Мортымья-тетеревское месторождение

Cтраница 2

Поляризационные кривые для стали 20 в технологической жидкости Мортымья-Тетеревского месторождения. [16]

Анализ хода поляризационных кривых показал, что, несмотря на то что магнитная обработка сдвигает электродный потенциал в отрицательную сторону, при воздействии магнитного поля на инги-бированную технологическую жидкость Мортымья-Тетеревского месторождения плотность тока коррозии уменьшается в 18 раз по сравнению с неингибированной. [17]

Однако в условиях Мортымья-Тетеревского месторождения все пачки - в большинстве случаев перфорированы совместно: контроля за тем, какой пласт отдает или принимает больше жидкости, до последнего времени почти не производилось. [18]

Толщина пачки в целом изменяется в незначительных пределах, в основном за счет размыва и выклинивания ее нижней части. Наибольшая толщина верхней пачки также отмечена в северной части Мортымья-Тетеревского месторождения в скв. [19]

В процессе данной работы были проанализированы мероприятия, направленные на снижение обводненности добываемой продукции, проведенные на Мортымья-Тетеревском месторождении. [20]

Породы-коллекторы пластов 5Q - БС5 Усть-Балыкского месторождения более однородны по характеру распространения. Залежи нефти этих пластов со всех сторон ограничены водой, но ширина водо-нефтяной зоны невелика, поэтому режим работы залежей пластов BQ - БСв, так же, как и залежей Мортымья-Тетеревского месторождения, - упруго-водонапорный. [21]

Распределение запасов и накопленной добычи нефти по месторождениям. [22]

Суммарные начальные геологические и извлекаемые запасы по выше указанным месторождениям по категории A B Q составляют соответственно 775043 и 261782 тыс. т нефга, по категории Са 136894 и 32081 тыс. т нефти. На 01.01.99 по месторождениям добыто 183613 тыс. т нефти. Основная доля добычи ( 40 7 %) и начальных запасов приходится на Мортымья-Тетеревское месторождение. Наименьший объем запасов приходится на Мулымьинское месторождение. Доля Мулымьинского месторождения от всей группы месторождений составляет 0 71 % от НГЗ и 0 84 % от НИЗ. [23]

Основное замещение пачки Пвл глинистыми породами наблюдается в их подошвенной части. Наибольшая толщина глинистых пород нижне - и средневолжского подъярусов зафиксирована в скв. Мулымья ( Назаровская), где она равна 75 м; в пределах Мортымья-Тетеревского месторождения толщина описываемых глинистых пород в скв. Наиболее высокое положение волжской пачки Пвл отмечается в северной части этого месторождения. Здесь отсутствие пачки зафиксировано лишь в скв. На это же указывает резкое возрастание толщин описываемых отложений в восточном направлении на борту этого выступа ( скв. [24]

И только отдельные подсчеты дали большее расхождение ( 14 1 % - по Северо-Тетеревской залежи Мортымья-Тетеревского месторождения и 8 9 % - по пласту БС5 Усть-Балыкского месторождения), что объясняется отсутствием достоверных данных по замерам текущего пластового давления на даты подсчета. [25]

В 1999 году были проведены опытно-промышленные испытания но закачке волокнисто-дисперсных систем. Эта технология закачки создана для снижении или стабилизации обводненности добываемой продукции путем закачки в нагнетательные скважины дисперсных систем ( полимер, древесная мука, глина, эмульсии на углеводородной или нефтяной основе) в определенной последовательности. В пласте происходит частичная кольматация высокопроницаемых прослоев. При этом полимерные молекулы, являясь хорошими коагуляторами, образуют в этих прослоях крупные шарики, которые частично изолируют высокопроницаемые прослои. По технологии обработано 10 скважин на Мортымья-Тетеревском месторождении. Получен незначительный эффект - 3 29 тыс. т, на одну обработанную скважину прирост составил 0 33 тыс.т. Из-за низкой эффективности в следующем году отказались от этой технологии. [26]

Страницы: 1 2