Кулешовское месторождение

Cтраница 2

Как следует из сравнения результатов разгазирования пластовой нефти Кулешовского месторождения ( табл. 1.27) и характеристик самого месторождения, суммарный объем нефтяного газа, выделившегося из пластовой нефти при ступенчатом ( дифференциальном) разгазировании ( 51 83 м3 / т), меньше, чем при ее однократном стандартном разгазировании ( ОСР) ( 66 6 м3 / т) на двадцать ( 20) с лишним процентов. Плотность ( молярная масса) нефтяного газа, выделяющегося из нефти при пластовой температуре ( 56 С), существенно больше, чем при 20 С, то есть при пластовой температуре в нефтяном газе существенно больше тяжелых углеводородов пластовой нефти, включая ее пары. [16]

Обращаясь к истории проектирования разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, а также к результатам анализа состояния их разработки, можно проследить, как со временем менялись взгляды специалистов на основные принципы и концепции разработки этих пластов. К этому следует добавить, что при реализации решений проектных документов возникали объективные и субъективные трудности. [17]

Баженовское месторождение. Структурная карта по кровле пласта IV артинского яруса. [18]

Ветлянскос месторождение находится в 7 км к юго-западу от Кулешовского месторождения. В 1965 г. на площади открыта газоносность башкирских отложений. В геологическом строении месторождения принимают участие пермские, каменноугольные и девонские отложения. [19]

На рис. 7 представлены очень интересные профили приемистости пласта А3 Кулешовского месторождения в нагнетательной скв. Как видно, при малом объеме закачки ( 600 м3 / сут) верхние интервалы пласта воду не принимали, поэтому их можно было бы считать слабопроницаемыми, но с увеличением объема закачки до 1500 м3 / сут приемистость верхних и нижних интервалов пласта стала одинаковой, а при дальнейшем увеличении объема закачки воды в пласт до 2700 м3 / сут, наоборот, приемистость верхних интервалов стала значительно выше, чем нижнего. [20]

В геологической модели, принятой при проектировании разработки пласта А4 Кулешовского месторождения ( рис. 2), вероятной считалась связь между пористыми слоями по системе трещин в плотных пропласт-ках и последние были даже включены в нефтенасыщенный объем пласта при первоначальном подсчете запасов нефти как трещиновато-низкопористый коллектор. В технологической схеме разработки было предусмотрено вскрытие в добывающих и нагнетательных скважинах продуктивной пачки на всю толщину единым фильтром. [21]

В заключение необходимо отметить, что приведенные доказательства наличия на Кулешовском месторождении поперечных дизъюнктивных разломов являютуя подтверждением приуроченности к ним поглощении промывочной жидкости. Отсюда делается вывод, что указанные нарушения являются одной из причин поглощений. Однако при этом необходимо отметить, что приуроченность поглощении не ко всему разрезу, а, главным образом, к региональным стратиграфически поглощающим интервалам ( серпуховскому и фамсиекому ярусу) указывает на то, что в последних существовали наиболее благоприятные условия для формирования зон поглощении. Это было связано с наличием в них частого чередования прослоев глин ( серпуховские) и ангидритов ( фамен-ские) с компетентными карбонатными породами. [22]

По предлагаемой технологии были проведены три опытные закачки в нагнетательные скважины Кулешовского месторождения. [23]

Кривая распределения количества нагнетае-мой воды по мощности продуктивных пластов кун-гура. [24]

Такая работа выполнена нами на примере разработки пластов АЗ и А4 Кулешовского месторождения, пласта C-I Мухановского месторождения и кунгурского продуктивного пласта Яблоневского месторождения. [25]

Утевское и Бариновско-Лебяжинекое месторождения также эксплуатируются редкой сеткой скважин, только на Кулешовском месторождении она в два раза плотнее. На этом месторождении залежи нефти разрабатываются наиболее эффективно. [26]

Разриботка одной из наиболее изученных на территории Урало-По - волжья залежи пласта А4 Кулешовского месторождения с самого начала осуществляется по блоковой системе. Бурение нагнетательных скважин разрезающих рядов осуществлено в начальный период разработки, благодаря чему блоки, получившиеся в результате разрезания залежи, превратились в самостоятельные объекты разработки. За исключением I блока, имеющего худшую проницаемость и содержащего более вязкую нефть, названные объекты имеют близкую характеристику ( табл. 36), но разбурены по разным сеткам. [27]

Таким образом, закачка нефте - и взвесесодержащих сточных вод в трещиновато-пористые продуктивные пласты Кулешовского месторождения сопровождается естественным автоматическим регулированием фронта вытеснения нефти водой как по глубине за счет снижения удельной приемистости наиболее проницаемых пропластков, так и по мощности разрабатываемого объекта за счет засорения и самоочистки отдельных проводящих каналов, расположенных по всей мощности разрабатываемого объекта. [28]

Ниже представлены типичные расчетные и фактические результаты дифференциального разгазирования пластовой нефти на примере четырех-ступенчатой сепарации пластовой нефти Кулешовского месторождения Куйбышевской области при давлениях на ступенях сепарации: 0 75; 0 275; 0 11 и 0 1 МПа при температуре 20 С. [29]

Так, на нефтяных залежах девонских пластов Дмитриевского, Дерюжев-ского, Мухановского, Ново-Запрудненского, Шкаповского месторождений, пласта АЗ Кулешовского месторождения, а также на целом ряде других залежей отмечается сравнительно длительный период безводной эксплуатации скважин, а затем очень быстрый рост их обводненности. [30]

Страницы: 1 2 3 4