Верхняя продуктивная пачка
Cтраница 1
Верхняя продуктивная пачка толщиной 13 - 20 м включает пласты С, С и отнесена к тульскому горизонту. [1]
Промышленная нефтеносность приурочена к верхней продуктивной пачке бобриковского горизонта, в которой нефть находится в мелкозернистых песчаниках, реже в крупнозернистых алевролитах. [2]
Благоприятными показателями разработки характеризуются залежи нефти верхней продуктивной пачки терригенного нижнего карбона Манчаро-Игметовской, Абдуллинской и Яркеевской площадей Манчаровского месторождения, некоторых участков пласта C-VI Арланского месторождения, на которых вытеснение нефти осуществляется оторочками высокоминерализованной пластовой водой. [3]
В связи с этим в последних проектах разработки Туймазинского месторождения предусматривается размещение дополнительных добывающих скважин и усиление систем заводнения именно по верхним продуктивным пачкам. [4]
Проектная система поддержания пластового давления на Арланском месторождении ( по генеральной схеме разработки) предусматривала преимущественно законтурное заводнение для нижнего объекта и внутриконтурное для пластов верхней продуктивной пачки. [5]
Объектом эксперимента на Ново-Хазинском опытном участке являются продуктивные пласты терригенной толщи нижнего карбона ( СП, CV, CVIO, CVI), перфорированные совместно в добывающих и нагнетательных скважинах. Коллекторы пласта СИ отнесены к верхней продуктивной пачке, а пластов CV, CVIO и CVI - к нижней. [6]
Таким образом, во всех рассмотренных случаях для предупреждения пробкообразования и поддержания высокой производительности газовых скважин Северо-Ставропольского месторождения, особенно теперь, когда наблюдается прогрессирующее обводнение скважин и падение пластового давления, необходимо спускать насосно-компрессорные трубы до нижних перфорационных отверстий. В наиболее пробкообразующих скважинах целесообразно перед спуском труб укрепить породы призабойной зоны верхней продуктивной пачки. [7]
 |
Тахта-Кугультинское месторождение. [8] |
В верхней пачке сосредоточены основные промышленные скопления газа. Запасы нижней продуктивной пачки из-за малой площади ее газоносности небольшие. Верхняя продуктивная пачка мощностью 5 - 13 м прослеживается по всей площади месторождения. Сложена она в основном глинистыми алевролитами, переходящими местами в сильно алевритистые глины. Глипистые алевролиты характеризуются непостоянной мощностью и включают прослойки алеврита. Мощность этих включений колеблется от долой до десятков сантиметров. [9]
В верхней пачке сосредоточены основные промышленные скопления газа. Запасы нижней продуктивной пачки из-за малой площади ее газоносности небольшие. Верхняя продуктивная пачка, мощностью 5 - 13 м, прослеживается по всей площади месторождения. Сложена она в основном глинистыми алевролитами, переходящими местами в сильно алевритистые глины. Глинистые алевролиты характеризуются непостоянной мощностью и включают прослойки алеврита. Мощность этих включений колеблется от долей до десятков сантиметров. Проницаемость большинства образцов глинистых алевролитов не превышает 110 мд и, как правило, меняется в пределах от 10 до 80 мд. [10]
Аналогичным образом было произведено перераспределение закачки воды по пластам Ашитского участка Арлан-ского месторождения. Соот-вественно были увеличены объемы закачки воды в верхние продуктивные пачки. [11]
Определение насыщенности гипсом вод, добытых попутно с нефтью, осуществляется на основе изучения химических анализов устьевых проб воды. По методике института Гипро-востокнефть были получены уравнения связи между концентрацией ионов и минерализацией для 430 анализов воды. Затем рассчитаны прогнозные кривые зависимости насыщенности гипсом вод от их минерализации при различных температурах для условий верхней продуктивной пачки Манчаров-ского месторождения. [12]
Месторождение расположено на северо-западе Башкирии. В тектоническом отношении оно представляет собой асимметричное антиклинальное поднятие с более крутым юго-западным крылом. Про-мышленно-нефтеносными являются отложения угленосной толщи нижнего карбона. В угленосной толще выделяются пять-шесть промышленно-нефтеносных песчаных пластов, объединяемых в две пачки: верхнюю и нижнюю. К верхней продуктивной пачке отнесены пласты I и 0, к нижней ЛП, III, Иб, Па. Верхняя и нижняя пачки отделяются друг от друга 4 - 7-метровой толщей глин, а сами продуктивные пласты отделяются друг от друга аргиллито-алевролито-выми прослоями. [13]
Рассмотрено два варианта разрезания месторождения. По первому варианту линии внутриконтурного заводнения располагались таким образом, чтобы выделить отдельные поднятия, приуроченные к нижней продуктивной пачке, в объекты самостоятельной разработки. Нагнетательные скважины располагали в соответствии с этим принципом повсеместно, за исключением юго-восточной части месторождения, где линией нагнетания были объединены в один эксплуатационный объект два поднятия. Предусматривалось частичное применение внутриконтурного заводнения через нагнетательные скважины, расположенные в прогибах между отдельными поднятиями, где отмечался глубокий заход контуров нефтеносности. При разрезании месторождения по первому варианту в центральной части верхней продуктивной пачки выделялись три эксплуатационных участка, по форме и размерам аналогичные участкам нижней пачки. [14]
Страницы: 1