Месторождение - зона
Cтраница 2
 |
Нижнеконголезская нефтегазоносная впадина. [16] |
К началу 1986 г. в Нижнеконголезской впадине открыто 54 нефтяных н четыре газовых месторождения, основная часть которых расположена в шельфовой зоне. Исключение составляют месторождения зоны Малонго н месторождения Такула и Эмерод. Зона Малонго объединяет три месторождения - Малонго-Саут, Малонго-Норт и Малонго-Ист. [17]
Все эти открытия повышают перспективы нефтеносности склона платформы. Характерной особенностью месторождений новой Тавтиманово-Уршакской зоны п сравнении с Сергеевско-Демской является наличие очень резких фациальных замещений, а зачастую и полное отсутствие песчаных прослоев ( в терригенных образованиях девона), что значительно усложняет проведение поисково-разведочных работ. [18]
Для изучения особенностей изменения зон АВПД по площади и выяснения природы давлений были построены региональные и локальные профили. Установлено [27], что по месторождениям При-балханской зоны поднятий Юго-Западной Туркмении в нижнекрас-ноцветной толще с высокой степенью глинистости четко выделяется и прослеживается зона АВПД, причем градиент давления закономерно снижается с запада на восток от ( 1 9 - 2 1) - 10 - 2 МПа / м на площади Челекен до ( 1 2 - 1 3) - 10 2 МПа / м на площадях Монжук-лы и Урунджук. Некоторое превышение пластового давления над гидростатическим, отмеченное в направлении с востока на запад ( площади Барса-Гельмес, Котур-Тепе, Челекен), объясняется повышением глинистости разреза в этом направлении. Таким образом, в целом для Прибалханской зоны поднятий намечается связь АВПД с глинистостью разреза. [19]
При этом метод расчета сохраняется полностью. По аналогичным зависимостям находится распределение добычи нефти по месторождениям зоны ( или проверяется полученное распределение), обеспечивающее минимальные затраты и на капитальное строительство по зоне. [20]
По каждому из этих углов засекаем соответствующую величину добычи по каждому из 19 месторождений. Затем, группируя материал по каждому отдельному углу и складывая таким образом показатели добычи нефти с каждого месторождения, получаем суммарную добычу нефти из всех месторождений зоны. [21]
Пресные и слабосолоноватые воды вскрыты в районе Гыргылань-инского месторождения. На север и восток от него минерализация возрастает от 11 - 13 г / л ( Шхунное, Волчинское, Сабинское, Малосабинское) до 25 - 33 г / л на месторождениях Охинско-Эхабинской зоны нефтегазонакопления. На месторождениях Катанглинско-Набильской зоны воды в продуктивных пластах имеют невысокую минерализацию ( 1 - 3 г / л), которая возрастает до 10 - 14 г / л в отдельных нефтеносных блоках. Состав подземных вод продуктивных пластов преимущественно хлоридный натриевый. [22]
Зона нефтегазонакопления Ла-Саль, приуроченная к южной части вала, объединяет месторождения куполовидных и брахиантиклиналь-ных поднятий, расположенных кулисообразно. В песчаниках нижнего миссисипия и девона залежи заключены в сводовых ловушках, часто осложненных эрозией. На месторождениях зоны в разрезе пенсильва-ния преобладают выклинивающиеся и линзовидные ловушки, а в верх-немиссисипских слоях - выклинивающиеся и сводовые. [23]
Пресные и слабосолоноватые воды вскрыты в районе Гыргылань-инского месторождения. На север и восток от него минерализация возрастает от 11 - 13 г / л ( Шхунное, Волчинское, Сабинское, Малосабинское) до 25 - 33 г / л на месторождениях Охинско-Эхабинской зоны нефтегазонакопления. На месторождениях Катанглинско-Набильской зоны воды в продуктивных пластах имеют невысокую минерализацию ( 1 - 3 г / л), которая возрастает до 10 - 14 г / л в отдельных нефтеносных блоках. Состав подземных вод продуктивных пластов преимущественно хлоридный натриевый. [24]
Полученное распределение добычи нефти по месторождениям зоны ( промысла, пласта) должно быть проверено с точки зрения эффективности капитальных вложений способом множителей. При этом себестоимость 1 т нефти заменяют размером капитальных вложений при данном уровне добычи с месторождения. По аналогичным зависимостям находится распределение добычи нефти по месторождениям зоны ( или проверяется полученное распределение), обеспечивающее минимальные затраты и на капитальное строительство по зоне. [25]
Полученное распределение добычи нефти по месторождениям зоны ( промысла, пласта) должно быть проверено с точки зрения эффективности капитальных вложений методом неопределенных множителей. Себестоимость 1 т нефти заменяют размером капитальных вложений при данном уровне добычи по месторождению. По аналогичным зависимостям находят распределение добычи нефти по месторождениям зоны ( или проверяется полученное распределение), обеспечивающее минимальные затраты и на капитальное строительство по зоне. Описанный метод районирования добычи нефти был разработан во ВНИИ. [26]
На казахском шельфе Каспия в настоящее время реально действует консорциум Казахстанская международная шельфовая операционная компания ( ОКЮС), в распоряжении которой находятся два морских блока, расположенных в Северном Каспии. Второй блок включает поднятия Кайран и Актота в прибрежной зоне Казахстана. Считается, что структуры этих блоков принадлежат к той же системе перспективных площадей, в которой находятся месторождения Каратон-Прорвинской зоны, в том числе знаменитый нефтяной гигант Тенгиз. [27]
Проекты и технологические схемы разработки нефтяных и газовых месторождений имеют первостепенное значение для подготовки нефтегазодобывающего производства. В них предусмотрен весь комплекс мер, направленных на оптимизацию технологических и технико-экономических параметров разработки месторождений. Здесь даются конкретные меры не только по рациональному и экономному извлечению нефти и газа из недр и контролю за процессом разработки, но и по охране природных ресурсов, воздушного бассейна, водоемов и других объектов окружающей среды, проявляется большая забота по охране здоровья работников, занятых в нефтегазодобыче, и населения прилегающих к месторождению зон. [28]
При практических нефтепоисковых исследованиях не всегда однозначно можно определить генетическую природу как месторождения, так и зоны нефтегазонакопления. Например, антиклинальные зоны в межгорных впадинах могут относиться как к первому, так и третьему типу зон нефтегазонакопления. Подразделение по генетическому признаку возможно только в случае, когда природа объектов и ( или) групп объектов не вызывает сомнения - это тектоническая и литолого - или седиментацион-но-стратиграфическая. В формировании ловушек месторождений зон нефтегазонакопления принимает участие группа факторов; проводить подразделения объектов следует по преобладающему признаку. Согласно вышесказанному, предлагаемая классификация зон нефтегазонакопления близка к классификации ловушек. [29]
Страницы: 1 2