Первая залежь
Cтраница 2
По второй паре залежей имеется возможность сравнить эффективность наращивания водонефтяного фактора в условиях примерно равной обводненности продукции. По первой залежи этой пары при росте обводнения с 94 0 до 97 5 % водонефтяной фактор увеличен на 1 и при отборе 3 1 % извлекаемых запасов нефти. [16]
Здесь все обозначения очевидны, они приводились во второй главе. Предполагается, что газ из первой залежи перетекает во вторую. [17]
Расчеты выполнены для двух залежей. Геолого-физические параметры и условия залегания и нахождения пластовой нефти в первой залежи соответствуют условиям низкопроницаемых участков пласта Д-II Сергеевского месторождения. Во второй залежи эти параметры и условия идентичны параметрам и условиям низкопроницаемых пластов месторождений нижнего карбона севера и северо-запада Башкирии. [18]
Залежь рассматривается как две самостоятельные залежи с границей, определяемой динамическим положением водо-нефтя-ного раздела. Процесс дренирования за определенный промежуток времени рассматривается раздельно: в первой залежи ( в пределах заводненного объема) - в условиях упруговодонапорного, а во второй - упругозамкнутого режимов. [19]
Во втором приближении большого итерационного цикла проводится уточненный расчет продвижения воды в первую залежь с учетом вычисленных в первом приближении понижений давления на ее начальном контуре газоносности от разработки т - 1 залежей. Одновременно на каждом временном слое уточняется влияние ( понижения давления) первой залежи на остальные m - 1 залежей. Дальнейший расчет по первой и другим залежам аналогичен расчетам первого приближения. [20]
Во втором приближении большого итерационного цикла производим уточненный расчет продвижения воды в первую залежь с учетом вычисленных в первом приближении понижений давления на ее начальном контуре газоносности от работы ( т - 1) залежей. Одновременно на каждом временном слое уточняется влияние ( понижения давления) первой залежи на остальные т - 1 залежей. Дальнейший расчет по первой и другим залежам аналогичен расчетам первого приближения. [21]
Аналогично проводим расчеты на всех других временных слоях. Одновременно на каждом временном слое определяется снижение давления в точках расположения остальных т - 1 залежей от разработки первой залежи. [22]
Имеются также две залежи. После детального расчленения и корреляции продуктивных отложений установлено, что в обеих залежах непроницаемые породы составляют 50 % объема нефтеносных продуктивных отложений. При этом в первой залежи непроница -, емые породы равномерно включены в продуктивные отложения в виде часто чередующихся маломощных пропластков и линз. Bo-второй залежи непроницаемые породы расположены в основном в кровле и подошве продуктивных отложений и изредка Встречаются в виде линз. При одинаковой степени неоднородности залежей характер их неоднородности совершенно различный. Первая залежь представлена совокупностью маломощных чередующихся нефтеносных песчаников, а вторая залежь - сравнительно монолитным нефтеносным песчаником. Поэтому при одинаковой степени неоднородности первая залежь нефти будет более неоднородна по характеру неоднородности, а следовательно и более неоднородна по сравнению со второй залежью. [23]
После детального расчленения-и корреляции продуктивных отложений установлено, что в первой залежи непроницаемые породы ( аргиллиты, глины, глинистые алевриты) составляют 50 % объема нефтеносных продуктивных отложений. Вс второЛ залежи эти же непроницаемые порода составляют 20 % объема. То есть первая залежь более неоднородна. [24]
При анализе фактических зависимостей снижения пластового давления в залежах от суммарного отбора из них: жидкости Ap ( SQm) и аналогичных расчетных зависимостей в предположении замкнутости залежей, автором обнаружены следующие их особенности. Для примера на рис. 26 и 27 приведены эти зависимости по двум верхнемеловым залежам Хаян-Корт ( Восточное поле) и Карабулак-Ачалуки. Видим, что по первой залежи фактическая зависимость / на участке снижения давления от 5 до 85 кГ / см2 является криволинейной, при дальнейшем снижении давления она практически прямолинейная, по Карабулак-Ачалукской залежи рассматриваемая зависимость криволинейная во всем диапазоне снижения давления. [25]
 |
Схема расположения месторождений Чечено-Ингушской АССР. [26] |
Старейшими месторождениями Грозненского района наряду со Старогрозненским являются Малгобекское, Вознесенское и Новогрозненское. Позднее были открыты месторождения Карабулак, Ахловское, Алхазовское, Эльдаровское, Брагунское и некоторые другие. Нефть на этих месторождениях была открыта в чокрак-караганских отложениях неогеновой системы. В начале 50 - х годов были выявлены залежи нефти в верхнемеловых отложениях. Первая залежь была обнаружена на месторождении Карабулак-Ачалуки на глубинах 2000 - 2400 м в 1952 г. В 1960 г. на этом же месторождении обнаружена залежь нефти в нижнемеловых отложениях на еще большей глубине, а позднее - залежи нефти в более древних, верхнеюрских отложениях. [27]
Имеются также две залежи. После детального расчленения и корреляции продуктивных отложений установлено, что в обеих залежах непроницаемые породы составляют 50 % объема нефтеносных продуктивных отложений. При этом в первой залежи непроница -, емые породы равномерно включены в продуктивные отложения в виде часто чередующихся маломощных пропластков и линз. Bo-второй залежи непроницаемые породы расположены в основном в кровле и подошве продуктивных отложений и изредка Встречаются в виде линз. При одинаковой степени неоднородности залежей характер их неоднородности совершенно различный. Первая залежь представлена совокупностью маломощных чередующихся нефтеносных песчаников, а вторая залежь - сравнительно монолитным нефтеносным песчаником. Поэтому при одинаковой степени неоднородности первая залежь нефти будет более неоднородна по характеру неоднородности, а следовательно и более неоднородна по сравнению со второй залежью. [28]
Продуктивным пластом тульского горизонта является пласт C-VIo, залегающим в его подошве. Этот пласт имеет линзовид-ное строение. На большей части площади он представлен алевролитом, неоднородным, иногда переходящим в песчаники. Песчаники пласта C-VIo имеют ограниченное распространение, встречены в разрезах 11 скважин, в основном на юго-западном склоне Саитовского поднятия и по трем скважинам на северо-западе. Первая залежь находится в районе скв. [29]
В истории развития структуры отмечается несколько этапов формирования. Первый относится к концу каменноугольного периода, когда образованное поднятие было выведено на дневную поверхность и подвергнуто интенсивному разрушению в течение нижнепермского времени. В результате этого были размыты карбонатные отложения до башкирского яруса среднего карбона, на поверхность которых отложились карбонатно-гли-нистые породы верхнеартинского подъяруса. Второй этап развития охватывает отрезок времени от кунгурского до начала триасового. Выведенные на дневную поверхность отложения верхней перми подверглись разрушению и на их выровненную поверхность отложились терригенные породы триаса, юры и мела. Первая залежь связана с каменноугольным этапом структурообразования. Она предверхнеартинским размывом была подвергнута разрушению, что отражено в наличии твердых битумов в пустотном пространстве визейско-башкирских известняков. Следующий этап формирования месторождения приурочен к после-пермскому времени, образовавшаяся в это время залежь нефти сохранилась до настоящего времени. [30]
Страницы: 1 2 3