Турнейская залежь

Cтраница 2

В пределах Ново-Бавлинской площади выделяется небольшое поднятие, а на западном крыле структуры на территории Коробковского участка требуется уточнение положения контура нефтеносности в процессе бурения разведочных скважин. В целом по турнейской залежи не сделан окончательный вывод о ее типе, поскольку наряду с преобладающим мнением о массивности, некоторые исследователи высказали предположения о пластовом характере ее залегания. Для этого необходимо выяснить: разделяет ли кизеловский и черепетский горизонты пачка непроницаемых известняков или известняки, имеющие насыщение, зависящее от положения водо-нефтяного контакта. Ответ на этот важный вопрос, видимо, может быть дан в результате обобщения и анализа большого объема данных, которые будут получены в процессе проводимых в настоящее время целенаправленных комплексных научно-исследовательских работ на скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна с целью детального изучения литолого-петрогра-фической характеристики разреза и с поинтервальным опробованием этой части разреза. [16]

В пределах Ново-Бавлинской площади выделяется небольшое поднятие, а на западном крыле структуры на территории Коробковского участка требуется уточнение положения контура нефтеносности в процессе бурения разведочных скважин. В целом по турнейской залежи не сделан окончательный вывод о ее типе, поскольку наряду с преобладающим мнением о массивности, некоторые исследователи высказали предположения о пластовом характере ее залегания. Для этого необходимо выяснить: разделяет ли кизеловский и черепетский горизонты пачка непроницаемых известняков или известняки, имеющие насыщение, зависящее от положения водо-нефтяного контакта. Ответ на этот важный вопрос, видимо, может быть дан в результате обобщения и анализа большого объема данных, которые будут получены в процессе проводимых в настоящее время целенаправленных комплексных научно-исследовательских работ на скважинах, пробуренных со сплошным отбором керна с целью детального изучения литолого-петрогра-фической характеристики разреза и с поинтервальньш опробованием этой части разреза. [17]

Вязкостные свойства полимерного раствора рассчитываются в зависимости от термобарических и фильтрационных характеристик данной залежи. Для Мишкинского нефтяного месторождения на участке Турнейской залежи требуемая температура полимерного раствора ( а отсюда функционально следует концентрация или вязкость раствора) на устье нагнетательной скважины 90 - 95 С. [18]

Результаты опробования на приток в колонне разведочных скважин Аряжского месторождения. [19]

Залежь в известняках турнейского яруса ( Си) при этаже нефтеносности 57 м вмещает тяжелую, малоподвижную ( с плотностью и вязкостью 930 кг / м3 и 210 мПа - с) нефть. Последняя содержит до 34 % по массе смол, поэтому аналогично нефти турнейской залежи Кудрявцевского месторождения § 1) обладает неньютоновскими реологическими характеристиками. ППБ лишено способности проводить нефть. Роль проводника отводится МПП, охарактеризованному в керне главным образом трещинами вертикальной ориентации. В пластовых условиях межблоковая проницаемость - как, по-видимому, и емкость - велика. Косвенно об этом свидетельствуют поглощения в разведочной скв. На рис. 31 приведены индикаторные диаграммы. [20]

Результаты опробования на приток в колонне разведочных скважин Аряжского месторождения. [21]

Залежь в известняках турнейского яруса ( С) при зтаже нефтеносности 57 м вмещает тяжелую, малоподвижную ( с плотностью и вязкостью 930 кг / м3 и 210 мПа - с) нефть. Последняя содержит до 34 % по массе смол, поэтому аналогично нефти турнейской залежи Кудрявцевского месторождения ( § 1) обладает неньютоновскими реологическими характеристиками. ППБ лишено способности проводить нефть. Роль проводника отводится МПП, охарактеризованному в керне главным образом трещинами вертикальной ориентации. В пластовых условиях межблоковая проницаемость - как, по-видимому, и емкость - велика. Косвенно об этом свидетельствуют поглощения в разведочной скв. На рис. 31 приведены индикаторные диаграммы. [22]

Позднее на северной части бобриковской залежи с редкой сеткой пробурены еще 4 скважины, а также 3 скважины - на турнейскую залежь взамен технически неисправных. [23]

Низкие темпы добычи по Павловскому месторождению объясняются тем, что нагнетание воды не оказало влияния на дебиты и обводненность добывающих скважин, эксплуатирующих известняки турнейского яруса. Отмечается слабая гидродинамическая связь по пластам между нагнетательными и добывающими скважинами, т.е. большой объем закачки не обеспечивает увеличение темпов отбора нефти из турнейской залежи. [24]

В разрезе турнеиского яруса Саннинского месторождения выделяются 2 продуктивных пласта. Залежи нефти турнеиского яруса разбурены по квадратной сетке, с плотностью размещения скважин - 16 ra / скв. Закачка воды в турнейскую залежь осуществляется с 1979 г. в две приконтурные скважины, закачивается пластовая вода, добытая из терригенных отложений девона. Несмотря на непродолжительный период заводнения, отмечается положительная реакция ближайших добывающих скважин: стабилизация в добыче нефти и жидкости, повышение забойных давлений. [25]

Эксплуатационную колонну диаметром 168 - 216 мм спускают в кровлю продуктивного пласта для проведения испытаний и последующей эксплуатации, а также для установки противовыбросного оборудования при бурении наклонных и горизонтальных стволов в продуктивной пласте. Цементаж производится с подъемом цементного раствора до устья. При бурении скважины на турнейскую залежь эксплуатационную колонну спускают до кровли этого яруса, а низ ствола оставляют открытым. [26]

Трудно было осуществить совместную разработку ее с бобриковской залежью. Также трудно было говорить о самостоятельной разработке турнейской залежи из-за низких дебитов. При составлении технологической схемы разработки в 1965 г. ТатНИПИнефтью предложена совместная разработка залежей бобриковского горизонта и турнейского яруса. При этом полагали, что выработка бобриковского горизонта произойдет со значительным опережением и этот обводнившийся продуктивный пласт можно будет изолировать, а скважины переводить на эксплуатацию верхнетурнейского подъяруса. [27]

Показатели работы боковых горизонтальных стволов в ОАО Удмуртнефть на. [28]

Дебит ГС по месторождениям колеблется от 4 8 до 17 4 т / с. Превышение дебитов БГС над дебитами ВС в среднем составляет от 2 0 до 14 9 т / с. Наиболее высокие дебиты получены в ГС бобри-ковского горизонта ( от 14 3 до 21 1 т / сут), в турнейском - 17 2 т / сут, в башкирских отложениях - 7 2 т / сут и верейском горизонте - 8 5 т / сут. Самые высокие дебиты нефти в ГС были получены в турнейской залежи Мишкинского месторождения, где вязкость нефти в пластовых условиях 73 2 мПа, в скважине 422 - 62 1 т / сут, в скважине 436 - 61 1 т / сут и 4621 - 35 9 т / сут. Из БГС максимальные дебиты были получены в Турнейском ярусе Мишкинского месторождения. [29]

Страницы: 1 2