Верхнемеловая залежь

Cтраница 3

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. [31]

Кривая обводне. [32]

Применительно к динамике разработки залежи формула ( XVIII. Q ( Н), построенная для верхнемеловой залежи нефти Малгобек-Возне - сенско - Алиюртовского месторождения. [33]

По нефтяной залежи месторождения Южное Хыльчую при этом предусматривается сгущение сетки скважин к периферии. В то же время по Старогрозненской и другим верхнемеловым залежам этого региона были запроектированы и успешно реализованы на практике более подходящие, на наш взгляд, системы разработки с периферийной закачкой воды для поддержания пластового давления и сгущением сетки добывающих скважин к своду залежей, в соответствии с реальным размещением запасов нефти. [34]

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. [35]

Почти на всех месторождениях в начальный период преобладает газовый режим. Чисто газовый режим за весь основной период разработки ( до извлечения 50 - 60 % запасов) присущ газовым залежам третичных отложений, за исключением залежей зеленой свиты Северо-Ставропольского, сарматских отложений Благовещенского месторождений, для которых характерен активный упруговодонапорный режим. Меловым и юрским залежам присущ упруговодонапорный режим, который активно проявляется при разработке нижнемеловых залежей Краснодарского края и Северного Дагестана, а также верхнемеловой залежи месторождения Ачи-Су. [36]

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. [37]

Страницы: 1 2 3