Ольховское месторождение

Cтраница 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. [31]

К первой группе отнесены залежи пластов Тл Бб Яринской и Камен-ноложской площадей Ярино-Каменноложского месторождения, пласта Б6 Ольховского месторождения. По этим объектам наиболее высокое значение продуктивности и гидропроводности имеют пласты Каменноложской площади и наименьшее - пласты Ольховского месторождения. Залежи разбурены по плотной сетке скважин. [32]

Графики приемистости первой группы скважин при закачке СО2.| Графики приемистости второй группы при закачке СО2. [33]

Указанные решения могут быть выполнены в некоторых случаях простым подбором соответствующего темпа закачки ( в данном случае диоксида углерода), при котором приемистость наиболее промытых скважин будет меньше средней, а непромытых-больше. Если это невозможно, то производится обработка призабойной зоны соответствующих скважин. Применительно к объекту Ольховского месторождения графики приемистости скважин Mi f ( M) при переходе на закачку СО2 приведены на рис. 3.14 - 3.17. Сопоставление характеристик скважин при закачке воды и диоксида углерода показывает следующее. [34]

Указанные решения могут быть выполнены в некоторых случаях простым подбором соответствующего темпа закачки ( в данном случае диоксида углерода), при котором приемистость наиболее промытых скважин будет меньше средней, а непромытых - больше. Если это невозможно, то производится обработка призабойной зоны соответствующих скважин. Применительно к объекту Ольховского месторождения графики приемистости скважин Mif ( M) при переходе на закачку СО2 приведены на рис. 3.11. Сопоставление характеристик скважин при закачке воды и диоксида углерода показывает следующее. [35]

Результаты исследований, проведенных как у нас в стране [71], так и за рубежом [72, 77], показывают, что добавка нефтяного газа к диоксиду углерода в некоторых случаях может привести к увеличению коэффициента вытеснения. Причем это возможно как при осуществлении режима смешиваемости вытесняющего агента с нефтью, так и в случае несмешивающегося вытеснения. Вместе с тем, решение вопроса об эффективности вытеснения нефти газовой смесью для условий Ольховского месторождения может быть принято только после получения результатов комплекса фильтрационных экспериментов. [36]

Проведение исследований, позволяющих оценивать влияние нагнетаемых растворов химреагентов на коэффициент охвата, на наш взгляд, обязательно, даже если механизм воздействия данных реагентов на пластовую систему заключается в доот-мыве остаточной нефти. Недооценка влияния неоднородности пласта на охват воздействием может привести в целом к отрицательному результату. Приводимые ниже примеры по адаптации известных технологий, в частности, закачки СО2 на Ольховском месторождении, композиции ПАВ полимер и осадко-образующих систем на месторождениях Нефтеюганского региона, по мнению авторов, помогут лучше понять методологию поиска оптимальных вариантов указанных технологий для условий конкретных объектов. [37]

Если же решать вопрос очередности создания установок по регенерации и утилизации выходящей вместе с попутным газом закачанной в пласт двуокиси углерода, то предпочтение следует отдать Сергеевскому месторождению. Здесь показатели эффекта на 1 т реагента выше, чем на Абдрахмановской площади и Ольховском месторождении, а вот охват запасов воздействием метода, напротив, самый низкий, поскольку не все месторождение, а только его часть может быть обеспечена производимой двуокисью углерода. [38]

При повышении давления нагнетания протяженность таких трещин может увеличиваться, однако она почти всегда несоизмеримо меньше расстояния между скважинами. К залежам, на которых преобладающими являются коллекторы с искусственными трещинами небольшой протяженности, можно отнести яснополянскую залежь нефти Ольховского месторождения. [39]

Большое значение в экономике применения метода имеет система доставки реагента от места производства до объекта закачки в пласт. Капитальные и эксплуатационные затраты являются функцией объема и расстояния транспортировки. Как показали расчеты, предельным удалением месторождения от источника производства реагента следует считать 350 - 400 км. Рассматриваемые же объекты отстоят на расстоянии: Сергеевская площадь - 3 км, Ольховское месторождение - 100 км, Козловское - 120, Радаевское - 240 и Абдрахмановская площадь - 300 км. [40]

Ряд исследователей для выделения низкопродуктивных коллекторов используют только проницаемость. При проницаемости ниже 0 03 мкм2 такие пласты вообще не осваиваются. Разработка залежей нефти в алевролитах весьма затруднена. Для организации заводнения требуется давление нагнетания 24 - 25 МПа. При этом из них получают дебиты нефти 7 - 8 т / сут. В ряде других районов страны при средней проницаемости коллекторов менее 0 04 мкм2 разработка осуществляется успешно. Так, в Пермской области на Ольховском месторождении при средней проницаемости пластов яснополянского надгоризонта 0 04 мкм2 освоена система заводнения. [41]

Страницы: 1 2 3