Серафимовское месторождение

Cтраница 3

Из табл. 7 следует, что на девонских месторождениях соотношение добывающих и нагнетательных скважин близко к 3 0 ( кроме Серафимовского месторождения), а на месторождениях терригенного нижнего карбона - несколько больше. Таким образом, на современной стадии разработки на месторождениях терригенного девона реализуются более интенсивные системы заводнения, чем на месторождениях угленосной толщи. Но последние, соответственно, как свидетельствуют данные той же табл. 7, находятся на несколько более ранних этапах разработки. По текущей обводненности и нефтеотдаче девонские месторождения имеют более высокие показатели. [31]

Расчеты показали [107], что степень неоднородности песчаников горизонта Дц Туймазинского месторождения, где средние проницаемости изменяются в 2 5 раза, и песчаников горизонта Д, Серафимовского месторождения, где средние проницаемости слоев изменяются в 2 раза, примерно одинакова. Однако характер слоистой неоднородности указанных песчаников, как это видно из рис. 1.3, различен. [32]

Плотность сетки скважин на этих объектах колеблется от 13 2 га / скв на Волков-ском и залежи VI Ташлы-Кульского месторождениях до 28 га / скв на Балтаевской площади Серафимовского месторождения. [33]

Плотность сетки скважин на этих объектах колеблется от 13 2 га / скв на Волковс-ком и залежи VI Ташлы-Кульского месторождения, до 28 га / скв на Балтаевской площади Серафимовского месторождения. [34]

В Башкортостане к первой группе относятся объекты кизеловского горизонта турнейского яруса Знаменского, Мустафинского ( залежь III), Волковского, Ташлы-Кульского ( залежь VI), Дмитриевской и Шейхалинской площадей, Саннинской и Бал-таевской площадей Серафимовского месторождения, Петропавловского ( залежи II и III), башкирского яруса Четырманского ( залежь I) и верейского горизонта Игровс-кого месторождения. [35]

Динамика добычи нефти ( при различной.| Динамика отборов жидкости. Ож - отбор. [36]

По объекту Д1У Шкаповского месторождения причина такой динамики дебитов уже рассматривалась. На Серафимовском месторождении низкие дебиты объясняются ограниченным наращиванием отборов при длительном применении только законтурного заводнения. На заключительной стадии разработки по объектам с форсированием отборов после извлечения небольших объемов нефти происходит резкое падение дебитов жидкости. [37]

Как видно из графиков рис. 1.3, проницаемость песчаников горизонта Дц Туймазинского месторождения закономерно увеличивается от кровли к подошвенной части пласта с последующим уменьшением в самой подошве. Проницаемость песчаников горизонта Д Серафимовского месторождения закономерно увеличивается от кровли к средней части пласта с последующим закономерным уменьшением к подошве пласта. Проницаемость песчаников горизонта Дп Константиновского месторождения мало меняется при переходе от одного слоя к другому. Только в кровельной части пласта месторождения проницаемость несколько уменьшается, а имеющийся разброс значений проницаемости по слоям является скорее следствием слоистой неоднородности. [38]

Анализ кривых обводнения ( рис. 68) показывает, что этот процесс по месторождениям отличается. Наилучшие показатели достигнуты по объектам Д1 и Д II Серафимовского месторождения, а также Д I Бавлинского месторождения. Несколько хуже, но также неплохая нефтеотдача достигнута по Д IV Шкапово. Кривая обводнения Туймазинского месторождения ( Д1 ДП) значительно хуже в том смысле, что обводнение началось при меньшей выработке запасов. [39]

Зависимость фактических темпов отбора нефти и жидкости от обводненности продукции. [40]

Темпы отбора жидкости тесно связаны со скоростью фильтрации ее в пласте. Исследование, проведенное И.Х. Сабировым, установило связь между скоростью фильтрации и нефтеотдачей по отдельным участкам Серафимовского месторождения. При сопоставлении скоростей фильтрации по этим объектам с показателями неоднородности установлена тесная связь между ними. По этим участкам было проведено сравнение отношения фактических дебитов жидкости и нефти к потенциальным дебитам жидкости при различной обводненности продукции. [41]

В 1985 - 86 гг. произведен пересчет запасов нефти. В связи с этим обстоятельством и с целью дальнейшего совершенствования разработки месторождения составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. Был рассмотрен один вариант дальнейшей разработки, гак как месторождение находится в завершающей стадии. [42]

Из приведенной в первой главе геолого-физической характеристики можно заключить, что для месторождений терригенного девона наиболее представительными по накопленному опыту разработки и геологическим условиям являются Туймазинское, Шкаповское и Серафимовское месторождения, а для месторождений терригенного нижнего карбона - Арланское и Манчаровское месторождения. [43]

Если на Ьавлинском месторождении не на всех скважинах установлены автоматы, функционируют полуавтоматические приборы, требующие частичного вмешательства человека, не все скважины подключены к диспетчерскому пульту, то на промыслах Серафимовского месторождения ( НПУ Октябрьскнефть), благодаря более полной степени внедрения автоматических приборов в сочетании с более надежным дистанционным контролем работы оборудования и автоматов, проведены существенные организационные изменения в режиме труда операторов. [44]

Темп отбора жидкости из года в год увеличивается и к концу первой и второй стадии отличается в 1 5 - 2 2 раза. Из рисунка видно, что на месторождениях Татарстана темп отбора жидкости не выше темпов месторождений Башкортостана. Если по Серафимовскому месторождению темп отбора жидкости, равный 9 3 %, является самым высоким, то по девонским месторождениям Татарстана самый высокий, 6 8 %, на Первомайском, 5 9 % на Ново-Елховском, 4 7 % на Ромашкинском и 2 7 % на Бондюж-ском. В третьей стадии отбор жидкости по одним месторождения практически сохраняется постоянным, по другим значительно возрастает, по третьим снижается. [45]

Страницы: 1 2 3 4