Саргаевский горизонт

Cтраница 2

Сергеевское месторождение. Карта контуров залежей в терригенном девоне. [16]

Разрез терригенных отложений девона представлен кальцеоловым, старооскольским, муллинским, пашийским и кыновским горизонтами. Залегают девонские отложения на размытой поверхности додевонских и перекрываются 2 - 5 метровыми известняками саргаевского горизонта. Уменьшение мощности происходит за счет сокращения и полного выпадения кальцеолового, затем бийского горизонтов. [17]

Определенная технологической схемой система разработки не позволяет создать условия для равномерной выработки запасов нефти всех горизонтов. Наиболее радикальным мероприятием для вовлечения в разработку запасов нефти саргаевского горизонта при создавшейся обстановке может послужить самостоятельная система заводнения саргаевского горизонта через дополнительные нагнетательные скважины, расположенные на линии внутриконтурного разрезания с закачкой воды при повышенном давлении нагнетания. [18]

Анализ результатов испытаний саргаевского горизонта в разведочных скважинах и дополнительные испытания в эксплуатационных скважинах свидетельствуют о крайне низкой фильтрационной и коллекторской характеристике отложений саргаевского горизонта. В процессе ввода месторождения в разработку и осуществления внутрико нтурного заводнения подтверждена значительная разница в коллекторской характеристике воронежского, семилукско-бурегского и саргаевского горизонтов, которая приводит к преимущественной и опережающей выработке запасов нефти среднего в разрезе семилукско-бурегского горизонта. Запасы нефти саргаевского горизонта в разработке практически не участвуют. [19]

Если к тому же учесть, что между продуктивными горизонтами нет достаточно хороших разделяющих и непроницаемых пропластков, становится очевидным, что высокие дебиты нефти, отнесенные по интервалу перфорации к сарга-евскому горизонту, получены за счет подключения в работу семилукско-бурегского горизонта. В дальнейшем низкая продуктивность саргаевского горизонта подтверждена испытанием в эксплуатационных скв. [20]

Снижение интенсивности нефтегазопроявлений обусловливается падением пластовых давлений до значений, близких к гидростатическому давлению столба промывочной жидкости. Так как общая пористость аргиллитов в зоне АВПД на глубинах 4 - 5 5, км невысокая ( максимум 5 - 10 %) и, следовательно, начальный предел прочности более 25 МПа ( см. рис. 44), то ствол скважины часто выдерживает большие перепады давлений и продолжительное время его обвалов не происходит. Перепад порового давления над статическим проявляется в виде повышенного выноса шлама, осыпания стенок скважин и др. Подобные объекты испытываются трубными пластоиспытателями через некоторое время после их вскрытия, и, естественно, давления, измеренные глубинными манометрами, отражают текущие рпл, существующие в пластах на момент их испытания и отличающиеся, иногда довольно существенно ( табл. 13), от начальных пластовых давлений. Белогор-ской площади через 2 сут после вскрытия коллектора в саргаевском горизонте манометром зафиксировано давление 77 8 МПа, через 5 сут - 69 6 МПа, а через 9 сут - 59 МПа. [21]

В пределах Нижнего Поволжья широкое применение ИП нашел на трубах и значительно меньше - в обсаженной колонне. Например, за 10-летний период на площадях Рязано-Саратовского прогиба и западной части Прикаспийской впадины было проведено 589 испытаний. В первую очередь ИП были использованы на тех объектах, в которых фиксировались нефте-газопроявления. В результате опробования саргаевского горизонта получен газонефтяной приток - 70 м / сут через 10-миллиметровый штуцер. Однако в большинстве, случаев притоки жидкости не были получены и скважины оказались сухими или наблюдались лишь газопроявления. [22]

Страницы: 1 2