Девонское залежи
Cтраница 2
Разработка девонских залежей Башкирии показала, что одним из основных критериев при выборе плотности сетки скважин в водо-нефтяных зонах являются начальные запасы нефти, приходящиеся в среднем на одну скважину. Достигнутая в настоящее время плотность сетки скважин в пределах водо-нефтяных зон большинства девонских залежей явно недостаточна для сколько-нибудь полного охвата их ( водо-нефтяных зон) разработкой. В связи с этим возникает необходимость бурения дополнительных эксплуатационных скважин. Однако из-за того, что уплотняющие скважины будут работать с низкими дебитами и с начала эксплуатации давать обводненную продукцию, а накопленная добыча по ним не превысит нескольких десятков тысяч тонн нефти, сплошное разбуривание водо-нефтяных зон на данном этапе не может считаться экономически оправданным. Более полная выработка водо-нефтяных зон, вероятно, в принципе возможна и через существующую сетку скважин при применении более высокопроизводительного насосного оборудования для интенсификации отборов жидкости ( нефти) из скважин. [16]
После открытия девонских залежей в принципиальных и предварительных схемах разработки была предусмотрена раздельная эксплуатация горизонтов Д1 и ДП. Позднее ( 1955 - 59 гг.) было установлено предполагаемое гидродинамическое единство обоих горизонтов. Однако, учитывая наличие аргиллитовых пластов между песчаниками двух горизонтов на подавляющей части площади, бьшо решено сохранить их раздельную разработку. [17]
После открытия девонских залежей Туймазинского месторождения в платформенной части Башкирии методика поисков новых нефтяных месторождений в 1949 - 1960 гг. регионально модифицировалась. В западной части Южно-Татарского свода ( Туймазы-Серафимовка, Шаран-Бакалы, Белебей-Шкапово - Да-влеканово - Ермекеево и др.) опоисковывались крупные структуры или группы структур, подготовленных по артинским отложениям структурно-поисковым бурением. [18]
Начальный режим работы девонских залежей определен как упруговодонапорный. С развитием системы законтурного, а затем и внутриконтурного заводнения режим работы залежей практически стал жестким водонапорным, то есть с достаточно четкими зависимостями между отбором жидкости из пласта и величинами пластовых давлений в зоне нагнетания ( кольцо) и в зоне отбора. [19]
Текущее состояние разработки девонских залежей характеризуется достижением максимально возможных при существующем оборудовании давлений и объемов закачки воды; наличием в большинстве эксплуатационных скважин такого глубинного оборудования, которое позволяет достичь отбора в данной точке пласта, близкого к потенциалу; незначительным объемом изоляционных работ из-за низкой эффективности применяемых методов изоляции. В этих условиях наиболее эффективным способом регулирования является изменение режимов работы отдельных эксплуатационных и нагнетательных скважин. В последние годы изменение режима работы как нагнетательных, так и эксплуатационных скважин, направленное на изменение фильтрационных потоков в пласте, проводится в крайне ограниченном объеме. Подавляющее большинство скважин работает на максимальном режиме и увеличение их производительности ограничивается техническими возможностями. [20]
Осуществляемые системы разработки девонских залежей не обеспечивают проектной нефтеотдачи залежей в целом. Так, уточненные значения коэффициента нефтеотдачи составляют 0 49 - 0 55 против 0 6 и более, рассчитанных в первых проектах. В большинстве центральных ( сводовых) участков залежей, по-видимому, будет достигнута проектная нефтеотдача без изменения существующей системы разработки и режимов эксплуатации скважин. Нефтеотдача водо-нефтяных зон залежей ожидается в 2 - 4 раза ниже проектной. [21]
Данные о разработке девонских залежей Башкирии свидетельствуют о том, что фактический срок работы эксплуатационных скважин в 2 - 3 раза меньше расчетного, заложенного в проекты разработки. [22]
В отличие от девонских залежей нефти на ряде других объектов нижнекаменноугольных отложений имеются свои геолого-физические предпосылки применения метода воздействия на пласт газом высокого давления или водо-газовой репрессии. [23]
Нами на примере девонских залежей Башкирии, относящихся к первой группе объектов, и месторождений терригенной толщи нижнего карбона, относящихся ко второй группе объектов и находящихся на поздней стадии разработки, сделана попытка оценить точность основных промыслово-статистических методов, применяемых при прогнозе нефтеотдачи. [24]
 |
Схема блоков и участков залежей горизонта Д1.| Варианты разрезания залежи Д1 Туймазинской плошали. [25] |
Необходимо отметить, что девонские залежи месторождения разрабатывали длительное время по схемам и проектам, составленным раздельно по Туймазинской и Александровской площадям, а также по отдельным участкам. [26]
На поздней стадии разработки девонских залежей при высокой обводненности продукции применение форсированного отбора жидкости требует более продуманного подхода. [27]
Отчетливо выступает закономерная приуроченность девонских залежей нефти к юго-восточному и южному склону обширного Татарского свода, к северо-западному погружению, уходящему в пределы Северо-Камской впадины, Башкирского свода, а также к восточному и южному погружению склона Жигулевско-Пугачевского свода. [28]
Было выяснено, что из девонских залежей наиболее продуктивные приурочены к структурам, которые сформировались в девоне. [29]
На основании многомерного корреляционного анализа девонских залежей Башкирии и Татарии [ Абызбаев И. И., Насыров Г. Г., 1975 ] установлена следующая зависимость конечной нефтеотдачи водонефтяных зон ( Лвнз. [30]
Страницы: 1 2 3 4