Cтраница 4
В Куйбышевской области для внедрения этого метода воздействия на пласты выбраны месторождения именно с такими свойствами. Уже осуществляется импульсное воздействие на карбонатный пласт А4 и пласт Б2 Покровского месторождения, на карбонатный пласт А4 Якушкинского и Кулешовского месторождений и на пласт Б2 месторождений Яблоновый Овраг, Губинское, Сызранское и Забо-ровское. [46]
На рис. 34 залежи с подобным характером обводнения представлены горизонтом I северного блока месторождения Макат ( 36), апт-неоко-мом Восточного Байчунаса ( 39), пластом Б2 месторождения Яблоновый Овраг ( 52), пластом Б2 Сызранского. [47]
Применение этого метода на месторождениях показывает, что в отдельных случаях происходит заметное снижение абсолютного содержания воды в добываемой продукции. В работе [1] показано, что на месторождениях Азербайджана при форсированном отборе жидкости увеличивается содержание нефти в добываемой продукции. Авторы работы [8] на основании данных о разработке месторождения Яблоновый Овраг также считают, что форсированный отбор позволяет ускорить добычу нефти и достигнуть наибольшей конечной нефтеотдачи. [48]
Те же вопросы возникли в связи с вступлением в разработку и эксплоатацию целого ряда нефтяных месторождений Второго Баку, расположенных в восточной половине Русской платформы, физико-геологические условия которых значительно отличаются от таковых для месторождений Кавказской нефтеносной провинции. С самого начала при разработке этих новых месторождений ( Сызрань, Яблоновый Овраг, Туймазы, Краснокамск) были применены расстояния между скважинами в 250 м по треугольной сетке. Такое увеличение расстояний вопреки существовавшей практике, весьма возможно, объясняется еще тем, что начиналась разработка нефтяных месторождений в совершенно новых районах; элементы рутины, сложившиеся в силу многолетней и в то же время неправильной традиции в разработке ряда месторождений Баку, Грозного и других старых районов, как и в многочисленных районах США в те годы, не довлели над геологической мыслью при разведке и эксплоатации новых районов СССР. [49]
Сок, у ст. Шумково, у дер. Саяны, у ст. Кишерть, в Красно-уфимском районе, Стерлитамаке, Красноусольске, в районе Жигулей, у Сызрани, в Яблоновом овраге, в Татарии и в Сибири - в районе Байкала. [50]
Максимум добычи для кривых 1, 2 и 3 достигается после отбора 23 5 3 % извлекаемых запасов. После чего годовая добыча начинает падать по прямой, параллельной нисходящей ветви скелета модели III и отсекающей на оси отрезок ОД, равный 62 3 % извлекаемых запасов. Когда годовая добыча достигнет 50 - 40 % максимального значения, добыча стабилизируется или ее падение резко замедляется, а по кривой, построенной по данным разработки месторождения Яблоновый Овраг, годовая добыча даже растет. [51]
Лучше обстоит дело с внедрением метода на месторождениях Куйбышевской области. На южном участке залежи пласта А4 Покровского месторождения уже начата цикличная закачка воды в конце 1964 г. и получены положительные результаты. С 1965 г. цикличная закачка проводится по всей залежи пласта А4 и по пласту Б2 Покровского месторождения, на залежи пласта Б2 Губинского месторождения и др. Проводится техническая подготовка к импульсному воздействию на пласты Якушкинского, Яблоновый Овраг, Сызранского и Заборовского месторождений. Надо полагать, что для проведения указанных экспериментов, направленных на решение одной из основных проблем нефтяной промышленности, будут созданы соответствующие условия. [52]
КОСТЫЧЕВСКАЯ ТОЛЩА ( свита) - выделяется в пределах Куйбышевской обл. Самарской Луки, во всех резрезах над аналогами н а р ы - ш е в с к и х или пашийских слоев, долгое время неправильно называвшихся здесь яблоиовской свитой. Яблоновый Овраг, Зольный Овраг, Боровка) замещаются глинами, алевролитами и мергелями. [53]
Следует отметить, что для месторождений, содержащих нефти повышенной вязкости, время начала прогнозирования по рассматриваемому методу наступает спустя значительный период времени с начала разработки. Так, в работе [11] показано, что для Сызранского месторождения ( пласт Б2) допустимое время прогнозирования составляет примерно 25 лет, для месторождения Яблоновый Овраг ( пласт Б2) - 21 год, а для месторождения Манат Северный ( I Юрский горизонт) - 32 года. Начальные извлекаемые запасы нефти для этих месторождений, определенные по этому методу, несколько завышены. Для Сызранского месторождения ( пласт Б2) расчетное значение начального извлекаемого запаса в 1 5 раза превзошло проектное значение, а для пласта Б2 месторождения Яблоновый Овраг расчетный запас примерно на 20 % выше проектного. [54]
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. [55]
JQH, с которой можно начинать прогнозирование, также возрастает. Это не означает, что прогнозировать следует с более поздней стадии разработки. Наоборот, с увеличением ц 0 прогнозировать показатели процесса обводнения надо на более ранней стадии разработки, поскольку обводнение протекает интенсивнее и большие соотношения QXIQH достигаются за более короткие сроки разработки. Для месторождений с ц 0 5 ( например, пласт Д месторождения Яблоновый Овраг) в конце разработки может быть достигнуто соотношение QX / QH 3 и более. [56]