопоставима с характеристиками по другим месторождениям. Однако уже на начальном участке кривая характеристики вытеснения по Ольховскому месторождению находится ниже, чем для Яринской и Каменноложской площадей Ярино-Каменноложского месторождения. [4]
На Ольховском месторождении ( рис. 9 10) пробурено более 50 новых скважин сверх фонда, предусмотренного первой технологической схемой. На основе анализа геолого-геофизического материала, результатов опробования этих скважин с определением плотности вод, добываемых попутно с нефтью, удалось выявить следующие особенности в характере вытеснения нефти водой по бобриковскому пласту. [5]
Для объекта Ольховского месторождения видно, что если темп закачки М за период эксплуатации поддерживали на относительно невысоком уровне ( 900 т / сут или 10 кг / с), наиболее промытыми оказываются не только зоны скважин третьей группы ( см. рис. 3.12), но и зоны скважин второй группы ( см. рис. 3.11) - скв. [6]
Залежь нефти Ольховского месторождения находится в условиях высоких температур и высоких давлений. Нефть обладает большим газосодержанием ( в 2 раза выше, чем для средней нефти), легкая, а коэффициент растворимости газа в нефти такой же, как у средней нефти. [7]
Дегазированная нефть Ольховского месторождения довольно легкая, малосмолистая, малосернистая ( класс I), парафиновая ( вид П2), имеет невысокий выход фракций, выкипающих до 300 С. [8]
Для объекта Ольховского месторождения видно, что если темп закачки М за период эксплуатации поддерживали на относительно невысоком уровне ( 900 т / сут или 10 кг / с), наиболее промытыми оказываются не только зоны скважин третьей группы ( см. рис. 3.10, в), но и зоны скважин второй группы ( см. рис. 3.10 6) - скв. [9]
 |
Карта зон различной продуктивности Ольховского месторождения. [10] |
В результате разработки Ольховского месторождения по данным изменения пластового и забойного давлений, характера работы добывающих скважин были установлены участки яснополянской залежи, в которых наблюдалось снижение дебитов нефти и пластового давления нри увеличении забойного давления и газового фактора, т.е. были установлены участки, где влияние закачки слабое или отсутствует. На основании этого по рекомендациям ПермНИПИнефть было предложено создание очагового заводнения переводом некоторых добывающих скважин в нагнетательные. При этом по некоторым скважинам для очистки призабойной зоны было намечено проведение ТГХВ. [11]
Пластовая нефть бобриковского горизонта Ольховского месторождения отличается относительно высокими значениями давления насыщения, газосодержания и коэффициента растворимости газа в нефти. [12]
Таким образом, по объекту Ольховского месторождения перед внедрением нового метода воздействия на пласт ( закачка СО2) следует учесть неравномерность распределения остаточной нефти, которая в значительной степени зависит от режима закачки предшествующей рабочей среды. Если при закачке воды поддерживается невысокий темп, то ограничению подлежат все скважины третьей группы и часть скважин второй группы. Наоборот, в скважинах четвертой группы и в некоторых скважинах третьей группы приемистость подлежит восстановлению. [13]
Таким образом, по объекту Ольховского месторождения перед внедрением нового метода воздействия на пласт ( закачка СО2) следует учесть неравномерность распределения остаточной нефти, которая в значительной степени зависит от режима закачки предшествующей рабочей среды. Если при закачке воды поддерживается невысокий темп, то ограничению подлежат все скважины третьей группы и часть скважин второй группы. Наоборот, в скважинах четвертой группы и в некоторых скважинах третьей группы приемистость подлежит восстановлению. При среднем темпе предшествующей закачки приемистость должна ограничиваться во всех скважинах третьей группы и в скв. При высоком темпе предшествующей закачки ограничению могут подлежать, в принципе, все скважины первой и третьей групп, а в первую очередь - скв. [14]
Согласно технологической схеме разработки яснополянской залежи Ольховского месторождения пластовое давление поддерживается внутри-контурным заводнением. [15]
Страницы: 1 2 3