Мухановское месторождение

Cтраница 2

Пласт С, Мухановского месторождения сложен литолически выдержанными песчаниками, выборка кернов по объекту статистически однородная и распределение т и Ig k подчиняется нормальному закону. [16]

Шаги-мардана Килъдеева на Мухановском месторождении, дала девонскую нефть с суточным дебитом 300 тонн. Почти одновременно девонскую нефть открыли на соседних Михайловской и Коханской площадях, а несколько позднее - на Дмитриевском и Сосново-Дерюжевском месторождениях. [17]

Зависимость коэффициента изменения месячной добычи нефти во времени. [18]

По пласту С, Мухановского месторождения в середине третьей стадии разработки удалось стабилизировать добычу нефти, применяя высокопроизводительные насосы. [19]

При добыче девонской нефти Мухановского месторождения нарафинизации подвержены в основном концевые трапы промысла. Кроме того, наблюдается образование парафинистых осадков при ее транспортировке в железнодорожных цистернах. Нефть Радаев-ского месторождения является одной из немногих нефтей Куйбышевской области, при добыче которой не наблюдается никаких осложнений, связанных с парафинизацией промыслового оборудования. В табл. 2 и на рис. 2 приведены данные по составу парафинов, выделенных из нефтей Куйбышевской области. [20]

В процессе разработки пласта Дц Мухановского месторождения выяснилось, что почти все законтурные нагнетательные скважины очень плохо связаны с залежью. Поэтому было решено прекратить в них закачку. [21]

Форсирование отборов жидкости по пласту CI Мухановского месторождения было начато в 1970 году, когда залежь находилась в конце Ш стадии разработки. Особенно резко были увеличены отборы жидкости по двум из трех пробуренных на объекте рядов добывапцих скважин. [22]

Скорость коррозии под действием сероводородных вод Мухановского месторождения достигает 34 6 г / м2 сутки, а под действием пластовых вод Трех-озерного месторождения Западной Сибири - 0 2 - 0 3 г / м2 сутки. [23]

При разработке залежи нефти пласта Ди Мухановского месторождения при законтурном заводнении давление в законтурной области резко возросло. Рост давления был зафиксирован на соседнем Дмитриевском месторождении, расположенном на расстоянии около 10 км от Мухановского. [24]

Известно, что в геологическом разрезе Мухановского месторождения были выявлены 14 нефтяных пластов, которые согласно технологическим проектам разработки были объединены в пять эксплуатационных объектов: / объект - пласты С, Ci; / / объект - пласты CH, Cm, Civa, Give; Ш объект - пласты Д, Ди, Дщч Дпь Av5 IV объект - пласт Qa; V объект - пласты Cv, Суь Коллекторами всех пластов являются песчаники. Для пластов характерно наличие зон выклинивания и замещения коллекторов. Особенно высокая степень неоднородности типична для пластов девона. [25]

Наиболее высокоплавкие фракции парафинов содержатся в девонской нефти Мухановского месторождения. В нефти Радаевского месторождения не содержится высокоплавких фракций парафинов. Этим может быть объяснено отсутствие парафинизации промыслового-оборудования при ее добыче. [26]

Некоторые данные о разработке нефтяных залежей нижнего карбона Мухановского месторождения. [27]

Так, по нефтяной залежи пласта Д-II F Мухановского месторождения в пропластках с мощностью от О до 2 м содержится 34 % всех запасов нефти, по пласту Бг Покровского месторождения Оренбургской области - 33 %, по пласту В2 Покровского месторождения Куйбышевской области - 25 %, по пласту Д - П Дмитриевского месторождения-17 % запасов нефти. С другой стороны, имеются продуктивные пласты, запасы нефти в которых заключены в пропластках большой мощности, а роль маломощных пропластков очень мала. [28]

Обобщен опыт разработки и регулирования двух многопластовых объектов Мухановского месторождения - пластов ДП и Д1П девона и пластов СП, CHI, GIVa и CIV6 нижнего карбона. [29]

Таким образом, анализ результатов разработки второго объекта Мухановского месторождения подтверждает эффективность проводившегося импульсного воздействия на пласты. Поэтому, исходя не только из теоретических предпосылок, но и накопленного опыта, при обосновании методов регулирования разработки этого объекта в 1964 г. институтом Гипровостокнефть сделана рекомендация и в дальнейшем проводить циклическую закачку воды во все пласты объекта и особенно в разрезающие ряды нагнетательных скважин на пласты СП и GUI. [30]

Страницы: 1 2 3 4