Cтраница 4
Из таблицы 1.1 видно, что этот параметр оказывает основное влияние на безводную нефтеотдачу, которая может отличаться в несколько раз. Например, безводная нефтеотдача Губинского месторождения в девять, а Сызранско о - в пять раз ниже, чем на Зольненском месторождении. [46]
Так возникло и получило распространение законтурное заводнение месторождений. В нашей области оно было впервые применено в Жигулевске и на Зольненском месторождении, а затем и на ряде других промыслов. С 1950 по 1957 год в различных районах области закачано в десять пластов свыше 24 млн. куб. За счет поддержания естественного пластового давления дано дополнительно к плану свыше 4 5 млн. тонн нефти. [47]
Это соответствует аналогичному показателю сточной воды, выделившейся при разрушении эмульсии. Дополнительная очистка воды при этом не требуется. Принцип обработки эмульсии, принятый в аппарате, проверен на экспериментальной модели на Зольненском месторождении в НГДУ Жигулевскнефть. [48]
По данным рассматриваемых залежей, не наблюдается влияния размера общей площади нефтеносности на обводненность. Бавлинская залежь разрабатывается с меньшей обводненностью, чем почти в 2 раза меньшая по размерам Александровская. В то же время кривая обводненности продукции Бавлинской залежи расположена выше соответствующей кривой залежи Б2 Зольненского месторождения, имеющей в несколько раз меньшую площадь нефтеносности. [49]
К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. К таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песчаных пластах ( пласт Б2 Зольненского месторождения) и др. Карбонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды ( изменчивость размеров пор и смачиваемость) - основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами. [50]
К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. К таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песчаных пластах ( пласт Б2 Зольненского месторождения) и др. Карбонатные коллекторы гид-рофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды ( изменчивость размеров пор и смачиваемость) - основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами. [51]
Характерно, что дополнительная подача в верхнюю часть аппарата загрязненной воды не ухудшает, а повышает эффективность обезвоживания нефти. Это соответствует аналогичному показателю сточной воды, выделившейся при разрушении эмульсии. Дополнительная очистка воды при этом не требуется. Принцип обработки эмульсии, принятый в аппарате, проверен на экспериментальной модели на Зольненском месторождении в НГДУ Жигулевскнефть. [52]
На залежах, введенных в разработку в конце 30 - х годов, в зонах разбуривания применена сетка скважин, равная 3 5 га / скв, а в более поздние годы - - 5 4 - 12 2 га / скв. Эксплуатационные скважины располагались главным образом в чисто нефтяных зонах залежей, при больших размерах водонефтяных зон последние также частично разбуривались. Средняя площадь залежи, приходящаяся на одну скважину, составляет от 8 4 до 20 0 га. На рис. 17 и рис. 18 показаны схемы размещения скважин на пластах Б2 и Дх Зольненского месторождения. [53]
Больше всего залежи отличаются по вязкости нефти, которая изменяется в 25 раз. Следовательно, можно с определенной уверенностью полагать, что превалирующим фактором, обусловившим отличие показателей разработки этих залежей, является вязкость нефти. Отличие же залежей по показателям заводнения очень значительное. Причем такое резкое отличие в значениях конечной нефтеотдачи будет получено даже при значительно больших суммарных отборах воды из залежей с высокой вязкостью нефти. На Зольненском месторождении конечная нефтеотдача в 65 % будет получена всего при прокачке через залежь воды в объеме, равном 1 5 от первоначально занятом нефтью. На Губинском и Сызранском месторождениях для получения нефтеотдачи 50 и 35 % через залежи необходимо прокачать воды более 5 объемов пор, первоначально насыщенных нефтью. [54]