Яблоновый овраг

Cтраница 1

Распределение суммарной добычи нефти по эксплуатационным скважинам месторождений. [1]

Яблоновый Овраг, Б2; 2 - Губинское, Б2: 3 - Сызранское, восточный участок, Б2; 4 - Яблоновый Овраг, Д; 5 - - Зольненское, Б2; 6 - Ташкалинское, XII; 7 - Октябрьское, XVI; 8 - Октябрьское, XXII; 9 - Мухановское, CI; 10 - Дмитриевское, CIII; / / - Дмит-риевское, CIV; 12 - Дмитриевское, ДП. [2]

Яблоновый овраг - нефтяное м-ние, расположенное недалеко от г. Ставрополь. В геологическом строении участвуют отложения девона, карбона и перми. Нефтесодержащими являются песчаники угленосной свиты нижнего карбона, а также терригенной толщи девона. Непостоянство мощности и литологического состава обусловливают неравномерности производительности скважин. Средние начальные дебиты скважин составляли 15 - 20 т нефти в сутки. Эти пласты отличались высокой продуктивностью; начальные дебиты скважин достигали 150 - 200 т нефти в сутки. Залежи нефти угленосной свиты были открыты в 1937, а в песчаниках девона в 1944 - впервые на территории Волго-Уральской нефтегазоносной области. [3]

Месторождение Яблоновый Овраг, открытое в 1937 г., расположено в пределах северо-западной части Жигулевского свода, представляет собой брахиантиклинальную складку широтного простирания, асимметричную, с более крутым северным крылом. [4]

Покровского, Зол ьненского, Красноярского, Яблоновый Овраг и др.) и по всем были получены показательные результаты. Определены текущие значения и динамика ( прогноз) изменения нефтеотдачи с дифференциацией по зонам и выявлены условия достижения конечной нефтеотдачи, дающие возможность технико-экономического анализа показателей разработки. [5]

На нефтепромысле № 1 в Яблоновом овраге все сточные воды в количестве 7000 м3 / сутки сбрасываются в поглощающий горизонт через 4 скважины. [6]

Локальные структуры восточной части Жигулевского вала ( Яблоновый Овраг, Зольный Овраг и др.) характеризуются наличием в них залежей как в каменноугольных, так и в девонских отложениях. [7]

Следует особо отметить выявление промышленной нефти в Яблоновом Овраге ( Жигули) и Туй-мазах ( Западная Башкирия), а также установление газоносности недр в Елшанке и Курлюме Саратовской области. [8]

Зольненское месторождение, пласт Б2; б - Яблоновый Овраг, пласт Д; в - Губинское месторождение, пласт Б; г - За-боровское месторождение, пласт Б2 1 - 7 - нефтеотдача; т - безразмерное время ( объем накопленной добычи жидкости от балансовых запасов нефти); 2 - N - относительное число эксплуатирующихся скважин в долях от максимального числа скважин. [9]

Методом изохрон обводнения изучалась динамика нефтеотдачи продуктивных пластов Покровского, Красноярского, Зольненского, Яблоневского, Яблоновый Овраг и других месторождений. В результате выяснены важные особенности заводнения залежей и получены достоверные результаты о текущих и конечных значениях нефтеотдачи. Высокая точность метода по оценке и прогнозу нефтеотдачи подтверждена на залежах пласта А4 Покровского и пласта Б2 Зольненского месторождений. [10]

Зависимость темпа отбора нефти от степени выработан-ности залежи. [11]

Бг; 5 - Мухановское, C-I; 6 - Яблоновый Овраг, Д; 7 - Зольное, Б2; 8 - Губино, Б2; 9 - Яблоновый Овраг, Б2; 10 - Сызран-ское, Б2; 11 - Яблоневское, Kl - - II; 1г - Белозерское. [12]

Таким образом, опыт консервации залежи в пласте Б2 месторождения Яблоновый Овраг дает основание считать цикличный отбор жидкости из пластов также эффективным методом воздействия, способствующим повышению конечной нефтеотдачи. На ранней стадии разработки залежей снижение продуктивности скважин вследствие конусообразования во время их простоя может не компенсироваться притоком нефти из заводненных слоев. Поэтому метод цикличного отбора жидкости из пластов, очевидно, следует рассматривать и применять как вторичный метод добычи нефти. [13]

Таким образом, данные по обводненным эксплуатационным скважинам пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг и Губинское в период их полной консервации свидетельствуют о довольно активном процессе замещения воды в скважинах нефтью из пласта. Процесс этот также протекает при встречном движении нефти и воды, когда давления на забое скважин выше, чем давления в нефтенасы-щенных слоях пласта, поэтому обусловлен он определенно проявлением капиллярных сил. [14]

Аналогичные выводы можно сделать, анализируя методом характеристик вытеснения результаты разработки месторождения Яблоновый Овраг ( пласты Б2 и Д), нефтяную залежь альбского горизонта месторождения Кульсары и на ряде других месторождений, где в процессе разработки значительно изменялся фонд действующих скважин. [15]

Страницы: 1 2 3 4