Нефтяное месторождение - урало-поволжье
Cтраница 2
Большая практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, п-ов Мангышлак и других районов показала, что неравномерность процесса заводнения и неполная выработка запасов объясняется сложностью геологического строения продуктивного пласта, трудностью регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствием радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. [16]
Многолетняя практика разработки нефтяных месторождений Урало-Поволжья, Западной Сибири, п-ова Мангышлак и других районов показала, что главная особенность, характерная для всех методов заводнения, заключается в неравномерности распределения воды в коллекторы: опережающим темпом обводняются пласты с лучшими коллекторскими свойствами, при этом невыработанными остаются отдельные менее проницаемые пласты и пропластки. Выявлены трудность регулирования разработки неоднородных коллекторов, а также отсутствие радикальных способов ограничения отбора воды из скважин, эксплуатирующих частично обводненные пласты. [17]
 |
Механические свойства кремнистых пород. [18] |
Были испытаны только кремнистые породы нефтяных месторождений Урало-Поволжья палеозойского возраста, представленные главным образом халцедоном, частично переходящим в кварц. [19]
Малодебиткые скважины весьма распространены на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья. [20]
Наиболее полно этим условиям отвечают многие нефтяные месторождения Урало-Поволжья, Западной Сибири, полуострова Мангышлак, восточной части Украинской ССР, Азербайджанской ССР, Коми АССР и ряда других районов страны. [21]
Ромашкинского месторождения является средней для рассматриваемых нефтяных месторождений Урало-Поволжья. [22]
 |
Типичная динамика нефтеотдачи ц относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде V на среднем месторождении во времени. [23] |
На рис. 28 показаны эффективность разработки типичного нефтяного месторождения Урало-Поволжья при заводнении, по сравнению с режимом растворенного газа, и необходимый объем закачки воды в нефтеносный пласт для поддержания пластового давления на постоянном уровне. При режиме растворенного газа из пласта можно извлечь лишь 14 - 15 % начальных геологических запасов нефти и срок разработки без ограничений темпа отбора нефти не превышает 15 - 20 лет. Продолжительность разработки месторождения при заводнении также увеличивается в 2 - 3 раза. Добыча нефти при заводнении месторождений сопровождается отбором воды, которая появляется в добывающих скважинах сначала в малых объемах, а в конце разработки достигает 95V98 % и более. Наиболее характерная черта разработки месторождений при водонапорном режиме - поддержание пластового давления и отбора жидкости из пластов на постоянном уровне на протяжении всего периода эксплуатации. [24]
Границей раздела пресных и минерализованных вод на большинстве нефтяных месторождений Урало-Поволжья является кровля кунгурского яруса; на отдельных месторождениях дополнительно - кровля свиты А верхнеказанского подъяруса и кровля артинского яруса. [25]
В первой главе анализируется состояние заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья в условиях современной стадии их разработки. Осложнения при креплении скважин и снижение эксплуатационной надежности крепи в процессе эксплуатации обусловлены изменяющимися условиями разработки нефтяных месторождений. [26]
Этим может быть объяснен тот факт, что, например, на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья имеются сотни нагнетательных скважин, в которые закачивается вода с содержанием железа до 0 5 мг / л и взвешенных частиц до 10 мг / л и более, и тем не менее эти скважины работают уже много лет без ощутимого снижения поглотительной способности. Очевидно, что эта взвесь распределяется относительно тонким слоем по фильтрующей поверхности скважины. [27]
Этими явлениями может быть объяснен тот факт, что, например, на нефтяных месторождениях Урало-Поволжья имеются сотни нагнетательных скважин, в кофрые закачивается вода с содержанием железа 0 5 мг / л и взвешенных частиц до 10 мг / л и более, и тем не менее эти скважины работают уже много лет без ощутимого снижения поглотительной способности. Очевидно, что эта взвесь распределяется относительно тонким слоем по большой фильтрующей поверхности. [28]
В основу предлагаемой работы авторами положен фактический материал из практики эксплуатации систем заводнения пластов нефтяных месторождений Урало-Поволжья и прежде всего Ромаш-кинского месторождения. Кратко изложено также развитие методов заводнения и в некоторых других нефтедобывающих районах Советского Союза и США, в основном тех, где заводнение пластов начало применяться раньше или одновременно с освоением системы заводнения Ромашкинского месторождения. [29]
Была найдена теоретическая функция распределения проницаемости, которая сопоставлялась с фактическими данными по всем нефтяным месторождениям Урало-Поволжья. В подавляющем большинстве случаев получена хорошая сходимость. [30]
Страницы: 1 2 3 4