Cтраница 3
Указанная система разработки горизонта при активном напоре краевых вод ( с востока - вверх по восстанию) и при отсутствии хорошо изолирующих глинистых разделов между объектами способствовала, с одной стороны, значительной подработке объекта HKi скважинами ПК2 и ПК3, а с другой стороны - образованию подошвенной воды, которая проявлялась в большей части эксплуатационных скважин независимо от их расположения на структуре. [31]
Пласты Д и Дц, разобщенные глинистым пропластком мощностью до 12 м, гидродинамически связаны между собой благодаря тому, что глинистый раздел местами размыт. Пласты Дх и Дц представлены мелкозернистыми, хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками с тонкими прослоями алевролитов. Наиболее характерными радиусами поровых каналов для девонских песчаников являются радиусы от 7 до 12 мк. Объем этих пор составляет 60 - 75 % объема всех пор. Для малопроницаемых образцов характерны поры с радиусами 6 - 8 мк. Объем этих пор не превышает 30 % объема перового пространства. Пьезопроводность песчаников Дх и Дц ( обычно) варьирует в пределах от 1000 до 30 000 см / сек. При этом пьезопровод-ность песчаников на одном и том же участие структуры неодинакова в различных направлениях, что объясняется литологической неоднородностью и трещиноватостью пластов. Коэффициент упругости песчаников колеблется в среднем около 1 10 - Б Цат. [32]
Приводятся сведения о глубине залегания кровли, подошвы пласта, числе пластов и прослоев в разрезе, их литологической характеристике, глинистых разделах, определяющих продуктивный горизонт по выше - и нижезалегающим продуктивным горизонтам. [33]
Таким образом, планируя форсированный отбор жидкости, следует учитывать, что наибольший эффект будет получен на скважинах, экранированных от ВНК глинистыми разделами, выдержанными по площади. Не рекомендуется проводить форсирование в скважинах, если это расстояние менее 8 м, а также в скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности. [34]
В западной части месторождения описываемый пласт раделя-ется на два мощных прослоя, которые в восточном направлении затем сливаются между собой за счет опесчанивания глинистого раздела. Эффективная толщина изменяется от 2 до 18 8 м, минимальное ее значение прослеживается в южной части площади. [35]
Эти факторы, по мнеяию автора, характеризуют процесс фильтрации с учетом зональной и послойной неоднородности коллекторов эксплуатационного объекта, а также учитывают возможное взаимовлияние пластов через глинистый раздел между ними. Предполагается, что характер проявления взаимовлияния может быть различен при притоке и закачке жидкости. Поэтому анкета предусматривала ранжирование перечисленных факторов отдельно, для добывающих и нагнетательных скважин. [36]
Месторождения третьей группы характеризуются большим ( несколько сот метров) диапазоном нефтегазоносности, в них сосредоточено до нескольких десятков отдельных залежей в продуктивных пластах, чередующихся с глинистыми разделами сравнительно небольшой мощности. [37]
Для выделения эксплуатационных объектов в разрезе газонефтеносной свиты в первую очередь устанавливают наличие ( путем сопоставления разрезов скважин) выдержанных по простиранию глинистых пластов, которые могут служить надежными глинистыми разделами между эксплуатационными объектами. [38]
На месторождении Медвежье, так же, как и на других сеноманских газовых месторождениях севера Тюменской области, чрезвычайно изменчивый разрез не имеет сплошных, прослеживаемых по всему месторождению глинистых разделов. [39]
По данным эксплуатации, а также по результатам исследования скважин необходимо оценить максимальный безводный и безгазовый дебиты и время безводной и безгазовой эксплуатации ( удельную накопленную добычу) в зависимости от дебита ( депрессии), удаленности перфорационных отверстий от ВНК и ГНК, наличия ( количества и толщины) непроницаемых глинистых разделов между фильтром и ВНК, ГНК, толщины газонасыщенной, водонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи. Важно установить, при какой толщине глинистый пропласток надежно сдерживает воду и газ при реально реализуемых на месторождении градиентах давления. [40]
Необходимо проанализировать характер обводнения скважин ( подошвенная или закачиваемая вода), скорость продвижения закачиваемых вод или другого рабочего агента, характер продвижения закачиваемых вод по пласту ( кровля, подошва, центральная часть), частичный или полный уход в водонасыщенную ( газонасыщенную) части, связать это с распределением проницаемости по толщине пласта, интервалами перфорации, наличием глинистых разделов в разрезе эксплуатационного объекта. Необходимо оценить эффективность мероприятий по ограничению водопритока, сделать соответствующие выводы и рекомендации. [41]
Представлен чередованием песчаных и глинистых пород с прослоями известняков. Глинистый раздел между ними имеет толщину от 1 0 до 11 6 м и развит повсеместно. Случаев слияния пластов не наблюдается. В пластовых условиях нефти Холмогорского месторождения легкие и маловязкие. Нефти залежей пласта БСП и БС10 близки по составу. [42]
Основной продуктивный горизонт - бобриковский состоит из двух песчано-глинистых - нижней с приуроченным к ней пластом Б ( и верхней - с пластом Бц. Глинистый раздел между ними имеет толщину около одного метра. Тульский горизонт представлен чередованием глинистых и глинисто-карбонатных пород. [43]
Здесь, возможно, доминирующим фактором такого распределения является дифференциация свойств нефтей, имеющих единый источник формирования залежей углеводородов, обусловившие вертикальную зональность при миграции; наиболее легкие фракции образовали скопления вверху, а наиболее тяжелые аккумулировались in-situ за счет остаточного накопления тяжелых фракций. Что касается локальных глинистых разделов, разделяющих отдельные толщи и пачки, на распределение свойств нефтей в перекрывающих и подстилающих песчаных пластах они существенного влияния не оказывают. [44]
Исходя из перечисленных выше критериев эффективности выбора объектов бурения дополнительных горизонтальных стволов, по участку Абдрахмановской площади были рассчитаны остаточные нефтенасыщен-ные толщины по всему пробуренному фонду скважин с дифференциацией по пластам и типам пород, а также остаточные балансовые и извлекаемые запасы. Кроме того, определены толщины глинистых разделов между всеми пластами, имеющимися в разрезе скважин. Все эти данные послужили основой для выбора скважин старого фонда, в которых рекомендуется бурение дополнительных горизонтальных стволов с целью вовлечения в активную разработку остаточных запасов по выделяемым в разрезе пластам. [45]