Озеркинское месторождение
Cтраница 1
Озеркинское месторождение, открытое в 1969 г., расположено в пределах восточного борта Мелекесской впадины. Площадь состоит из трех небольших поднятий, лежащих на одном цоколе фундамента. Озеркинское поднятие представлено в виде обширной замкнутой складки на севере широтного, а на юге - почти меридионального простирания. [1]
Озеркинское месторождение расположено в 10 - 12 км южнее Казанковского месторождения. [2]
На Озеркинском месторождении с этажом нефтеносности 150 м и неф-тенасыщенной толщиной 23 9 м ( средняя пористость 0 15; проницаемость 0 067 мкм2; вязкость нефти 1 89 мПа с) закачка газа и конденсата начата в 1975 г. Подтверждена высокая эффективность указанного метода повышения нефтеотдачи из рифогенных отложений с большими этажами нефтеносности. [3]
 |
Карта равных значений КО Озеркинского месторождения. [4] |
Нефтяная залежь Озеркинского месторождения приурочена к известнякам ассельско-сакмарского яруса пермского возраста и представляет собой двухвершинный риф. [5]
Средняя проницаемость залежи Озеркинского месторождения равна 0 021 мкм2 ( табл. 2.3) по экспоненциальной зависимости между проницаемостью и пористостью и 0 027 ( табл. 2.4) по степенной зависимости. [6]
Специфичность физических свойств нефтей Озеркинского месторождения проявляется в весьма высокой вязкости нефти ( вплоть до аномально высокой, р142 МПа-с) и в низком газосодержании. Следует также отметить низкие значения коэффициента растворимости, в 3 - 4 раза меньше среднего. [7]
Дегазированная нефть бобриковского горизонта Озеркинского месторождения тяжелая, парафиновая ( вид ГЬ), высокосернистая ( класс III), смолистая. Вязкость этой нефти очень высока. [8]
Это объясняется тем, что па Озеркинском месторождении в результате применения закрытой конструкции скважин образовалась вторичная газовая шапка и проводится закачка газа в кровельную часть структуры. [9]
Объединение Башнефть планирует провести ( и частично уже проводит на Озеркинском месторождении) обширные опытно-промышленные работы по увеличению конечной нефтеотдачи путем создания искусственной газовой шапки за счет закачки газа в сводовую часть рифовых массивов. [10]
Опытно-промышленные работы по закачке конденсата и газа высокого давления на Озеркинском месторождении НГДУ Ишим-байнефть и текущие результаты разработки Кумертауского месторождения подтверждают высокую эффективность указанного метода повышения нефтеотдачи из рифогенных залежей с большими этажами нефтеносности. [11]
На рис. 3.10 построен график изменения нефтеотдачи по годам по расчетной схеме-модели для Озеркинского месторождения ( табл. 3.6) и фактическое изменение нефтеотдачи для Южно-Кумертауского месторождения. Наблюдается совпадение графиков до 21 года разработки. Можно сделать вывод, что представленная в работе расчетная схема-модель позволяет прогнозировать показатели разработки газонапорного режима при вертикальном вытеснении нефти газом. [12]
Закрытая конструкция добывающих скважин со вскрытием 30 - 35 м толщины в нижней части рифового массива внедрена на Озеркинском месторождении. Озеркинское нефтяное месторождение разрабатывается с 1960 года. К 1967 году оно разбурено 17 скважинами. [13]
По данным исследований керна Южно-Кумертауского месторождения определены зависимости проницаемости и водонасыщенности от пористости, используя которые построена функция распределения проницаемости Озеркинского месторождения. [14]
Текущие результаты разработки Кумертауского месторождения при естественном газонапорном режиме и опытно-промышленных р-абот по закачке конденсата и газа высокого давления на Озеркинском месторождении НГДУ Ишим-байнефть подтверждают высокую эффективность указанного метода повышения нефтеотдачи пластов. Поэтому увеличение нефтеотдачи месторождений для старейшего нефтяного района представляет актуальную хозяйственную задачу. [15]
Страницы: 1 2