Угленосная толща - нижний карбон
Cтраница 1
Угленосная толща нижнего карбона развита почти на всей территории платформы, исключая лишь районы, прилегающие с юга к Башкирскому своду. Наибольшие мощности приурочены к северо-западным районам республики, где в песчаных пластах сосредоточены основные запасы нефти данной толщи. Наибольшим развитием пользуются пласты GVI и Сц. Пласт Cyi во многих случаях делится непроницаемыми прослоями на четыре или шесть пропластков. Этот пласт известен почти на всей территории платформенной Башкирии и содержит основную долю промышленных запасов нефти терригенной толщи на Арланском, Манчаровском и некоторых других группах месторождений. Остальные песчаные пласты развиты в основном в пределах северо-западных районов Башкирии. Промышленное значение их также велико. Они разрабатываются на Арланской, Краснохолмской и Дюртюлинской группах месторождений. Коллекторы терригенных пластов имеют одинаковый минералогический состав с преобладанием кварцевых зерен. [1]
Нефть из песчаников угленосной толщи нижнего карбона Николо-Березовской площади Арланского месторождения отобрана с забоя скв. [2]
Залежи нефти в терригенных коллекторах угленосной толщи нижнего карбона Арланского месторождения начали вводиться в разработку с 1958 г. Сначала вошли в эксплуатацию Арланская, в 1960 г. - Новохазинская, в 1964 г. - Николо-Березовская, а с 1974 г. - Вятская площади. [3]
Промышленная нефтеносность выявлена в терригенных коллекторах угленосной толщи нижнего карбона, в карбонатных коллекторах турнейского яруса нижнего карбона и фаменского яруса верхнего девона. [4]
В активной разработке Арланского месторождения находятся залежи нефти угленосной толщи нижнего карбона. Выделяется 8 продуктивных пластов ( сверху вниз): I, II, III, IV0, IV, V, VI0, VI. Основными по величине запасов являются II и VI пласты, содержащие 80 % всех запасов. Продуктивные пластьт-характеризуются большой неоднородностью как по площади, так и по разрезу. Эксплуатация месторождения осложняется содержанием высоковязкой нефти и наличием значительных по размерам и величине запасов водонефтяных зон. Около 40 % запасов VI пласта сосредоточено в водонефтяных зонах. [5]
Пластовая нефть из песчаников нижней и верхней пачек угленосной толщи нижнего карбона Таймурзинского нефтяного месторождения отобрана с забоя скв. [6]
Основные запасы в этом районе также сосредоточены в угленосной толще нижнего карбона, кроме Кушкульского месторождения, где нефть содержится только в пашийско-муллин-ских отложениях. [7]
Промышленно нефтеносными являются песчано-алевролитовые пласты пашийского и кыновского горизонтов девона и угленосной толщи нижнего карбона, а также карбонатные отложения турнейского и фаменского ярусов. [8]
Лабораторные исследования по изучению влияния раствора ОП-10 на количество капиллярно вытесненной нефти угленосной толщи нижнего карбона ( пласт Q V) проводили на естественных песчаниках в условиях давлений и температур, близких к пластовым. [9]
Многочисленные лабораторные и теоретические, а также ряд промысловых исследований показали перспективность применения полимеров для увеличения нефтеотдачи месторождений угленосной толщи нижнего карбона. Представляет интерес оценить возможность эффективного применения полимерного заводнения на девонских месторождениях с маловязкими нефтями. Такое исследование было проведено на пласте Дг Туймазинского месторождения. [10]
За 1986 - 1989 годы на месторождениях Башкортостана проведено 27 скважино-операций по закачке активного ила: на четырех скважинах продуктивных песчаников угленосной толщи нижнего карбона Воядинского и Бураевского месторождений, на семнадцати скважинах Юсуповской площади Арланского месторождения и на шести скважинах продуктивных девонских песчаников Северо-Сергеевской площади. [11]
 |
Схема закачивания щелочно-полимерных систем. 1 - устье нагнетательной скважины. [12] |
Масштабные испытания и внедрение данной технологии осуществлено на Новохазинской площади Арланского месторождения и Наратовском месторождении, где развиты пласты С - П и C-VI угленосной толщи нижнего карбона. Впоследствии технология внедрена на Николо-Березовской и Ар-ланской площадях Арланского месторождения. Ее применение обеспечивает эффективное выравнивание профилей приемистости пластов, их охват и повышение нефтеотдачи. [13]
 |
Влияние ОП-10 на количество капиллярно вытесненной нефти ( г к от начальной нефтенасыщенно - о 2. [14] |
Таким образом, экспериментальные данные показывают, что добавка в воду 0 05 % ОП-10 увеличивает коэффициент капиллярного вытеснения нефти девона на 45 %, а нефти угленосной толщи нижнего карбона - на 42 % по сравнению с обычной водой. [15]
Страницы: 1 2