Пласт - угленосная толща
Cтраница 1
Пласт C-VI-1 угленосной толщи залегает на аргиллитах ел-ховского горизонта. Пласт представлен песчаниками серого светлого цвета, кварцевыми, как правило хорошо отсортированными. Максимальная нефтенасыщенная толщина песчаников вскрыта скв. Залежь нефти пласта C-VI-1 является пластовой сводовой. [1]
Дегазированная нефть пластов угленосной толщи Саузбашевского месторождения тяжелая, вязкая, парафиновая ( вид Пг), смолистая, высокосернистая ( класс III), с небольшим выходом светлых фракций, выкипающих до 300 С. Нефть каширского горизонта также высокосернистая ( класс III), выход светлых фракций средний. [2]
Эти результаты свидетельствуют о достаточно высокой эффективности применения карбонизированной воды для вытеснения нефти из пластов угленосной толщи Александровской площади Туймазинского месторождения, а также на месторождениях со сходными характеристиками нефтей. [3]
На наиболее исследованном с точки зрения оптических свойств Ашитском участке Арланского нефтяного месторождения разница между максимальными и минимальными величинами / Ссп пласта IV угленосной толщи составляет 500 ед. [4]
Нижний тульский репер ( опорный пласт) представлен плотным известняком, практически непроницаемым. VI пласт угленосной толщи сложен проницаемым песчаником пористостью по данным ГК ( гамма-каротаж) 19 - 26 %, пласт нефтеводонасыщенный, имеет водонефтяной контакт, пластовое давление 14 - 14 5 МПа. Перфорации подвергается зона нефтенасыщенности, поэтому о плохом качестве цементирования можно судить непосредственно по времени поступления воды. [5]
Продуктивная толща Арланского нефтяного месторождения представлена шестью песчано-алевролитовыми пластами угленосной толщи, а также известняками каширо-подольского горизонта и турнейского яруса. Основными объектами разработки являются пласты угленосной толщи, условно разделенные на верхнюю и нижнюю продуктивные пачки. На собственно Арланской площади верхняя пачка представлена пластами I, II, III, IVP, IV, V, VP, нижняя - VI пластом. [6]
Сакловский эксплуатационный участок расположен в северо-западной части собственно Арланской площади. Основными объектами разработки являются II и VI пласты угленосной толщи. Предметом настоящего анализа является разработка залежи нефти VI пласта, которая полностью подстилается подошвенной водой. Водоплавающая залежь по VI пласту имеет следующие размеры: ширина до 3 км, длина до 4 3 км. [7]
Конечный коэффициент нефтеотдачи при 95 % - ном обводнении продукции по расчетам должен составить 42 % по всем пластам терригенной угленосной толщи. [8]
В числе задач, ставившихся перед Новохазинским промышленным экспериментом по сетке скважин, который проводится с 1966 г., первостепенное внимание уделяется изучению влияния плотности сетки скважин на текущие показатели разработки и конечную нефтеотдачу. Технико-экономическое обобщение результатов эксперимента в конечном счете должно было сформировать рекомендации по оптимальной плотности сетки скважин для пластов угленосной толщи нефтяных месторождений северо-запада Башкирии. [9]
Байсаровское месторождение разрабатывается с 1978 года. Нефти угленосной толщи - тяжелые, высоковязкие ( 53 мПа.с.) и парафинистые. Средний дебит добывающих скважин по нефти - 7 8 т / сут, по жидкости - 11 7 т / сут. Все залежи нефти имеют ограниченную связь с законтурными и подошвенными водами. Очагово-избирательное заводнение пластов угленосной толщи начато в 1983 году. [10]
Байсаровское месторождение разрабатывается с 1978 года. Нефти угленосной толщи - тяжелые, высоковязкие ( с вязкостью 53 мПа с) и парафинистые. Залежи нефти имеют ограниченную связь с законтурными и подошвенными водами. Очагово-избирательное заводнение пластов угленосной толщи начато в 1983 году. [11]
 |
Вязкость нефтей, отобранных из разных участков залежей. [12] |
Давно известно, что состав и свойства нефти заметно изменяются по залежи. Хуже изучено распределение вязкости нефти по залежи. Обычно определяют вязкость дегазированной нефти. Эта характеристика нефти довольно сильно меняется по пласту: вязкость, как и плотность, увеличивается от свода залежи к водо-нефтяному контакту и от кровли пласта к подошве. Как показали наши исследования, вязкость нефти в пластах угленосной толщи Башкирии может изменяться по залежи и в несколько раз. [13]
Страницы: 1