Средне-балыкское месторождение

Cтраница 1

Средне-Балыкское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к Южно-Балыкскому куполовидному поднятию, по данным сейсмической съемки, оно представляет собой довольно обширную структуру почти меридионального простирания. [1]

Средне-Балыкского месторождения имеет сложный профиль ствола. На рис. 39 схематично изображен участок труб, в пределах которых жидкость поднималась при притоке. Здесь же показана эквивалентная схема вертикального ствола, который изображен в виде трех участков. Поскольку жидкостью перед испытанием было заполнено нижняя и часть средней полости труб, то в расчетах учтен только фактор перехода жидкости из средней в верхнюю секцию колонны. В связи с тем, что переход от одной секции к другой имеет плавный характер на КП нет точки излома. Однако фактор изменения вместимости труб учтен при поиске наиболее совпадающей КП на эталонном графике. Отклонение верхнего участка фактической кривой в сторону кривой Сб10 связано, как мы уже отметили, с уменьшением емкостного показателя. Далее в соответствии с вышеизложенной методикой были найдены показатели проницаемости. [2]

Дегазированная нефть Средне-Балыкского месторождения сернистая, ( класс II), парафиновая ( вид Г), имеет средние плотность и вязкость. [3]

Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности SH. OCT. от проницаемости К глинизированного песчаника пласта BCie-22 Средне-Балыкского месторождения. [4]

Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта BCie-22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением проницаемости для газа с 23 3 - 10 - 3 до 10 4 - 10 - 3 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме смещается в сторону больших значений нефтенасыщенности. По-видимому, данное явление обусловлено набуханием глинистого цемента, в результате которого изменяются структура и поверхностные свойства капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [5]

Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокачки по месторождению. 1 - Южно-Балыкское, . / ( 0 036 мкм2. 2 - Южно-Балыкское, / ( 0 013 мкм2. 3 - Средне-Балыкское, 0 023 мкм2. 4 - Средне-Балыкское, / ( 0 0251 мкм2. 5 - По-камасовское, / ( 0 026. 6 - Средне-Балыкское, К0 0239 мкм2. [6]

При этом добывается от 16 5 до 32 1 % объема вытесненной нефти при указанной выше степени уменьшения проницаемости песчаника БС16 - 22 Средне-Балыкского месторождения. [7]

Зависимость коэффициента вытеснения от объема прокачки по месторождению. 1 - Южно-Балыкское, К-0036 мкм2. 2 - Южно-Балыкское, Х0 013 мкм2. 3 - Средне-Балыкское, К0 023 мкм2. 4 - Средне-Балыкское, . / ( 0 0251 мкм2. 5 - По-камасовское, . / ( 0 026. 6 - Средне-Балыкское, / ( 0 0239 мкм2. [8]

При этом добывается от 16 5 до 32 1 % объема вытесненной нефти при указанной выше степени уменьшения проницаемости песчаника BCi6 - 22 Средне-Балыкского месторождения. [9]

Диаграммы относительных фазовых проницаемостей для нефти и.| Зависимость коэффициента вытеснения ( 1 и остаточной нефтенасыщенности ( 2 от проницаемости. [10]

Этот факт свидетельствует о частичном запирании нефти в поро-вых каналах низкопроницаемой пористой среды. По результатам проведенных исследований были построены зависимости коэффициента вытеснения и остаточной нефтенасыщенности от проницаемости для пласта BCi6 - 22 Средне-Балыкского месторождения ( рис. 1.4), анализ которого показал следующее. [11]

Проведенные расчеты показывают, что наиболее жестким фактором, лимитирующим добывные возможности нефтяных скважин, например, для Западной Сибири, являются неблагоприятные условия для фильтрации нефти в связи с повышенной водонасыщенностью коллекторов и характером смачиваемости. Так, при повышении на 20 % водонасыщенности ПЗП в радиусе от 0 2 до 1 м приток нефти к забою добывающих скважин для Средне-Балыкского месторождения падает в 2 2 - 8 02 раза. Это обусловливает обязательность проведений вначале снижения водонасыщенности в ПЗП, например, сочетанием растворителей с реагентами для фобизации породы и водо-поглотителей. Применительно к самым низкопродуктивным коллекторам ачимовской пачки Средне-Балыкского месторождения проведенные с учетом данных по стандартному комплексу ГИС расчеты для средней скважины показали, что при реализации всех этапов комплексной обработки ПЗП можно обеспечить прирост суточной добычи нефти от 2 т / сут и более. [12]

Проведенные расчеты показывают, что наиболее жестким фактором, лимитирующим добывные возможности нефтяных скважин, например, для Западной Сибири, являются неблагоприятные условия для фильтрации нефти в связи с повышенной водонасыщенностью коллекторов и характером смачиваемости. Так, при повышении на 20 % водонасыщенности ПЗП в радиусе от 0 2 до 1 м приток нефти к забою добывающих скважин для Средне-Балыкского месторождения падает в 2 2 - 8 02 раза. Это обусловливает обязательность проведения вначале снижения водонасыщенности в ПЗП, например, сочетанием растворителей с реагентами для фобизации породы и водо-поглотителей. Применительно к самым низкопродуктивным коллекторам ачимовской пачки Средне-Балыкского месторождения проведенные с учетом данных по стандартному комплексу ГИС расчеты для средней скважины показали, что при реализации всех этапов комплексной обработки ПЗП можно обеспечить прирост суточной добычи нефти от 2 т / сут и более. [13]

Если работы ведутся на группе скважин, технологический эффект суммируется. Затем прирост объема закачки переводится на объем дополнительно добываемой нефти. Результаты расчетов с учетом балансовых соотношений закачки и отборов для ачимовской пачки Средне-Балыкского месторождения показали, что реализация рекомендаций по комплексной обработке добывающих скважин и повышение давления нагнетания обеспечивают прирост на каждую добывающую скважину на 80 - 90 % потенциально возможного. [14]

Страницы: 1 2