Cтраница 2
Из табл. 2.1 следует, что свойства пластовых нефтей месторождений Татарстана и Башкортостана отличаются в одних и тех же литолого-стратиграфических комплексах, за исключением нефтей объектов терригенного девона. [16]
В комплексе с рентгено-физическими параметрами нефтей и содержанием в них V и Ni M. X. Файзуллин в 1985 - 1987 гг. разработал не имеющую аналогов методику распознавания нефтей смежных объектов разработки, позволяющую оценить долю добычи нефти из 2 - 3 смежных эксплуатационных объектов по скважинам, где эти объекты вскрыты перфорацией совместно. Появляется возможность выявлять наличие межпластовых перетоков нефти в скважинах, не прибегая к трудоемким и дорогостоящим промысловым исследованиям. Эта методика была успешно апробирована на крупных участках Новохазинской площади Арланского, Югомаш-Максимовского, Игровского и Че-тырманского месторождений. [17]
Разработка нефтегазоконденсатной залежи с глиносодержа-щим коллектором без использования данного способа приводит к нерегулируемому набуханию глинистой составляющей породы-коллектора, многократному падению проницаемости, и, как следствие, к отключению от процесса фильтрации основных запасов нефти объекта. [18]
По данным экспериментальных работ и выполненных расчетов совершенствование вторичного вскрытия позволяет увеличить коэффициент охвата и, соответственно, коэффициент нефтеотдачи при разработке отдельных пластов с различной проницаемостью толщин до 20 %; до 2 - х раз увеличить темп отбора нефти много-пластовых объектов ( в начальных стадиях разработки), увеличить объем вовлеченных в разработку запасов нефти в скважинах; до 10 % увеличить коэффициент нефтеотдачи и темп отбора нефти пластов с водонефтяным контактом. [19]
В настоящее время расстояние между скважинами определяется в зависимости от средней проницаемости объекта совместной эксплуатации, которая, как правило, близка к проницаемости высокопродуктивных пластов. Поэтому с самого начала плотность сетки скважин оказывается недостаточной для вовлечения в разработ - ку малопроницаемых коллекторов, содержащих на разных площадях и месторождениях дб 15 - 30 % балансовых запасов нефти объекта эксплуатации. Необходимость дальнейшего уплотнения сетки скважин для их выработки очевидна. [20]
При разработке многопластового бъекта одной сеткой скважин большое значение имеет очередность выработки пластов. Однако по большинству месторождений при имеющихся средствах регулирования этот принцип не осуществим. На Ромашкинском месторождении в настоящее время осуществляется принцип опережающей выработки базисных пластов, содержащих основные запасы нефти объекта. При этом достигаются высокие темпы раз - работки за счет интенсивной выработки базисных пластов. Решающим условием обеспечения высокой нефтеотдачи при этом является отключение высокопроницаемых обводненных пластов из разработки и дальнейшее использование скважин для эксплуатации невыработанных пластов. В настоящее время это технически осуществимо. Это открывает большие перспективы для улучшения выработки алевролитов и пластов с подошвенной водой, которые при совместной эксплуатации с высокопроницаемыми, чисто нефтяными песчаными пластами либо вырабатываются низкими темпами, либо вовсе не участвуют в эксплуатации. Алевролиты и пласты с подошвенной водой необходимо выделять в самостоятельный объект разработки и их выработку осуществлять после отработки и отключения высокопроницаемых нефтяных пластов путем использования пробуренных скважин и дополнительного уплотнения сетки скважин, создания систем избирательного заводнения, закачки воды при повышенных давлениях, обеспечивающих достаточную приемистость пластов. Анализ разработки Ромашкинского месторождения показывает, что этот путь выработки эксплуатационного объекта является наиболее эффективным. [21]