Верхнемеловая залежь

Cтраница 2

Динамика добычи по верхнемеловым залежам типа Хаян-Корт, отличающихся сравнительно невысокой продуктивностью, и по залежам в терригенных коллекторах близка. [16]

Более того, по верхнемеловой залежи месторождения Карабулак-Ачалуки количество добываемой воды ( несколько кубических метров в сутки) по таким скважинам не изменилось и оставалось практически постоянным после стабилизации пластового давления в результате закачки воды. Эти данные не давали оснований считать, что добываемая вода поступает из матрицы. Предположение о том, что поступившая из матрицы во вторичные пустоты вода перемещается в водоносную зону за счет сил гравитации, является маловероятным из-за хаотического распределения пустот в объеме залежи и резкого изменения их поперечного сечения. [17]

Стабилизация пластового давления в разрабатываемых верхнемеловых залежах ЧИАССР обычно достигается при 80 - 90 % компенсации отбора жидкости ( в пластовых условиях) нагнетаемой воды. [18]

Старогрозненское ( 6), а также по верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Вознесенско - Алиюртовского месторождения ( 5), аналогичной рассматриваемой здесь Старогрозненской залежи по геолого-промысловым характеристикам и подходам к проектированию и осуществлению разработки. [19]

Сопоставление изменения пластового давления и отборов жидкости во времени по верхнемеловой и нижнемеловой залежам месторождения Ка. [20]

Рпл - Ож-пластовое давление и отбор жидкости соответственно по верхнемеловой залежи; рпл, 2Ж - по нижнемеловой. [21]

Таким образом, по результатам исследований в период опытной разработки верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенско - Али-юртовского месторождения были установлены: эффективная гидродинамическая связь по площади и разрезу в пределах продуктивного объема; эффективность дренирования нижней части разреза скважинами, вскрывшими только верхнюю часть; менее эффективная гидродинамическая связь между продуктивной и водоносной частями отложений. [22]

Дегазированные нефти месторождения Карабулак-Ачалуки относительно легкие, высокопарафиновые ( вид П3), малосернистые ( класс I), малосмолистые, а нефть верхнемеловой залежи смолистая. [23]

В последние годы в Али-Юрте установлена промышленная нефтеносность верхнемеловых известняков. В настоящее время проводятся разведка и оконтуривание верхнемеловой залежи. По этому месторождению рассматривается образец нефти XVI пласта чокракских ( скважина 3) и верхнемеловых ( скважина 100) отложений. [24]

Залежь газа в трещинном резервуаре валанжина-верхней юры по строению аналогична верхнемеловой залежи, залегает на гл. [25]

Статистическая связь максимального градиента давлений Т ] в глинистых толщах чокракско-маикопских и верхнесарматских отложений с суммарной мощностью этих толщ ЯУ. [26]

Причем в верхней части разреза, представленной более чистыми глинами, это превышение ka часто больше, чем в нижней. Подсчет баланса флюида показывает, что увеличение пористости чокракско-майкопской толщи глин мощностью 1 5 - 3 км на 8 - 10 % за счет внедрения флюидов из верхнемеловой залежи, характеризующейся мощностью 300 - 400 м и эффективной пористостью 1 - 2 %, весьма маловероятно. Кроме того, в пределах контура нефтеносности верхнемеловой залежи разуплотнение покрышки должно происходить за счет насыщения углеводородами. В этом случае поры глин примерно на 50 % должны быть нефте-газонасыщены, что не подтверждается ни геофизическими, ни другими исследованиями. [27]

Пластовую нефть продуктивного горизонта валанжинского яруса нижнемелового отдела Заманкульского месторождения исследовали по глубинным пробам, отобранным из девяти скважин. Нефть залегает в зоне высоких давлений и температур, имеет большое газосодержание; плотность и вязкость ее низкие. Нефть верхнемеловой залежи по всем параметрам резко отличается от нефти валанжинского яруса, особенно по газосодержанию и давлению насыщения. [28]

QH, что свидетельствует об относительно малых отборах воды за этот период. К концу третьей стадии накопленный отбор воды по этим залежам составляет 0 1 - 0 7 к количеству добытой нефти. Наименьшее относительное количество воды добыто по верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенского месторождения, наибольшее - из пласта Д1 Александровской площади. В четвертой стадии разработки водонефтяной фактор резко возрастает и большинство кривых приобретает направление, близкое оси ВНФ. В числе восьми показанных на рисунке залежей с небольшой вязкостью нефти имеется лишь пять, практически завершенных разработкой, по которым можно судить о изменении водонефтяного фактора к концу разработки. По верхнемеловой залежи Малгобек-Вознесенского месторождения он, видимо, до конца разработки увеличится незначительно. Все кривые, соответствующие залежам четвертой группы, разместились на рис. 43 намного ниже остальных, образуя с осью QH значительные углы. При приближении водонефтяного фактора к 1, что по разным залежам происходит при отборе 40 - 70 % извлекаемых запасов нефти, углы наклона кривых к этой оси существенно увеличиваются. [29]

Статистическая связь максимального градиента давлений Т ] в глинистых толщах чокракско-маикопских и верхнесарматских отложений с суммарной мощностью этих толщ ЯУ. [30]

Страницы: 1 2 3