Верхнемеловые залежи
Cтраница 1
Верхнемеловые залежи разрабатываются одной редкой сеткой скважин ( 200 га на скважину) с поддержанием пластового давления законтурным заводнением. Произведенный в 1966 г. ГрозНИИ анализ разработки месторождения показал, что, несмотря на значительную добычу нефти из залежи, водо-нефтяной контакт перемещается горизонтально, параллельно начальному положению и находится в полном соответствии с изогипсами структуры. [1]
Для верхнемеловых залежей характерна большая мощность отложения - до 450 м, которые являются важным нефтеносным объектом на территории ЧР. Коллекторами нефти являются трещиноватые известняки. Отложения подразделяются на 6 пачек, различающихся по мощностям и коллекторским свойствам, литологически незначительно отличающихся друг от друга. [2]
Многолетний опыт разработки верхнемеловых залежей ЧИАССР и анализ фактических данных эксплуатации скважин с различной конструкцией забоя позволяют рекомендовать применение закрытых забоев скважин. [3]
Со снижением процента отбора жидкости в третьей стадии разрабатываются также верхнемеловые залежи Чечено-Ингушетии. [4]
 |
Обзорная карта месторождений нефти и газа Ферганской впадины.| Общие сведения по месторождениям Ферганской впадины. [5] |
При этом основные запасы газа приходятся на II горизонт и на верхнемеловые залежи. [6]
 |
Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме. [7] |
Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов. [8]
Рассмотрим этот способ на примере оценки запасов нефти по одной из трещинных верхнемеловых залежей Предкавказья. [9]
Такая система разработки в настоящее время осуществляется по большинству разрабатываемых в ЧИАССР верхнемеловых залежей: Карабулак-Ачалукского, Хаян-Кортов - ского, Эльдаровского, Старогрозненского, Октябрьского, Брагунского, Горячеисточненского и Гудермесского месторождений. [10]
Видно, что закачка пресных вод в настоящее время ведется в трещинные карбонатные коллекторы верхнемеловых залежей месторождений Эльдарово и Брагуны. Причем, на первом из них используется вода из артезианских скважин, а на вдором - сточные воды нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий данного нефтяного района после биологической доочистки. [11]
Ниже изложена попытка частичного решения этого вопроса для условий трещиноватой среды на основании анализа данных исследований скважин верхнемеловых залежей Карабулак-Ача - луки и Заманкул. По этим залежам накоплен большой фактический материал исследования скважин на различных режимах. [12]
В соответствии с этим в качестве залежей-аналогов рассматривались, в частности, находящиеся в большинстве на весьма поздней стадии эксплуатации верхнемеловые залежи нефти с карбонатными трещиноватыми коллекторами грозненских месторождений. Некоторое сравнительное представление нефтяной залежи фундамента месторождения Белый Тигр и указанных грозненских залежей дано в таблице. Видим большую схожесть объектов по многим важнейшим параметрам. [13]
В конечном счете для сопоставительного анализа были выбраны Малгобек-Вознесенско - Алиюртовская и Старогрозненская залежи, более крупные по запасам нефти и вполне представительные для верхнемеловых залежей грозненских месторождений по геолого-физическим и геолого-промысловым характеристикам и применявшимся системам разработки. При этом для лучшей наглядности сопоставлений при оценке тех или иных параметров процесса разработки использовались совмещенные во времени суммарные показатели эксплуатации выбранных залежей как единого объекта-аналога. Кстати, начальные извлекаемые запасы ( НИЗ) нефти последнего составляли около половины от принимаемых сейчас за основу НИЗ нефти по залежи фундамента. [14]
На основании интерпретации геофизических исследований, изучения большого количества кернового материала, результатов исследований и поинтервальных испытаний скважин, а также анализа геолого-эксплуатационных материалов установлено, что для верхнемеловых залежей емкостью коллектора и проводником нефти к скважинам являются в основном трещины, каверны и иные пустоты вторичного происхождения. Катастрофические поглощения глинистого раствора и провалы инструмента при бурении указывают на наличие трещин значительной раскрытое и полых каверн. [15]
Страницы: 1 2