Узеньское месторождение

Cтраница 1

Узеньское месторождение нефтегазовое - расположено на п-ове Мангышлак в Казахстане, в 12 км к С. Новый Узень; входит в Северо-Кавказско - Мангышлакскую нефтегазоносную провинцию. [1]

Узеньского месторождения характеризуются очень низкими дебитами, не превышающими 20 тыс. м3 / сут. В связи с этим газ месторождения может быть использован только для местных нужд. [2]

Нефтегазоносными на Узеньском месторождении являются юрские и меловые отложения. [3]

Структурная карта по кровле кумского газоносного песчаника Базайского месторождения ( по данным ВНИИГаза. [4]

Нефтегазоносными на Узеньском месторождении являются юрские и меловые отложения, причем к меловым отложениям приурочены чисто газовые залежи, а к юрским - нефтяные залежи и залежи нефти с газовыми шапками. [5]

Нефтегазоносными на Узеньском месторождении являются юрские и меловые отложения. [6]

Так, опыт разработки Узеньского месторождения указывает на очень сильное влияние температуры закачиваемой воды на фильтрацию. Это вызвано высоким содержанием парафина в нефти и близостью температуры кристаллизации парафина к первоначальной температуре пласта. [7]

Согласно ГОСТ 11851 - 85 нефти Узеньского месторождения относят к высокопарафиновым, а остальных месторождений - к парафиновым. Анализ состава АСПО позволяет отнести нефти Арланского, Волковского и Южно-Ягунского месторождений к группе асфальтеновых, а остальные ( за исключением нефтей Дружного и Повховского месторождений) - к группе парафиновых. [8]

Анализируя данные по определению начгшьной и остаточной нефтснг-сыщенности пород-коллекторов Узеньского месторождения по результатам исследования к епня игсп лгтятеям поитпли к вывода, что если между нэ. [9]

Глубина залегания основных среднеюрских продуктивных горизонтов колеблется от 1100 - 1300 м на Узеньском месторождении и до 1650 - 2500 м на Жетыбайском. На Жетыбайском месторождении для юрских отложений характерно выклинивание ряда песчаных горизонтов и пластов в сводовой части поднятия, в связи с чем структурные залежи существенно осложнены. [10]

Исследования обратимости реологических и фильтрационных свойств проведены на экспериментально установке конструкции Уфимского нефтяного института с использованиям двух проб пластовых нефте Узеньского месторождения. В табл. 1 приводятся некоторые сведения о свойствах и составе этих нефч-ем. [11]

Практически на всех месторождениях, как показывают исследования дебитомерами и расходомерами, приток нефти в добывающих и расход воды в нагнетательных скважинах происходят не по всей эффективной и вскрытой толщине пластов. Так, например, на Узеньском месторождении по основным горизонтам, разрабатываемым с заводнением горячей водой, охват дренированием по толщине, или работающая толщина в добывающих скважинах, составляет в среднем 62 %, а в нагнетательных скважинах - 56 % эффективной вскрытой толщины пластов. Это вызвано разными причинами, но главные из них - наличие фильтрата и газа в призабойных зонах, а также глинизация стенок скважин. С повышением перепадов давления работающая толщина пластов в скважинах может увеличиваться до 80 - 85 %, однако никогда не достигая полной толщины. [12]

Во сколько раз необходимо изменить депрессию первого пласта Узеньского месторождения, работа которого иллюстрируется на рис. 2 ( параметры пластов 1 и 2 приведены выше), чтобы времена выработки пластов совпали. Известно, что пласты эксплуатировались совместно в течение двух лет, т.е. t 2 года, с депрессией Д р 30 атм. [13]

Сопоставление величин водонасыщенности обводненных пластов, определенных по керновым kB керн и геофизическим & в. геоф. данным с уче-минерализации насыщающей пласт воды. [14]

Эти данные позволяют лишь оценить величину максимально возможного коэффициента вытеснения. Узеньского месторождения были рассчитаны коэффициенты нефтенасыщенности продуктивных пластов по геофизическим данным и керновым определениям. [15]

Страницы: 1 2