Зольненское месторождение

Cтраница 3

Так, при близких значениях текущей нефтеотдачи кривая, иллюстрирующая рост ВНФ по пласту Б2 Зольненского месторождения ( 56), из которого половина запасов отобрана в условиях законтурного заводнения, располагается выше, чем кривая по залежи Д1 того же месторождения ( 57), разрабатываемой при естественном водонапорном режиме. В то же время кривая, соответствующая пласту Ди Арчединского месторождения ( 60), разрабатываемого в условиях природного водонапорного режима, помещается выше кривой, отражающей пласт Дг Бавлин-ского месторождения ( 48), имеющий близкую к объекту 60 нефтеотдачу и разрабатываемый с законтурным заводнением. [31]

В табл. 3 приведены результаты химического анализа механических примесей железосодержащих и сероводородных пластовых сточных вод Зольненского месторождения объединения Куйбышевнефть, пробы которых отобраны из технологических отстойников УПН. [32]

С целью получения исходных данных для проектирования законтурного заводнения по пласту Б3 в 1947 г. на Зольненском месторождении были начаты работы по освоению под нагнетание двух разведочных скважин. Работы на этих скважинах продолжались в течение двух лет до 1949 г., но удовлетворительной приемистости достигнуто не было. В процессе закачки ( буквально за неделю) резко упала приемистость скважин и работы были прекращены. [33]

Впервые в стране кустовое, наклонное бурение было применено в Пермьнефти, а вторыми отличились буровики на Зольненском месторождении. Это способ, когда с одной площадки можно было пробурить несколько скважин, с отходом забоя на 400 - 500 метров в сторону. С применением этого метода объемы бурения резко выросли, а себестоимость проходки намного снизилась. Для Зольного в условиях Жигулевких гор и многих оврагов это было особенно выгодно. За двухствольное бурение была награждена Государственной премией группа буровиков, в их числе буровой мастер Толстоухов Г.Д. и главный инженер конторы бурения Глеб Успенский. [34]

Известны факты, когда осуществлялось временно ( два-три года) искусственное законтурное заводнение, например по пласту Б2 Зольненского месторождения, без необходимости в поддержании пластового давления, от которого впоследствии отказались, так как при высокой средней проницаемости пласта ( 2 2 мкм2), малой вязкости нефти ( 1 5 мПа - с) и хорошей связи залежи с законтурной водоносной областью залежь успешно разрабатывается на естественном водонапорном режиме. [35]

О том, какое влияние оказывает система размещения скважин на показатели разработки, покажем на примере залежи пласта Б2 Зольненского месторождения, находящейся на завершающей стадии разработки. [36]

Впервые в нашей стране захоронение пластовых сточных вод в поглощающих горизонтах в промышленном масштабе было осуществлено в 1954 г. на Зольненском месторождении объединения Куйбышевнефть по проекту института Гипровостокнефть. [37]

Аналогичная картина наблюдается и на других месторождениях платформенного типа. Зольненского месторождения также не горизонтальна, ее высотные отметки изменяются от 1015 м на южном крыле до 1022 м на северном. На Туймазинском нефтяном месторождении разность абсолютных отметок начального ВНК на северо-западном крыле относительно юго-восточного крыла составляет до 5 - 6 м и более. [38]

Зависимость параметра у F ( fc от проницаемости. [39]

Вывод о том, что распределение фильтрационных сопротивлений трубок тока при избирательной фильтрации жидкости в большей мере соответствует реальным условиям движения жидкости, чем распределение проницаемости, подтверждается также прямыми данными по заводнению пластов на фронте внедрения воды. На пласт Б2 Зольненского месторождения было пробурено более 40 оценочных скважин, по которым проводились многократные исследования. [40]

При разработке месторождений с маловязкими нефтями конечная нефтеотдача достигается при небольшом объеме прокачанной через пласт воды. Так, на Зольненском месторождении разработка была практически завершена при 1 5-кратном объеме прокачанной через пласт воды, в то время как на Сызранском и Губинском месторождениях для этого необходимо прокачать через пласт более 5 поровых объемов. [41]

Оценка точности метода изохрон обводнения показала достаточно высокую надежность его и эффективность. Прогноз нефтеотдачи по пласту Б2 Зольненского месторождения и пласту А4 Покровского месторождения методом изохрон обводнения подтвердился достигнутыми фактическими результатами. Однако метод пригоден лишь для залежей пластового типа, когда. Для залежей массивного типа, с вертикальным внедрением воды, требуется развитие метода. [42]

На рис. 31, а показаны кривые изменения годовых темпов добычи нефти за основной период по двум залежам с близкими максимальными темпами отборов и с примерно равным использованием запасов к концу второй стадии и за третью стадию. По одной из залежей - Е2 Зольненского месторождения ( 56) - падение добычи тфоисходит по кривой, выпуклой по отношению к началу координат, по другой - пласту Дз-i Соколовогорского месторождения ( 65) - по вогнутой кривой. [43]

Появление обводненного интервала в середине или даже в кровле пласта воспринимается как ненормальный характер обводнения, признак того, что будут потеряны большие запасы нефти. Между тем, опыт разработки нефтяной залежи пласта Б2 Зольненского месторождения, где типичной формой перемещения ВПК было послойное вытеснение, показал, что эта форма обводнения пласта не мешает получать на залежи высокие показатели разработки. Конечная нефтеотдача по пласту Б2 оценивается в 66 %, что является наиболее высокой величиной в Куйбышевской области. [44]

Состояние свободной и связанной воды и нефти в переходной зоне также определяется свойствами всех фаз системы и степенью водо-нефтенасыщенности пород. В лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП установлено, например, что в песчаниках Зольненского месторождения проницаемостью 350 мд при водонасыщенности 35 - 40 % поровые каналы заполнены смесью нефти и воды, в которых нефть не представляет собой сплошной фазы. При проницаемости 650 мд сплошность нефти нарушается при 28 - 30 % водонасыщенности. [45]

Страницы: 1 2 3 4