Мощность - продуктивный пласт
Cтраница 3
На Сусловском месторождении установлена газоносность бобриковского горизонта. Продуктивный горизонт залегает на глубине 1407 - 1460 м и сложен песчаниками кварцевыми, слабо сцементированными, рыхлыми. Мощность продуктивного пласта составляет 19 - 30 м, причем максимальные значения мощностей отмечаются в сводовой и южной частях структуры. [31]
На площади выявлена крупная газонефтяная залежь, связанная с отложениями калиновской свиты. Продуктивный горизонт представлен серыми и темно-серыми известняками и доломитами, местами сильно глинистыми кавернозными, с прослоями мергелей и глинистых песчаников. Мощность продуктивного пласта 17 - 22 м -, увеличение мощности происходит с востока на запад. [32]
 |
Южно-Аля - совское и Северо-Алясовское месторождения. Структурная карта по кровле продуктивного пласта П. 1 - изогипсы пласта П. 2 - контур газоносности. 3 - зона отсутствия коллекторов. [33] |
Продуктивный пласт П представлен песчаниками, алевролитами и известняками-ракушняками. Песчаники светлые и светло-серые, разнозернистые, кварцевые. Мощность продуктивного пласта сильно колеблется в зависимости от положения на структуре, увеличиваясь на ( крыльях и уменьшаясь к своду. [34]
На месторождении выявлены четыре газовые залежи - верхне-филипповская, филипповская ( кунгурский ярус), артинско-среднека-менноугольная и верейско-башкирская и одна нефтяная - в известняках турнейского яруса. Верхнефилипповская залежь, по-видимому, промышленной ценности не представляет. Мощность продуктивного пласта филипповской залежи 15 - 20 м, залежь подстилается нефтяной оторочкой. [35]
Метод осевого разрезания залежи, когда разрезающий ряд расположен по оси структуры, использован на двух месторождениях - Трехозер-ном и Усть-Балыкском. Однако этот метод не везде применим. Так, по Трехозерному месторождению, где мощность продуктивного пласта уменьшается к своду залежи, скважины осевого ряда не обеспечивают эффективным охватом все пропла-стки, что способствует оставлению значительных запасов без воздействия закачиваемой воды в зоне, примыкающей к линии выклинивания. [36]
 |
Пример определения линии фациального замещения коллекторов по карте изменения значений относительной аномалии ПС. [37] |
При небольшом числе пробуренных скважин положение линий выклинивания или размыва пласта проводят условно посредине между каждой парой скважин, в одной из которых имеется продуктивный пласт, а в другой он не отлагался или размыт. Этот способ обычно применяют на стадии проектирования разработки по редкой сетке разведочных скважин. После разбуривания залежи сеткой добывающих скважин линию выклинивания можно провести более точно по градиенту уменьшения мощности продуктивного пласта в направлении к линии выклинивания или размыва. [38]
Следовательно, продуктивные пласты нефтяных месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей существенно отличаются по характеру распределения запасов по пропласткам различной мощности. Можно считать, что чем больший объем запасов заключен в пропластках малой мощности, тем более сложно достигнуть высоких показателей разработки нефтяной залежи, тем более низкая нефтеотдача будет достигнута в результате разработки. В связи с этим функция распределения объема пласта по пропласткам различной мощности является такой же необходимой характеристикой нефтяной залежи, как ее пористость, проницаемость, мощность продуктивного пласта, физические свойства пластовых жидкостей, и ее необходимо обязательно определять уже на стадии проектирования разработки нефтяных месторождений. [39]
 |
Зависимость Др2 от Q для. [40] |
Обычно влияние пробки на производительность скважины и эффект от ее ликвидации устанавливается путем сопоставления дебита и давления скважин до образования пробки в процессе работы скважины и после ликвидации пробки. Влияние высоты пробки, независимо от глубины спуска фонтанных труб, незаметно в случаях, когда нижняя часть пласта низкопродуктивная или же в изотропном пласте, когда высота пробки не превышает 0 1 - 0 2 от общей перфорированной мощности продуктивного пласта. Нарушение закономерности образования пробки можно наблюдать в тех случаях, когда скважина вскрывает несколько пластов с различной продуктивной характеристикой и устойчивостью на разрушение, эксплуатирующихся без разобщителя. [41]
Однако теперь можно установить значение рв довольно удовлетворительно, по крайней мере для отдельных кернов, при помощи отбора их раствором на нефтяной основе и экспериментов с капиллярным давлением. Начальный коэффициент пластового объема нефти А может быть замерен из экспериментов с р - v - Т над пробами, взятыми с забоя, или рекомбинирован-ными сепараторными образцами нефти. Часто можно оценить это давление на пределе заброса до 7 ат, учитывая глубину залегания пласта и начальные потенциалы скважин, а также проницаемость и мощность продуктивного пласта. [42]
Однако теперь можно установить значение дв довольно удовлетворительно, по крайней мере для отдельных кернов, при помощи отбора их раствором на нефтяной основе и экспериментов с капиллярным давлением. Начальный коэффициент пластового объема нефти ft может быть замерен из экспериментов с р - v - Т над пробами, взятыми с забоя, или рекомбинирован-ными сепараторными образцами нефти. Часто можно оцепить это давление на пределе заброса до 7 ат, учитывая глубину залегания пласта и начальные потенциалы скважин, а также проницаемость и мощность продуктивного пласта. [43]
Страницы: 1 2 3