Cтраница 2
В соответствии с полученными данными в мае - июне 1958 г. были остановлены несколько десятков скважин пласта Дг Бавлин-ского нефтяного месторождения. [16]
Описанные выше методики прослеживания перемещения ВНК в процессе разработки были использованы для определения положения ВНК по пласту C-I Муха-новского нефтяного месторождения, а затем были сравнены с точными значениями абсолютных отметок ВНК, полученных по геофизическим данным. [17]
В настоящей работе приведены расчеты процесса обводнения и оценки конечной нефтеотдачи без учета и с учетом коэффициентов охвата пласта фильтрацией на примере залежи пласта Ди Константиновского нефтяного месторождения. [18]
Рассматривается возможность использования относительных характеристик вытеснения, получаемых по обводнившимся скважинам, для прогноза показателей - разработки других участков того же месторождения. Приемлемость такого подхода доказана на конкретном примере разработки пласта BI Усть-Валыкского нефтяного месторождения. [19]
К категории Ci относятся запасы нефти или газа всех типов ловушек ( структурных, стратиграфических, литологических), установленных достоверными для данной нефтегазоносной провинции методами геолого-геофизических исследований и характеризующихся на основе структурно-фациального анализа предполагаемым наличием коллекторов, которые перекрыты непроницаемыми породами и могут быть нефте - или газонасыщенными по аналогии с близлежащими хорошо изученными месторождениями. Сюда же относятся запасы нефти или газа в отдельных неразведанных тектонических блоках и пластах нефтяных месторождений, характеризующихся благоприятными геолого-геофизическими показателями. [20]
К категорииС2 относятся запасы нефти или газа всех типов ловушек ( структурных, стратиграфических, литологических), установленных достоверными для данной нефтегазоносной провинции методами геолого - геофизических исследований и характеризующихся на основе структурно-фациального анализа предполагаемым наличием коллекторов, которые перекрыты непроницаемыми породами и могут быть нефте - или газонасыщенными по аналогии с близлежащими хорошо изученными месторождениями. Сюда же относятся запасы нефти или газа в отдельных неразведанных тектонических блоках и пластах нефтяных месторождений, характеризующихся благоприятными геолого-геофизическими показателями. [21]
Водозаборы подрусловых вод построены на Бавлинском и Туй-мазинском нефтяных месторождениях. Общая производительность их не превышает 20 тыс. м3 / сутки, что составляет 4 - 5 % объема воды, закачиваемой в пласты нефтяных месторождений Татарии. В основном для заводнения пластов в Татарии используется очищенная от механических примесей речная вода. [22]
Наконец, темп отбора по отдельным залежам различен на различных стадиях разработки. Максимальный уровень отбора нефти в отдельные годы может достигать весьма высоких значений, а средний темп отбора за 10 лет разработки значительно меньше. Так, по нефтяной залежи пласта Д-1 Дерюжевского нефтяного месторождения максимальный темп отбора был достигнут в 1962 г. и составил 13 5 % от начальных извлекаемых запасов в год, а средний темп отбора за 10 лет наиболее высокого уровня добычи нефти составил 8 75 % в год. Темпы отбора по небольшим нефтяным залежам могут быть очень высокими, так как падение добычи по ним несложно компенсировать интенсификацией добычи на разрабатываемых месторождениях, либо вводом в разработку новых нефтяных месторождений. Падение добычи по крупным нефтяным залежам компенсировать значительно труднее, их добыча оказывает значительное влияние на добычу района в целом, поэтому здесь приходится ограничивать темпы отбора, чтобы иметь более устойчивую динамику добычи нефти. [23]
Продуктивные пласты нефтяных месторождений в редких случаях могут считаться однородными по проницаемости. Предположение об однородности поля проницаемости практически всегда является некоторой математической идеализацией. В качестве примера относительно однородных пластов могут быть приведены пласты Дх Бавлинокого нефтяного месторождения и г горизонта Дг на некоторых площадях Ромашкинского нефтяного месторождения. [24]
Параллельно с интересом к результатам анализа добываемых вод возрастал интерес к способам представления этих результатов в легко обозримом графическом виде. Джеффордс [8] дал графический метод определения концентраций основных растворенных твердых компонентов в водах палеозойских пластов нефтяных месторождений Канзаса, когда известна только плотность вод. В 1951 г. Стифф [9] описал метод представления результатов анализа вод, выраженных в миллиэквивалентах на 1 л, согласно которому концентрации положительных ионов изображались горизонтальными отрезками, направленными влево, а концентрации отрицательных ионов - горизонтальными отрезками, направленными вправо от центральной вертикальной линии. Концы этих отрезков, построенных в соответствующем масштабе ( при необходимости масштаб уменьшался в 10 раз) соединялись между собой таким образом, что получалась диаграмма в виде замкнутой ломаной линии. Позднее Мак-Киннелл [10] дал другой графический метод и применил его для анализа сложных смесей вод из скважин различных месторождений района Сен Джоакин Вэлли в Калифорнии. [25]