Девонская залежь

Cтраница 3

Анализ фактических данных показывает, что с ростом обводненности продукции эффективность форсирования отбора жидкости на девонских залежах заметно снижается. Так, при форсировании отбора жидкости на 303 скважинах пласта Д-I Шкаповс-кого месторождения путем применения высокопроизводительных и высоконапорных УЭЦН и Д-82 за 1961 - 1971 годы на одну тонну дополнительной нефти отобрано 1 6 т воды, а в период с 1971 по 1982 год дополнительные отборы воды достигли семи тонн. [31]

Оценка выработки запасов и коэффициента извлечения нефти ( как текущего, так и конечного) по девонским залежам месторождения выполнялась неоднократно, начиная с 1956 г. различными исследованиями ВНИИ, Башнипинефть и НТДУ Туймазанефть. [32]

По состоянию на 1.01.99 г. по залежам бобриковского горизонта отобрано 83 5 % извлекаемых запасов, по девонским залежам 84 4 %, при обводненности 69 1 % и 83 9 % соответственно. [33]

По состоянию на 1.01.99 г. по залежам бобриковского горизонта отобрано 83 5 % извлекаемых запасов, по девонским залежам 84 4 %, при обводненности 69 1 % и 83 9 % соответственно. [34]

Наибольшее количество промысловых экспериментов по применению новых технологий УНП на основе ПДС и МПДС было проведено на девонских залежах месторождений республики Татарстан. В связи с этим приведем краткую геолого-физическую характеристику этих объектов. [35]

По Арланским площадям спад в добыче нефти начинается уже после извлечения 10 % балансовых запасов, тогда как по девонским залежам большие темпы добычи нефти удается удерживать до момента извлечения 20, 30 и даже 40 % балансовых запасов. [36]

Тем не менее, длительный опыт разработки этих зон, бурение оценочных и дополнительных эксплуатационных скважин ( особенно по девонским залежам Туймазинского месторождения) позволили оценить более или менее достоверно не только нефтеотдачу заводненного объема ВНЗ, но также и характер распределения остаточных запасов нефти. При этом, чем меньше скважин на единицу площади, тем выше величина остаточных запасов нефти по участку. [37]

Примерами могут служить Туймазинское месторождение ( Башкирия), где начали впервые применять заводнение в СССР ( 1948 г.), девонская залежь Бавлинского месторождения ( Татария), яснополянская залежь Ярино-Каменоложского месторождения ( Пермская обл. [38]

Может возникнуть такой вопрос: если на более поздней стадии разработки приходится полностью отказываться от законтурного заводнения, как это было по девонским залежам нефти Мухановского месторождения, или в дополнение к законтурной системе проводить внутриконтурную систему заводнения ( Туймазинское, Шкаповское и другие месторождения), то не лучше ли сразу с начала разработки проектировать блоковую систему заводнения. [39]

В таблице 2 приводятся принятые в подсчете запасов средние значения коэффициента начальной водонасыщенности, а также средние значения, определенные с учетом неоднородности, по некоторым девонским залежам. [40]

Зависимость прироста нефтеотдачи от объема оторочки диоксида углерода ( при условии непрерывной закачки с последующим нагнетанием воды) или от удельного расхода реагента на единицу балансовых запасов для условий типичной девонской залежи Татарии рассчитана по гидродинамической модели ВНИИ. В данном исследовании принято, что прирост нефтеотдачи, получаемый в результате осуществления метода, не зависит от числа скважин ( плотности сетки) на опытном участке. [41]

Основное технологическое отличие по залежам Чечено-Ингушетии и девонским залежам Башкирии состоит в том, что плотность сетки скважин по XX и XXI пластам примерно в 10 раз больше, чем по девонским залежам. Несмотря на плотную сетку и практически одинаковую геологическую неоднородность XX пласта с девонскими залежами, текущая и конечная нефтеотдачи по нему практически не отличается от нефтеотдач пластов Д, объектов 7 и 17 разработки месторождений. [42]

Карта размещения скважин на Щенной и водонасыщенной залежи VI Троицкого месторождения. [43]

Разновидности указанного способа вскрытия нефтеносных и водоносных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах разработаны и запатентованы Ю. Е. Батуриным ( СибНИИНП) ( Е21 В 43 / 20), а также предложены и испытаны на девонских залежах Туймазинского месторождения гл. Апробирование предлагаемого способа рекомендуется произвести на залежи пласта Д-I Троицкого месторождения. [44]

В результате многовариантных расчетов с использованием разработанной вероятностной модели получены зависимости, характеризующие влияние состояния изученности пласта и метода, а также технологических условий реализации процесса вытеснения нефти диоксидом углерода на показатели риска и неопределенности прогноза эффективности для типичной девонской залежи Татарии. [45]

Страницы: 1 2 3 4