Нижняя продуктивная пачка

Cтраница 1

Нижняя продуктивная пачка толщиной 20 - 35 м подразделяется на нижний ( пласт CV)) преимущественно песчаный и верхний ( пласты Cvlo, Су C) V, C Vo) песчано-алевритовый комплекс пород. Нижний комплекс пород относится к елховскому, радаевскому и бобриковскому, а верхний - к тульскому горизонтам визейского яруса. [1]

Тахта-Кугультинское месторождение. [2]

Нижняя продуктивная пачка развита только в пределах Тахтинского поднятия. Коллекторами являются глинистые алевролиты. Наиболее благоприятные коллекторскис свойства пород отмечаются в средней части пачки, а максимальное развитие песчанистости пачки приурочено к своду Тахтпнского поднятия. [3]

Нижняя продуктивная пачка развита только в пределах Тахтинского поднятия. Коллекторами являются глинистые алевролиты. Наиболее благоприятные коллекторские свойства пород отмечаются в средней части пачки, а максимальное развитие песчанистостп лачки приурочено к своду Тахтинского поднятия. [4]

Нижняя продуктивная пачка выделяется в объеме живетского яруса и бийского горизонта эйфельского яруса среднего девона. Она сложена литологически однородными темно-серыми мелкокристаллическими, органогенно-детритовыми известняками, прослоями слабодоломитизированными, участками пиритизированными, редко тонкопористыми и трещиноватыми. [5]

Нижняя продуктивная пачка характеризуется слабой сообщаемостью с внешней водонапорной областью питания. [6]

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. [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]

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. [10]

Рассмотрено два варианта разрезания месторождения. Линии внутриконтурного заводнения по I варианту располагали таким образом, чтобы выделить отдельные поднятия, приуроченные к нижней продуктивной пачке, в объекты самостоятельной разработки. [11]

Самое крупное месторождение газа во Франции-Лак - открыто в конце 1951 г. к северу от Пиренеев и к востоку от Бискайского залива. Они характеризуются средней пористостью около 1 % и проницаемостью, ые превышающей 0 1 мд. Нижняя продуктивная пачка сло - жена портландскнми известняками, мощностью 150 м, с пористостью в кровле - 7 % и подошве - до 1 %, с проницаемостью - долимиллидарси. [12]

Коллекторы представляют собой частое переслаивание песчаников, алевролитов, глин и углей. Геолого-промысловая характеристика пластов изменяется в широких пределах. Песчаники нижней продуктивной пачки GVI характеризуются высокими коллекторскими свойствами. [13]

В-третьих, внутриконтурные нагнетательные скважины размещали в прогибах между отдельными поднятиями для того, чтобы, с одной стороны, по возможности вскрыть законтурные зоны залежей VI пласта и обеспечить наиболее эффективное вытеснение нефти к забоям скважин, а с другой, чтобы при вскрытии разреза с повышенной толщиной песчаных пластов создать режим вытеснения, удовлетворяющий дополнительные требования, обусловленные техникой и технологией организации заводнения. Так, например, учитывая возможность раздельной закачки рабочего агента в несколько пластов через одну скважину, было предусмотрено совмещение нагнетательных скважин во внутрикон-турных разрезающих рядах. При этом запроектированная система внутриконтурного заводнения должна разрабатывать нижнюю продуктивную пачку, в основном, путем законтурного заводнения, а верхнюю - в сочетании с внутриконтурным. [14]

В основу технологической схемы положен ряд принципов, основные из которых следующие. Ввиду огромных размеров нефтеносной зоны и в целях эффективного воздействия на эксплуатационные скважины наряду с законтурным было предусмотрено внутриконтурное заводнение. Внутриконтурные линии нагнетания выбирали с таким расчетом, чтобы, во-первых, обеспечить эффективное воздействие на все эксплуатационные скважины, расположенные в пределах выделенных участков разработки. В-третьих, внутриконтурные нагнетательные скважины размещались в прогибах между отдельными поднятиями для того, чтобы, с одной стороны, по возможности вскрыть законтурные зоны залежей У1 пласта и обеспечить наиболее эффективное вытеснение нефти к забоям скважин, а с другой, чтобы при вскрытии разреза с повышенной мощностью пластов создать режим вытеснения снизу вверх. При этом запроектирована такая система внугриконтур-ного заводнения, которая позволяет, в основном, разрабатывать нижнюю продуктивную пачку путем законтурного заводнения, а верхнюю - в сочетании с внутриконтурным. [15]

Страницы: 1 2