Cтраница 2
Для справки: этот критерий рациональности ( по максимуму дисконтированного чистого дохода в пользу государства) был предложен и применен при проектировании разработки Ново-Бавлинской площади Бавлинского месторождения в Татарии ( залежи бобриковского горизонта) в 1966 г.. В следующем 1967 г. этот критерий был доложен на Всесоюзном совещании по разработке нефтяных месторождений - по выбору рациональной плотности сетки скважин, которое состоялось в г. Минске. [16]
Залежи горизонта Д1 разбурены с плотностью 34 - 24 га / скв. С такой же примерно плотностью разбурены некоторые залежи турнейского яруса. Залежи бобриковского горизонта введены в разработку частично. [17]
При разработке малопродуктивных пластов, характеризующихся высокой неоднородностью, целесообразно применение с самого начала процесса разработки площадных систем заводнения в сочетании с гибкими сетками скважин. Применение равномерных сеток при этом дает возможность создать серии взаимосвязанных, различных по интенсивности воздействия, последовательно и логично переходящих один в другой вариантов размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин. Применение таких систем для залежей бобриковского горизонта Бавлинского месторождения, характеризующихся сложным геологическим строением, позволило осуществлять рациональное его разбуривание и гибко манипулировать плотностью сетки скважин в зависимости от характеристики вскрываемых на отдельных участках коллекторов. [18]
Такая технология позволила более детально изучить геологическое строение, гидродинамическую связь отдельных скважин, регулировать процесс разработки. Она использована при разработке 9 залежи бобриковского горизонта. [19]
На примере газов Курдюмо-Елшанского месторождения хорошо наблюдается общая зависимость утяжеления углеводородного состава газов по глубине залегания залежей, от газовых к газонефтяным и нефтяным. Сероводород в газах Курдюмо-Елшанского месторождения был обнаружен до начала разработки только в залежи бобриковского горизонта, однако при разработке увеличивалось содержание сероводорода в газах бобриковского горизонта, и он распространялся в газах вышележащих пластов. [20]
Методы, воздействующие на пласт, направлены на увеличение подвижности пластовой нефти, создание процессов смешивающегося вытеснения за счет частичного ее испарения в пласте, а также на предотвращение выпадения парафинов и смол. Первоочередными крупными объектами для промышленного внедрения тепловых методов с целью повышения подвижности нефти должны явиться такие месторождения, как Кенкияк в Казахстане, Оха и Катангли на Сахалине, Гремихинское в Удмуртии, Ярегское и Усинское в Коми АССР, ряд месторождений Азербайджана. Применение тепловых методов для месторождений типа Осинского в Пермской области, Арланского и Краснохолмского в Башкирии, залежи бобриковского горизонта в Татарии и другие в сравнении с применением заводнения с добавками химических реагентов может стать также более выгодным. В 1973 г. было принято решение о разработке месторождения Уэень с нагнетанием в пласты горячей воды с температурой 9О - 95 С. Такое решение обусловлено особенностями этого месторождения: высоким содержанием парафина и близкими значениями температур - пластовой и начала кристаллизации парафина. [21]
Проанализированы результаты обработок призабойных зон скважин с применением гидроволновой технологии для повышения продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти за 1991 - 1995 гг. на нефтяных месторождениях Республики Татарстан. Технология проходит опытно-промышленное внедрение в НГДУ Лениногорскнефть, Бавлы-нефть, Джалильнефть, Актюбанефть и в ПО Татнефте-пром. Всего обработано 95 скважин, эксплуатирующих продуктивные пласты горизонта Д ] Ромашкинского, Бавлин-ского, Сабанчинского месторождений и залежей бобриковского горизонта. Прирост дебита по скважинам достигает 1 6 - 2 6 раза. [22]
На Ромашкинском нефтяном месторождении в отложениях бобриковского горизонта нижнего карбона насчитывается 13 укрупненных залежей нефти. Проектирование разработки и освоение этих залежей осуществлялось группами поочередно. В группу первоочередных объектов были отнесены наиболее крупные пять залежей, в которых содержалось более 60 % общих извлекаемых запасов всех залежей бобриковского горизонта. [23]
Арчединское месторождение расположено в непосредственной близости к г. Фролово, в 120 км к северо-западу от г. Волгограда. Месторождение нефти и газа приурочено к Арчединскои структуре, которая представляет собой пологое поднятие асимметрического строения типа суженной брахиантиклинальной складки. Продуктивные горизонты относятся к каменноугольным и верхнедевонским отложениям. В настоящее время эксплуатируются залежи бобриковского горизонта и турнейского яруса карбона, задонско-елецкого и евлановско-ливенского горизонтов девона. [24]
Трудно было осуществить совместную разработку ее с бобриковской залежью. Также трудно было говорить о самостоятельной разработке турнейской залежи из-за низких дебитов. При составлении технологической схемы разработки в 1965 г. ТатНИПИнефтью предложена совместная разработка залежей бобриковского горизонта и турнейского яруса. При этом полагали, что выработка бобриковского горизонта произойдет со значительным опережением и этот обводнившийся продуктивный пласт можно будет изолировать, а скважины переводить на эксплуатацию верхнетурнейского подъяруса. [25]
Но эти методы не обеспечивают выравнивания конечной выработки пластов при применении их на стадии обводненных пластов, так как имеется различие текущих объемов прокачанной воды по каждому из пластов, а методы не позволяют регулировать степень снижения проницаемости на оптимальную величину. Выравнивание конечной нефтеотдачи не может быть достигнуто и при раздельной закачке воды по каждому из пластов, если отбор жидкости производится совместно. Рассмотрим это на примере. В таблице 41 предсталены результаты расчетов нефтеотдачи пластов по одному из элементов системы разработки 5 - й залежи бобриковского горизонта Ромаш-кинского месторождения. [26]