Cтраница 3
При сохранении существующей системы разработки девонских залежей Башкортостана обводненность продукции растет высокими темпами. [31]
Существенным фактором, усложняющим поиски новых девонских залежей нефти, является то, что в строении продуктивных толщ девона и покрывающих их более молодых образований отмечается структурное несоответствие, что требует значительного увеличения объемов глубокого бурения. [32]
В эту группу входят в основном девонские залежи Башкирии и некоторые залежи с маловязкой нефтью Куйбышевской области. [33]
Пластовые давления и температуры повышенные для девонских залежей нефти и умеренные для остальных. Нефти данного месторождения отличаются повышенной в отдельных пластах вязкостью ( 23 мПа - с, в пласте AI) и пониженным газосодержанием. [34]
Дан краткий анализ эффективности системы заводнения девонских залежей Шкаповского месторождения. Намечены пути дальнейшего развития системы заводнения применительно к поздней стадии разработки. Приведены результаты расчетов эффективности изменения фильтрационных потоков при дополнительном разрезании залежей. Даны рекомендации по выбору нагнетательных скважин и интервалов пласта для закачки воды в условиях поздней стадии разработки. [35]
Исходя из выявленных закономерностей, методика опоискования девонских залежей, совмещенная с опоискованием каменноугольных, состоит в следующем. [36]
Нефтяникам нашей страны хорошо известна история разработки девонских залежей на Туймазинском месторождении, где впервые в отечественной практике было применено в промышленном масштабе искусственное поддержание пластового давления путем законтурной закачки воды. Внедрение этой новой технологии позволило резко сократить потребное для разработки месторождения число нефтяных скважин, увеличить темпы добычи нефти и обеспечить получение большей конечной нефтеотдачи пластов по сравнению с естественным режимом их работы. На этом же месторождении проходили промышленное испытание различные модификации заводнения пластов - приконтурное, внутриконтурное, блоковое, очаговое, а также метод форсированного отбора жидкости. [37]
Особенности разработки водо-нефтяных зон рассмотрены на примере девонских залежей, имеющих характерные для платформенных месторождений водо-нефтяные зоны и разрабатывающихся длительное время. [38]
Основная часть добычи нефти приходится на долю девонских залежей. В последние годы основной прирост запасов получен в результате открытия залежей нефти в отложениях нижнего карбона. По мере ввода в разработку новых площадей возрастает доля нефти, добываемой из каменноугольных отложений девонских месторождений, которые дают 75 % добычи нефти объединения Башнефть. Основные залежи нефти девона разрабатываются с поддержанием пластового давления путем заводнения пластов. [39]
Есть основания считать, что интенсивная разработка девонских залежей путем усовершенствования системы внутрикойтур-ного заводнения на месторождениях Серафимовской группы, Туймазинском, Шкаповском и других, а также активная разработка водоплавающих зон залежей Туймазинского, Шкапов-ского и других месторождений с одновременным массовым внедрением метода форсированного отбора жидкости и интенсивной эксплуатации различных участков залежей приведет к более рациональной разработке залежей нефти и к увеличению коэффициента нефтеотдачи. [40]
Для высокообводненных ( более 85 %) девонских залежей нефти картина несколько иная, так как нефтенасыщенными остались лишь слабопроницаемые пропластки и зоны. В этих условиях, когда основная часть пласта насыщена водой, продолжительность снижения производительности должна быть меньше периода увеличения закачки, поскольку объем нефтенасыщенной части пласта неизмеримо меньше водонасыщенной части. [41]
На юго-восточном склоне Северо-Татарского свода основным направлением смещения девонских залежей относительно нижнекаменноугольных является юго-восточное, то есть направление регионального наклона залегания осадочной толщи. [42]
Анализ, проведенный М.А. Токаревым и В.Щ. Мухаметшиным на примере девонских залежей Башкирии, относящихся к первой группе объектов, и месторождений терригенной толщи нижнего карбона ( ТТНК), относящихся ко второй группе объектов и находящихся на поздней стадии разработки, позволил оценить точность основных промыслово-статистических методов, применяемых при прогнозе нефтеотдачи. [43]
Первоначально эта методика была апробирована при анализе разработки девонских залежей нефти. Исследования, проведенные по залежам нефти терригенного девона западной Башкирии, показали, что существует довольно четкий критерий удельных запасов, приходящихся на скважину ( 350 тыс. т), превышение которого приводит к снижению коэффициентов использования запасов и повышению обводненности продукции скважин. Аналогичная тенденция наблюдается и по скважинам Манчаровской площади, характеризующейся значительной неоднородностью и содержанием высоковязкой нефти. [44]
В настоящее время на участке пробурено 33 скважины на девонские залежи. [45]