Западный залив
Cтраница 2
С августа 1969 г. ведется закачка обогащенного газа высокого давления на залежи нефти майкопского горизонта II Западного залива Ключевого месторождения. [16]
 |
Геолого-геофизическая характеристика продуктивной части разреза I горизонта по скв. 804 месторождения Павлова Гора. [17] |
Заметим, что I горизонт нефтеносен и на соседнем Восточном заливе Павловой Горы, который соединяется перешейком с Западным заливом. Но на Восточном заливе отложения горизонта частично размыты, и в наиболее повышенной зоне продуктивная пачка их выходит на дневную поверхность. В северо-западной части Восточного залива продуктивные отложения горизонта вскрыты добывающими скважинами. [18]
В табл. 11 приводятся данные о фактической и расчетной ( при эксплуатации без воздействия на пласт) добыче нефти из Западного залива I горизонта месторождения Павлова Гора с декабря 1966 г. по март 1978 г. Определена также дополнительная добыча нефти за счет внутрипластового горения. [19]
Увеличение добычи нефти из скважин, охваченных воздействием, в 1966 г. по сравнению с добычей 1965 г. произошло за счет ввода в разработку с поддержанием пластового давления западного залива Майкопского горизонта II и крайнего восточного участка Майкопского горизонта II Новодмитриевского месторождения НГДУ Черноморнефть. [20]
Геофизический контроль позволяет изучать процесс вытеснения нефти обогащенным газом высокого давления. Так, на Западном заливе Ключевого месторождения проводился опытно-промышленный эксперимент по вытеснению нефти попутным газом высокого давления, обогащенным пропан-бутановыми фракциями до 68 %, для существенного ( по сравнению с заводнением) повышения нефтеотдачи пластов литологически экранированных залежей. В результате геофизического контроля нейтронными методами установлено, что при осуществлении газовой репрессии, особенно на первых стадиях процесса вытеснения, происходит движение газа по отдельным наиболее проницаемым прослоям, выше и ниже которых возможна различная насыщенность коллекторов. В отличие от условий, наблюдающихся при разведке и разработке естественных нефтегазовых и газовых залежей, при проведении газовой репрессии газонасыщенность пластов может варьировать в самых широких пределах. [21]
В 1974 г. в институте КраснодарНИПИнефть составлен проект дораз-работки месторождения Дыш. Этим проектом предусматривается дальнейшая разработка заливообразных залежей II майкопского горизонта, аналогичных по своему строению Западному заливу Ключевого месторождения ( рис. 6), с применением периодической закачки в пласт воды и газа высокого давления. [22]
Свойства пластовой нефти II майкопского горизонта в небольших пределах изменяются от залива к заливу. Нефть Центрального залива имеет наименьшие значения давления насыщения и газосодержания. Коэффициент растворимости уменьшается от Западного залива к Восточному. [23]
 |
Изменение расхода воздуха на топну добытой нефти по годам. [24] |
С декабря 1968 г. на первом участке и с марта 1970 г. на втором участке плотность воздушного потока достигла минимальных значений, при которых процесс горения начинает затухать, и эффективность вытеснения нефти стала снижаться. За счет этих мероприятий уровень текущей добычи нефти повысился и составляет на конец 1974 г. 430 т / мес. По фактическим данным разработки залежи западного залива I майкопского горизонта по состоянию на конец 1973 г. видим, что основная доля ( около 93 %) суммарной дополнительной добычи нефти получена из скважин, расположенных за пределами границ опытных участков. Из суммарной дополнительной добычи нефти на конец 1973 г. в размере 23 7 тыс. т в пределах площадей I и II участков получено соответственно 1480 и 1390 т нефти. [25]
В целом осуществление работ по охвату внутрипластовым горением залежи нефти западного залива Павловой Горы проходит на высоком технико-экономическом уровне, но вследствие небольшой производительности компрессорной станции тормозится более широкое его развитие. Перспективность разработки залежи Павлова Гора обоснована в ряде работ КраснодарНИПИнефти. Суммарная добыча нефти при применении внутрипластового горения только на западном заливе составит около 164 тыс. т, в результате чего конечный коэффициент нефтеотдачи приблизится к 0 63 ( при эксплуатации зале. Имеется обоснование перспективности применения этого процесса и на восточном заливе Павловой Горы. [26]
Страницы: 1 2