Шкаповское нефтяное месторождение

Cтраница 1

Шкаповское нефтяное месторождение, открытое в 1953 году, расположено в юго-западной части Башкортостана. В его строении принимают участие пермские, каменноугольные, девонские и бавлинские отложения. [1]

Шкаповское нефтяное месторождение, открытое в 1953 г., расположено в юго-западной части Башкирской АССР. В его строении принимают участие бавлинские, девонские, каменноугольные и пермские отложения. [2]

Шкаповское нефтяное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления при высоких темпах закачки. В связи с этим многие скважины имеют высокие динамические уровни. Анализ показывает, что для откачивания жидкости из таких скважин потребный напор насоса Нн, необходимый для подъема определенного количества жидкости Qw. [3]

Шкаповское нефтяное месторождение ( рис. 15) находится к югу от г. Белебея. Открыто в 1953 г. Введено в разработку в 1955 г. Расположено на восточной окраине Альметьевской вершины Татарского свода и приурочено к одноименной структуре. Шкаповская структура является обширной брахиантиклиналью северо-западного простирания. На основной брахиантиклинали выделяются три относительно приподнятые зоны: центральная, юго-западная и северо-восточная. Нефте-носносность в разрезе месторождения установлена в терригеннои толще нижнего карбона, известняках турнейского и фаменского ярусов и в девонскихтерригенных отложениях. Основные объекты разведки горизонта Д и Д1у, расположенные на глубинах 2150 и 2170 м, содержат 98 2 % начальных извлекаемых запасов нефти месторождения. [4]

Схема водно-гелиевого опробования четвертичных, неогеновых и верхнепермских отложений нижнего течения р. Белой. [5]

Шкаповское нефтяное месторождение расположено в пределах Татарского свода. В рельефе он выражен Бугульминско-Белебеевской возвышенностью, со средними абсолютными отметками 300 - 400 м, глубоко расчлененной ( до 100 - 150 м) долинами рек. [6]

Изучение профилей приемистости нагнетательных скважин Шкаповского нефтяного месторождения по данным исследования глубинным расходомером типа РГД-3 показывает, что в поздней и завершающей стадиях разработки коэффициент охвата пластов Дл и Д: у заводнением по толщине имеет тенденцию к уменьшению. Анализ свидетельствует, что сокращение профиля приемистости наблюдается не во всех нагнетательных скважинах. [7]

Поэтому было принято решение запроектировать эксплуатацию скважин пласта Дт Шкаповского нефтяного месторождения при помощи электропогружных насосов. [8]

В настоящее время разработан проект транспортировки стоков из Стерлитамака до Шкаповского нефтяного месторождения и начато строительство трубопровода. Установлено, что сточные воды нефтепромыслов, Стерлитамакского содово-цементного комбината и Уфимского завода синтезспирта обладают более высокими фильтрационными и нефтевымывающими свойствами, чем пресные воды. С 1968 г. проводятся работы по решению проблемы использования сточных вод уфимской группы нефтеперерабатывающих заводов в системе заводнения нефтяных месторождений. [9]

В настоящее время закончена разработка проекта транспортировки стоков из Стерлитамака до Шкаповского нефтяного месторождения и в 1968 г. начато строительство трубопровода со всеми коммуникациями. [10]

На рис. 4 приводится пример такой общей корреляции диаграмм стандартного каротажа скважин в пределах продуктивной толщи девона Шкаповского нефтяного месторождения Вол-го - Уральской нефтегазоносной провинции. На сопоставляемых диаграммах выделяется ряд горизонтов, хорошо прослеживающихся во всех скважинах. К их числу относится тонкий пласт известняка в подошве кыновских отложений, отмечаемый высокими показаниями на диаграммах кажущихся сопротивлений. В средней части живетского яруса залегает аналогичный предыдущему пласт известняка, также хорошо отмечаемый во всех сопоставляемых скважинах. От черного известняка рассматриваемый пласт отличается более глубоким прогибом на кривой ПС. Еще один пласт известняка залегает в кровле эйфельского яруса. [11]

На рис. 2 представлены кривые изменения коэффициента вязкости от напряжения сдвига при различных газосодержаниях нефти скважины 693 Шкаповского нефтяного месторождения. [12]

Сопоставление фактических и расчетных показателей обводнения южной зоны пласта Д. [13]

Для оценки степени достоверности результатов расчета по предлагаемому методу было произведено сопоставление расчетных показателей процесса обводнения с фактическими по пласту flj южной: зоны Шкаповского нефтяного месторождения. [14]

Шкаповского нефтяного месторождения следующие. [15]

Страницы: 1 2