Осинское месторождение

Cтраница 3

Поскольку в карбонатных коллекторах эффективность вытеснения нефти в значительной мере определяется интенсивностью поверхностных явлений, коэффициент вытеснения должен быть тесно связан с удельной поверхностью породы. Этот вывод подтвержден сопоставлением величин 7 в, полученных для образцов карбонатных пород башкирского яруса Осинского месторождения, с данными по определению удельной поверхности фильтрации 8ф ( см2 / см3) этих образцов. [31]

В связи с этим ниже следует критический обзор состояния проблемы и рассматриваются последствия применения ПЯВ-гехнологий первого типа на примере Осинского месторождения. Анализ последствий ПЯВ на других объектах является предметом следующих статей. [32]

Выше проблема защитных мероприятий Осинского промысла была рассмотрена по состоянию на 1995 г., до того как он был акционирован. Ход и результаты этих мероприятий в последующее время здесь не освещены из-за отсутствия необходимой информации. Тем самым ЛУКОЙЛ - Пермнефть при разработке Осинского месторождения отдает предпочтение упомянутой выше концепции защитных экранов, которая, однако, не выдерживает критики. [33]

Изучение трещиноватости показало, что в большинстве районов раскрытость трещин на глубине очень низка. Так, по данным ВНИГРИ, 85 % трещин имеет раскрытость 10 - 30 мкм. Аналогичная раскрытость трещин выявлена С.Д. Сумароковым и М.А. Эсмонтович в башкирских отложениях Осинского месторождения. Густота расположения микротрещин на этом месторождении даже в пределах одновозрастных отложений существенно меняется в зависимости от структурно-генетического типа пород. [34]

Изучение трещиноватости показало, что в большинстве районов раскрытость трещин на глубине очень низка. Так, по данным ВНИГРИ 85 % трещин имеет раскрытость в пределах 10 - 30 мкм. В частности, аналогичная величина выявлена С. Д. Сумароковым и М. А. Эсмонтович в башкирских отложениях Осинского месторождения. Густота микротрещин на этом месторождении даже в пределах одновозрастных отложений существенно меняется в зависимости от структурно-генетического типа пород. Например, в биоморфных известняках, которые преобладают в разрезе, она составляет 5 - 30, в хемогенных 13 - 194, в сгустковых 16 - 2904 / к. На Батырбайском месторождении в турнейских известняках С. Д. Сумароковым и М. А. Эсмонтович по керну отмечены трещины раскрытостью до 2 - 3 мм, направленные под разными углами по отношению к слоистости. [35]

Содержание воды в добываемой жидкости по участкам. [36]

Первое изменение давления нагнетания со 125 до 140 кгс / см2 привело к повышению содержания воды на северном участке, южный работал с очень небольшим обводнением продукции. Повышение давления де 180 кгс / см2 в 1973 г. привело к росту обводнения на южном участке, а на северном оно изменилось мало. Анализ работы близко расположенных к IV ряду эксплуатационных скважин существенного изменения в характере обводнения не показал: явного прорыва воды, как это было на Осинском месторождении, не наблюдалось. [37]

По геолого-физической характеристике залежи можно разбить условно на три группы: приуроченные к терригенным пластам с высокой и средней продуктивностью, к терригенным пластам низкой продуктивности ( повышенная изменчивость), к карбонатным коллекторам плас-тово-массивного типа. Первая группа делится на две подгруппы: 1а - с вязкостью до 4 мПа - с, 16 - с повышенной вязкостью. К подгруппе 1а относятся залежи яснополянского надгоризонта Ярино-Каменноложс - кого, Таныпского и Севере-Таны некого месторождений, к подгруппе 16 - залежи яснополянского надгоризонта Падунского, Васильевского, Гондыревского месторождений, ко второй группе - яснополянская залежь Асюльской-ллощади, к третьей - залежь в отложениях башкиро-намюрского яруса Осинского месторождения. [38]

Денвер, исходной была геологическая модель типа прерывистый пласт, отражающая также и принципиально важные особенности строения объекта, сильно усложняющие его разработку: высокую расчлененность и многопластовый ( многослойный) характер в сочетании с повышенной вязкостью нефти. Главный недостаток разведки и подготовки объекта к разработке заключался в том, что ни в одной скважине не было проведено послойного ( поинтервального) опробования, гидродинамического обследования продуктивного разреза большой толщины и анализа свойств нефти. Если бы это было учтено в проекте, то не было бы принято решение о разработке объекта единой системой добывающих и нагнетательных скважин. Опыт разработки Осинского месторождения показал, что по залежам нефти в сложно построенных карбонатных коллекторах проектные решения на уровне технологической схемы следует принимать только после опережающего разбуривания и пробной эксплуатации характерных опытных участков. [39]

Страницы: 1 2 3