Cтраница 1
Высокопродуктивные залежи в карбонатных коллекторах Пермской области отсутствуют, поэтому здесь приведены приближенные граничные значения параметров для средне - и низкопродуктивных пластов. [1]
Наиболее - высокопродуктивные залежи основных месторождений Татарии, Башкирии, Куйбышевской области и других старых нефтедобывающих районов страны уже в значительной степени выработаны и находятся в стадии падающей добычи. Началось интенсивное падение добычи нефти и на ряде крупных месторождений Западной Сибири, в том числе и на Самотлор-ском. [2]
Во всех других нефтедобывающих районах разработка высокопродуктивных залежей с небольшими площадями нефтенос - ности велась иначе, чем в Азербайджане и Грозном. Следует отметить, что по некоторым высокопродуктивным залежам Волгоградской, Саратовской и Куйбышевской областей максимальные темпы оказались ниже, чем по другим подобным им залежам. Это обусловлено тем, что по этим залежам в процессе разработки извлекаемые запасы нефти уточнялись в сторону их увеличения. [3]
К числу важнейших геологоразведочных работ следует отнести выявленные высокопродуктивные залежи нефти и газа на морском месторождении о. Песчаный в верхнем и нижнем отделах продуктивной толщи. Для этих площадей необходимо бурить глубокие скважины в широком масштабе. [4]
Уменьшение или сохранение отбора жидкости в третьей стадии характерно для высокопродуктивных залежей сравнительно небольших размеров с маловязкой нефтью и относительно монолитным строением пластов; при значительном увеличении отбора жидкости разрабатываются залежи маловязких нефтей, особенно крупные, с неоднородным строением продуктивных пластов, с большими водонефтяными зонами; резкое увеличение-отборов жидкости характерно для залежей с повышенной вязкостью нефти. [5]
В третьей стадии уменьшение или сохранение темпа отбора жидкости более характерно для высокопродуктивных залежей с маловязкими нефтями и сравнительно монолитным строением пластов и, наоборот, значительное увеличение отбора жидкости отмечено на залежах, характеризующихся маловязкими нефтями с неоднородным строением продуктивных пластов, с большими водонефтяными зонами. Резкое увеличение отбора жидкости отмечается на залежах с повышенной вязкостью нефти. Следует иметь в виду, что в ряде случаев недостаточный темп отбора явился основной причиной преждевременного снижения добычи нефти и раннего вступления залежи в завершающую стадию разработки. [6]
Из приведенных в разделе материалов также следует, что при благоприятных соотношениях вязкостен разработка высокопродуктивных залежей в карбонатных коллекторах рассматриваемого типа может успешно осуществляться при плотности сетки 25 - 30 га / скв. В таких пластах основное влияние на процесс охвата заводнением оказывает не расстояние между скважинами ( 200 - 600 м), а правильный выбор интервалов и последовательности вскрытия пласта перфорацией на различных участках. [7]
Видимо, темпы отбора жидкости в третьей стадии, осуществленные на этих залежах, можно считать оптимальными для высокопродуктивных залежей с низкими значениями ц0, особенно для залежей с относительно монолитным строением пластов, разбуренных в основном во внутреннем контуре нефтеносности. [8]
Продуктивные пласты ОАО НК ЛУКОЙЛ характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон. Большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Задачи стабилизации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и остаточных запасов в настоящее время невозможно решать без применения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов. [9]
Особенно значительно пострадала структура сырьевой базы компании за 90 - е гг. - практически все характеристики изменилась в худшую сторону. Так как все высокопродуктивные залежи выработаны на 70 - 93 %, запасы по ним относятся к категории истощенных, а остальная доля месторождений представлена трудноизвлекаемыми и нефтегазовыми и низкопродуктивными запасами. [10]
Продуктивный пласт БВ8 характеризуется региональным распространением в пределах Нижневартовского свода. С ним связаны наиболее крупные и высокопродуктивные залежи нефти, являющиеся на большинстве открытых здесь месторождений основными объектами разработки. Нефтяные залежи в этом пласте установлены на Мегионском, Ватинском, Са-мотлорском, Аганском, Мыхпайском и других месторождениях. [11]
Уже отмечалось, что одной из важных для нового района задач является создание насосных агрегатов с повышенными рабочими параметрами при минимальных диаметральных габаритах, а также унификация узлов оборудования при достижении необходимого числа типоразмеров насосов по параметрам, что способствовало бы улучшению использования насосных установок. Особые задачи по развитию техники эксплуатации скважин возникают в связи с разработкой высокопродуктивных залежей Нижневартовского района, прежде всего Самотлорского месторождения. В соответствии с намеченными отборами по скважинам этого месторождения необходимо оборудование, обеспечивающее подъем жидкости до 2500 м3 / сут с напорами до 100Qji npjH максимальном диаметре эксплуатационной колонны 168 мм. [12]
Вступление нефтедобывающего района в третью стадию характеризуется прежде всего начавшимся постепенным снижением добычи нефти, интенсивным увеличением обводненности добываемой жидкости и ухудшением экономических показателей по району. В разработку вводятся, в основном, мелкие и малопродуктивные залежи, Отмечается высокая степень выработки наиболее крупных и высокопродуктивных залежей нефти района. В структуре запасов значительно повышается доля трудноизвлекае-шх запасов нефти. [13]
Газовые залежи впадин Делавср и Вал-Веодо характеризуются высокой продуктивностью. Начальные дебиты скважин достигают 2 5 - 3 0 млн. м3 / сут. Наиболее высокопродуктивные залежи связаны с отложениями перми и ордовика. В пределах бассейнов выявлено 11 крупных и крупнейших газовых месторождений, среди которых месторождение Гомес имеет начальные запасы газа 283 млрд. м3, Пак-кит - 184 млрд. м3, Локридж - 103 млрд. ма. [14]
Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется снижением эффективности разработки нефтяных месторождений. Определяющим фактором этой негативной тенденции наряду с известной диспропорцией между подготовкой запасов и их извлечением, явилось существенное ухудшение структуры запасов, увеличение в них доли малоэффективных трудно извлекаемых запасов. Последнее обусловлено как вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в поздние стадии разработки, так и неблагоприятными качественными характеристиками запасов нефти вновь вводимых в разработку месторождений и залежей. [15]