Cтраница 3
Однако при вскрытии участков залежей с повышенной проницаемостью и высоким пластовым давлением происходит самопроизвольная частичная очистка призабойнон зоны, которая вызывает рост дебита. Это встречается на залежах с лучшими коллекторс-кими свойствами и высоким пластовым давлением, например по эоценовой залежи Долинского месторождения, где депрессии достигали 15 МПа. Тем не менее в большинстве случаев для восстановления дебита скважины до среднего дебита действующего фонда необходимо проведение специальных работ по увеличению проницаемости призабойной зоны. [31]
Несоответствие фактических и плановых показателей разработки отражается главным образом на добыче, которая в таких случаях с течением времени становится существенно выше или ниже запланированной, а иногда даже превышает изначально подсчитанные извлекаемые запасы. Это может наблюдаться в результате как завышения ( или занижения) цифр запасов нефти и газа при первичной оценке месторождения, так и несовершенства составления или осуществления проекта разработки. Долинское месторождение Украинской ССР, где в результате ошибочного подхода к определению кондиционных пределов коллекторских свойств первично подсчитанные запасы оказались существенно завышенными, и Южно-Сухокумское месторождение Дагестанской АССР, где первично подсчитанные извлекаемые запасы были получены в результате сверхвысоких темпов добычи при значительной сложности и неоднородности продуктивного горизонта. [32]
Выявленные промышленные залежи по соотношению флюидов подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные и газоконденсатные. В девонских и нижнекаменноугольных отложениях открыты преимущественно нефтянЪш залежи. Исключение составляют Зайкинское, Вишневское, Вос-точно - Зайкинское, Долинское месторождения в Южно-Бузулукском райрне. [33]
По результатам экспериментов установлено, что растворение нефти Долинского месторождения водой в пористой среде происходит при температуре 310 - 320 С и давлении 20 - 21 МПа, а для нефти Гнединцевского месторождения - 310 - 315 С и давлении 18 МПа. Коэффициент вытеснения нефти водой по достижении термодинамических параметров растворимости нефти в воде резко возрастает, приближаясь к полному ( 100 %) вытеснению. [34]
По результатам экспериментов установлено, что растворение нефти Долинского месторождения водой в пористой среде происходит при температуре 310 - 320 С и давлении 20 - 21 МПа, а для нефти Гнединцевского месторождения - 310 - 315 С и давлении 18 МПа. Коэффициент вытеснения нефти водой по достижении термодинамических параметров растворимости нефти в воде резко возрастает, приближаясь к полному ( 100 %) вытеснению. [35]