Турнейская залежь
Cтраница 1
 |
Характеристика нефтей. [1] |
Турнейская залежь разбурена неравномерной треугольной сеткой. Плотность разбуривания составляет 1 0 - 12 5 га в зоне отбора. [2]
ВНК турнейской залежи - единый с контактом ТТНК. [3]
Нагнетание воды в турнейскую залежь начато в 1977 г. через скв. В целом по добывающим скважинам, эксплуатирующим известняки турнеиского яруса, влияние нагнетания воды почти не отразилось на дебитах и обводненности скважин, они практически оставались на низком уровне. Муслимова методом гидропрослушивания, отмечается слабая связь по пластам между нагнетательными и добывающими скважинами. [4]
Нагнетание воды в турнейскую залежь Тамьяновской площади начато в 1977 г. в скв. [5]
Причиной низкой эффективности разработки турнейской залежи Тамьяновской площади с заводнением и применением методов обработки призабойной зоны скважин, по-видимому, является - редкая сетка скважин ( 400X400 м) для условий низкопроницаемых и маломощных коллекторов. [6]
Для Мишкинского месторождения на участке турнейской залежи требуемая температура полимерного раствора ( а отсюда функционально следует концентрация или вязкость раствора) на устье нагнетательной скважины 90 - 95 С. [7]
 |
Карача-Елгинское месторождение. Карта контуров залежей. Геологический профиль. [8] |
В процессе эксплуатации скважин установлена высокая активность подошвенных вод турнейской залежи. [9]
В связи с очень низкой эффективностью закачки воды в турнейскую залежь, осуществляемой в течение 11 лет, в марте 1988 г. была составлена программа исследовательских работ с целью проверки предположения о том, что пласты турнейского яруса воду не принимают. [10]
 |
Геологический профиль нижнего карбона по линии А-AI. [11] |
Залежи нефти угленосной толщи составляют единую гидродинамическую систему с турнейскими залежами, что подтверждается единой поверхностью водо-нефтяного раздела. Характеристика нефти угленосной толщи аналогична турнейской. Содержание серы 3 6 - 4 0 %, газовый фактор 20 - 24 м3 / т по глубинной пробе. [12]
Опыты по вытеснению нефти оторочкой 1 % - ного раствора едкого натра проведены на составных образцах продуктивных пород яснополянской залежи Гожанской площади и турнейской залежи Падунского месторождения. Оторочку щелочи в количестве 0 25 объема перового пространства вводили в одних опытах в составные образцы с первоначальной нефтенасыщенностью, в других - до ввода оторочки частично обводненные. Концентрация щелочи в пресной воде была выбрана на основании изотерм межфазного натяжения. [13]
Средний дебит нефти в 1994 году составил 6 4 т / сут, жидкости - 8 8 т / сут, обводненность - 29 6 %, накопленная добыча - 116 0 тыс.т. По шести скважинам турнейской залежи Татыш-линского месторождения средний дебит нефти оказался равным 10 8 т / сут, то есть в четыре раза выше, чем по вертикальным скважинам. [14]
Согласно первой технологической схеме, месторождение было введено в разработку в 1971 г. Бурение основного фонда было закончено в 1973 - 1974 гг. С 1973 по 1980 г. велось бурение резервных уплотняющих скважин, а также осуществлялся перевод скважин с нижележащей турнейской залежи. [15]
Страницы: 1 2