Яблоновый овраг

Cтраница 2

Отметим, что для месторождений, содержащих нефти повышенной вязкости ( типа Сызранского, Яблоновый Овраг, Макат), время начала прогнозирования по методу [72 ] наступает спустя значительный период с начала разработки. Так, для Сызранского месторождения ( пласт Б2) допустимое время начала прогнозирования составляет примерно 25 лет, для месторождения Яблоновый Овраг ( пласт Б2) - 21 год, а для месторождения Макат северный ( I юрский горизонт) - 32 года. Начальные извлекаемые запасы для этих месторождений, определенные по методу [72], несколько завышены. Для Сызранского месторождения ( пласт Б2) расчетная величина начального извлекаемого запаса в 1 5 раза превзошла проектную величину, а для пласта Б, месторождения Яблоновый Овраг расчетный запас примерно на 20 % выше проектных. [16]

Показатели эксплуатации скв. 33 до и после консервации залежи пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг. [17]

Специальный опыт полной консервации был проведен в 1957 - 1958 гг. по залежи ( пласт Б2) месторождения Яблоновый Овраг. [18]

В 1941 г. был открыт Саратовский газоносный район ( Елшанка), в 1944 г. выявлена Нефтегазоносность Куйбышевского Поволжья ( Яблоновый овраг) и промышленная Нефтегазоносность девона Туймазин-ского района. [19]

Распределение суммарной добычи нефти по эксплуатационным скважинам месторождений. [20]

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. [21]

После консервации залежи в пласте Б2 Губинского месторождения в конце 1964 г. динамика обводнения добываемой продукции была аналогична динамике обводнения пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг - вначале возросла, а затем стала снижаться. [22]

Для иллюстрации указанного определения стадий разработки на рис. 25 показана динамика добычи нефти из четырех эксплуатационных объектов различных месторождений: А4 Покровского, До Яблонового Оврага, XXII пласта Октябрьского, ПК восточного поля Биби-Эйбата. [23]

После обобщения практического опыта импульсного воздействия на продуктивные пласты, проводившегося в различных условиях на многих месторождениях - Калиновском, Мухановском, Покровском, Якушкинском, Яблоновый Овраг, Спраберри и др., установлена высокая эффективность метода, особенно при неблагоприятных физико-геологических условиях, выражающаяся в повышении конечной нефтеотдачи пластов, снижении водо-нефтяных факторов, уменьшении обводненности и замедлении темпа роста содержания воды в добываемой продукции. [24]

Первые нефтяные залежи Куйбышевской области, открытые и введенные в разработку в 1937 - 1944 гг. ( залежи пласта Б2 на месторождениях Сызранском, За-боровском, Губинском, Яблоновый овраг; пласт КС Ка-линовского месторождения) были разбурены по треугольной сетке скважин с расстоянием между скважинами 150 - 250 м и плотностью 2 - 4 га / скв. [25]

Еще большее значение вопрос о рациональной плотности сетки скважин приобрел в связи с вводом в разработку новых нефтяных месторождений, расположенных в восточной половине Русской платформы ( Сызрань, Яблоновый Овраг, Туймазы, Краснокамск), весьма отличающихся от бакинских месторождений по физико-геологической характеристике. С самого начала разработки этих месторождений расстояния между скважинами были приняты 250 м по треугольной сетке. [26]

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. [27]

Имеются залежи, по которым, судя по динамике темпа добычи от остаточных запасов, извлекаемые запасы несколько занижены - пласты Д2 у и Дз-и Соколовогорского месторождения, Б2 Сызранского, До Яблонового Оврага. По другим залежам недостаточна степень использования запасов в основном периоде: по некоторым залежам Грозного и Азербайджана, Д2 у и Дз-и Соколовогорского месторождения, девонским залежам Башкирии и Татарии, залежам с повышенной вязкостью нефти. По части залежей недоиспользованы возможности по интенсификации разработки в третьей стадии, что привело к чрезмерной ее продолжительности. [28]

Эти величины были приняты по данным лабораторных определений керосиноотдачи кернов ( при вытеснении керосина из керна пластовой водой), а также по аналогии с данными о коэффициенте нефтеизвлечения для выработанных частей Пластов RI и Д2 месторождений Зольный овраг и Яблоновый овраг. Однако авторы сами справедливо отмечали, что лабораторные исследования могут не отражать истинных значений этого коэффициента. Кроме того, среднее значение коэффициента нефтеизвлечения, достигнутое по кернам в лабораторных условиях, не может отождествляться с его величиной для пласта в целом в промысловых условиях ввиду невозможности учесть в полной мере влияние таких факторов, как фациальная изменчивость и литологическая неоднородность продуктивных отложений пашийского горизонта по площади и разрезу, ухудшение проницаемости на отдельных участках и др. Поэтому вполне реально отличие фактической величины коэффициента нефтеизвлечения пласта от его значения, полученного на основании лабораторных исследований. [29]

Так как общий исследуемый период разработки 30 лет превышает фактически отработанный период, составляющий около 20 лет, то для расчетов темпов отбора нефти за пределами отработанного периода к характеристике вытеснения исследуемой залежи была подобрана наиболее близкая к ней фактическая характеристика вытеснения нефти пласта До месторождения Яблоновый Овраг Куйбышевской области, находящегося на завершающей стадии разработки. [30]

Страницы: 1 2 3 4