Ишимбайский тип

Cтраница 1

Зависимости извлечения нефти и газа от плотности сетки скважин. [1]

Залежи Ишимбайского типа разбурены с различной плотностью ( от 0 8 до 20 га / скв. Разработка их осуществлялась, как правило, на естественном режиме, в котором можно выделить три этапа: первый - упругий ( газовая шапка), второй - растворенного газа и третий - гравитационный. [2]

ЗЛМесторождения Ишимбайского типа характерны для Пред - урятГьской депресии. К этому типу относятся Ишимбайская связка массивов; Столяровское, Введеновское, Староказанковское и другие месторождения. [3]

Месторождения Ишимбайского типа характерны для Предуральской депрессии. К этому типу относятся Ишим-байская связка массивов, Столяровское, Введеновское, Старо-Казанковское и другие месторождения. Они приурочены к известняковым рифовым массивам сакмаро-ар-тинского возраста, погребенным под толщей верхнепермских осадков. Коллекторами являются пористые и кавернозные известняки и доломиты. Пористость их колеблется от 1 - - 2 до 30 %, а проницаемость от единицы до 800 - 900 мд. [4]

Казанковская нефть ишимбайского типа относится к нефтям высокосернистым и смолистым. [5]

Нефтяные месторождения ишимбайского типа разрабатываются при режиме растворенного газа. В процессе эксплуатации происходит быстрое снижение пластового давления и дебита скважин. [6]

На месторождениях ишимбайского типа применяются 2 вида тепловой обработки скважин: обработки огневыми забойными нагревателями, паротепловые обработки. [7]

Рассол относится к Ишимбайскому типу. [8]

Казанковская нефть артинского яруса. Кривые разгонки. [9]

Введеновская нефть является нефтью ишимбайского типа. [10]

Коллекторами нефти и газа в рифовых массивах Ишимбайского типа является кавернозные, пористые и трещиноватые известняки ассельского, сакмарского и артинского ярусов пермской системы. В пределах массивов коллекторы распространены неравномерно в виде отдельных высокопористых и кавернозных тел, приуроченных обычно к нижней и средней частям ядра рифов, тогда как верхняя и периферийные части массивов представлены плотными тонкотрещиноватыми породами с редкими и небольшими по размерам среднепористыми линзами. Соответственно распределена и проницаемость: слабопроницаемые и непроницаемые породы образуют разделы мощностью 10 - 30 м между проницаемыми слоями. Слои проницаемых коллекторов расположены в теле рифового массива хаотично и не сопоставляются в разрезах даже соседних скважин. [11]

Расчетная схема-модель может использоваться при проектировании разработки месторождений ишимбайского типа при вертикальном вытеснении нефти газом. [12]

Это открытие возродило интерес к поискам нефтяных месторождений ишимбайского типа к югу от Ишимбая. [13]

Приток нефти к забоям эксплуатационных скважин в условиях рифогенных месторождений Ишимбайского типа обеспечивается в основном энергией растворенного газа. В тех залежах, которые имеют газовую шапку, значительное влияние на движение нефти в первые годы эксплуатации оказывает напор свободного газа. На поздней стадии разработки возможно проявление гравитационного режима, при котором движение нефти происходит за счет силы тяжести самой нефти. [14]

В ходе анализа и изучения особенностей строения и разработки месторождений ишимбайского типа пришли к выводу, что наиболее приемлемым методом повышения коэффициента нефте-извлечения может явиться метод создания в пласте искусственных газовых шапок. [15]

Страницы: 1 2