Бавлинское нефтяное месторождение

Cтраница 3

Например, для подтверждения гидродинамических расчетов, согласно которым разрежение плотности сетки скважин вдвое в условиях девонских залежей легкой нефти не отразится на темпах добычи нефти, в 1958 г. на Бавлинском нефтяном месторождении было произведено разрежение сетки скважин через одну. [31]

Бавлинского нефтяного месторождения, заимствованный из монографии С.А. Султанова, приведен на рис. 1.7. В этой скважине переходная зона, образовавшаяся в процессе эксплуатации, фиксируется характерной зазубренностью кривой рк малых градиент-зондов с одновременным понижением кажущегося сопротивления. Начальное положение ВНК четко отмечалось на абсолютной отметке - 1486 4 м по скважинам, пробуренным до начала разработки данного участка залежи. [32]

Схема положений внешнего и внутреннего контуров нефтеносности. [33]

На Ромашкинском нефтяном месторождении около Vs части девонской залежи нефти подстилается подошвенной водой. Начальная нефтеносная площадь пласта Дг Бавлинского нефтяного месторождения более чем на 62 % имеет подошвенную воду. Если залежь подстилается полностью подошвенной водой, как, например, залежи пласта IV - б Мухановского месторождения Куйбышевской обл. Дху Бавлинского месторождения, то на плане может быть проведен только внешний контур нефтеносности. [34]

Это изобретение было первым в ряду изобретений, оперативно учитывающих геологическое строение и продуктивность нефтяных пластов, обнаруженных в процессе бурения и исследования скважин при создании системы разработки. Впервые это изобретение было реализовано в Татарии на Ново-Бавлинской площади Бавлинского нефтяного месторождения. В заключение автор выражает свою большую благодарность РИТЭК и ее генеральному директору Грайферу Валерию Исааковичу за предоставленную возможность издать эту книгу. [35]

Впервые такая карта была составлена для скважин пласта Д: Бавлинского нефтяного месторождения. [36]

При подобном перемещении контакта возможно, что нефть целиком останется в кровельной части пласта. Именно такой характер движения поверхности контакта отмечен на северо-западном участке Бавлинского нефтяного месторождения. Такой характер продвижения вод крайне нежелателен, так как при этом происходит расширение водонефтяной зоны и осложняется эксплуатация месторождения. [37]

Одним из объективных решений проблем влияния плотности сетки скважин на производительность залежи, темпы обводнения скважин, уровень добычи жидкости и конечную нефтеотдачу является проведение специальных промысловых исследований с целью получения фактических данных. В конце 50 - х годов проводился промышленный эксперимент на Бавлинском нефтяном месторождении. [38]

Продольный профиль по первому эксплуатационному ряду сква / - нефтеносные песчаники. 2 - водоносные песчаники. 3 - заводненная часть пласта. [39]

Рассмотрим еще один интересный пример совместного использования графика перемещения ВНК и геолого-геофизических профилей для выяснения особенностей движения подошвенной воды. На рис. 51 показаны расположение скважин и отметки водонефтя-ного контакта в них, определенные по данным бокового электрического зондирования пласта Дг Бавлинского нефтяного месторождения. [40]

Искривление поверхности водонефтяного контакта во времени в результате взаимного влияния закачки воды и отбора жидкости. [41]

С, где жидкость не отбирается, наблюдается более медленный подъем ВНК. Именно такой характер имеет поверхность контакта на северо-западном участке Бавлинского нефтяного месторождения. [42]

К сожалению, дискуссия по проблеме влияния плотности сетки размещения скважин на нефтеотдачу приняла альтернативный характер и дальнейшее развитие дискуссии в этом направлении следует считать нежелательным. Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений позволяет сделать вывод, что однозначного решения проблемы о влиянии сетки размещения скважин на нефтеотдачу, вообще говоря, не существует и существовать не может. В связи с этим наивно полагать, что опыт разработки Бавлинского нефтяного месторождения даже при условии доведения промышленного эксперимента до конца даст окончательное решение стоящей проблемы. [43]

Таким образом, водонефтяные зоны Шкаповского месторождения представляют собой широкие ( в плане) площади подстилаемых водой нефтенасыщенных пластов Дг и Д [ у, окаймляющие по периферии нефтяные залежи этих пластов. Они весьма похожи по геологическому строению на ВНЗ пласта Д [ Бавлинского нефтяного месторождения. Но водонефтяная зона этого месторождения отличается меньшей шириной, а по геолого-физическим свойствам пород ближе всего соответствует коллекторам южного блока пласта Д [ Шкаповского месторождения. [44]

Определив так или иначе тренд и, следовательно, найдя флуктуации поля, можно, предположив, что флуктуации являются однородными полями, найти дисперсию поля. Считая поле изотропным, можно построить эмпирическую корреляционную функцию К ( г) и, если это полезно, аппроксимировать ее удобной для последующих вычислений функцией. Примеры таких построений приведены в [35], где обработаны результаты гидродинамических исследований проницаемости по пластам Д1У Шкаповского нефтяного месторождения, Д1 Бавлинского нефтяного месторождения ( рис. 1) и месторождению Жирное. [45]

Страницы: 1 2 3 4