Зольненское месторождение

Cтраница 2

На примере разработки пласта Б2 Зольненского месторождения показано, что для процесса заводнения и нефтеотдачи решающее значение имеет не плотность сетки скважин, не расстояния между скважинами, а их расположение относительно различных экранов, внутреннего и внешнего контуров нефтеносности, контура искусственного питания и зон завершения разработки. [16]

В основном же для пласта Б2 Зольненского месторождения более типично опережающее обводнение средней высокопроницаемой части пласта с оставлением нефтенасыщенных прослоев ( целиков) в его кровле и подошве. [17]

Нефть на пилотную установку подается со скважины / ( Зольненское месторождение, пласт Б2, скв. Из сепаратора 2 нефть поступает в емкость-накопитель 3 вместимостью 1 5 м3, где разгазируется до необходимого давления с выбросом газа на свечу. Нефть с остаточной газонасыщенностью из емкости-накопителя 3 подается через жидкостный счетчик 4 типа ШЖУ-25-6 на концевую ступень сепарации 5, представляющую собой вертикальную емкость высотой 1 7 м и диаметром 0 25 м с верхним тангенциальным вводом, в которой поддерживается необходимое для эксперимента давление. [18]

Характерным примером этого явилась разработка нефтяной залежи пласта Д-I Зольненского месторождения, где, как это было установлено после бурения скв. Дело не в том, что принятая сетка скважин 350X350 м является редкой, а просто оказалось неудачным размещение скважин относительно экрана на северном крыле структуры. [19]

Более сложные зависимости наблюдаются по нефтяной залежи пласта Б2 Зольненского месторождения. Здесь за последние 10 лет разработки нефтяной залежи фонд эксплуатационных скважин сначала сократился с 43 до 24 скважин, затем в результате пуска ранее остановленных скважин возрос до 30, а затем опять был сокращен до 18 скважин. Одновременно сократился отбор жидкости, но при пуске ранее остановленных скважин отбор жидкости по пласту значительно возрос, так как эти скважины были пущены на форсированный отбор. [20]

В этом отношении исключение представляет только залежь пласта Б2 Зольненского месторождения. На эту небольшую по площади залежь за короткий период было пробурено более 40 оценочных скважин на нижележащий горизонт. Поэтому сравнение полученной величины нефтеотдачи с нефтеотдачей залежи по методу изохрон обводнения на одну и ту же дату может служить показателем его точности. [21]

Схема изменения водонасыщенности пород в вертикальном направлении. [22]

МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 0 350 мкм2 при водонасы-щенности 35 - 40 % поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. Если проницаемость равна 0 650 мкм2, сплошность нефти нарушается при 28 - 30 % водонасы-щенности. Практически безводный приток нефти из песчаников Бавлин-ского и Туймазинского месторождений получают при водонасыщенности их до 32 - 35 % от объема пор. [23]

Коэффициенты нефтеотдачи и охвата заводнением для всей обводненной зоны и залежи в целом в зависимости от показа-тела AS по пласту Б2 Зольненского месторождения. [24]

Как видно ( рис. II.5) и для пласта Б2 Зольненского месторождения зависимости имеют в основном прямолинейный характер. [25]

В таблице приводятся результаты определения величины потерь закачиваемой воды при заводнении пласта 12 Зольненского месторождения, по которому в I950 - I96I гг. производилось поддержание пластового давления путем законтурной закачки воды. [26]

Из этих четырех залежей наиболее низкое положение занимают кривые, соответствующие пластам Б2 Зольненского месторождения ( 56) и Дх Бавлинского ( 48), характеризующимся монолитным строением. Монолитность пластов играет вдвойне положительную роль. С одной стороны, она обеспечивает высокий охват пластов заводнением. С другой стороны, в условиях монолитного строения пластов используется возможность выработки во-донефтяных зон залежей в основном без их разбуривания - путем вытеснения нефти водой к скважинам, расположенным в пределах внутреннего контура нефтеносности. Эти два обстоятельства обеспечивают разработку залежей в монолитных пластах при сравнительно небольшой их обводненности. [27]

Такое положение сложилось в связи с тем, что во всех скважинах пласта Б2 Зольненского месторождения однотипно вскрывались перфорацией лишь верхний и средний наиболее выдержанные интервалы пласта, которые полностью дренировались наибольшим числом скважин северного крыла. Анализ условий выработки запасов по конкретным месторождениям показывает, что значительную роль играет удачное размещение скважин на залежи и насколько полно охватываются дренированием и воздействием менее проницаемые полуизолированные и изолированные прослои коллектора и тупиковые зоны. [28]

Залежи нефти пашийских пластов Дх и Дп по отношению к залежам нефтей верхних пластов Зольненского месторождения находятся в условиях более высоких пластовых давлений и температур. Нефть характеризуется повышенными значениями объемного коэффициента ( до 1 34); коэффициенты растворимости газа ( до 1 26), газосодержания, пониженной плотностью и низкой вязкостью. [29]

Плотность сетки скважин по пласту А3 Кулешовского месторождения вдвое реже, чем по пласту Ба Зольненского месторождения. [30]

Страницы: 1 2 3 4