Платформенное месторождение

Cтраница 1

Крупные платформенные месторождения разрабатываются с применением различных модификаций систем заводнения. Имеются месторождения, разрабатываемые при естественных упруго-водонапорном, водонапорном, гравитационном режимах и режиме растворенного газа. [1]

Для платформенных месторождений, где размеры водонефтяных зон достигают иногда 50 - 70 % от общей площади залежи, существует определенная проблема извлечения нефти из этих зон. Анализ промыслового материала свидетельствует о том, что наиболее целесообразный способ разработки водонефтяных зон зависит от абсолютного размера их. Игнорирование указанного фактора часто приводит к кажущимся противоречиям во взглядах на условия разработки водонефтяных зон. Данные разработки Туймазинского и Шкаповского месторождений, например, показали, что при законтурном заводнении нефть из широких водонефтяных зон не может быть вытеснена полностью к забоям скважин внутренних рядов, и это потребовало обособленной разработки ВНЗ с применением внутриконтурного заводнения. В противоположность этому данные разработки пласта Д: Бавлинского месторождения, где плотность сеток в чисто нефтяной зоне составляет 20 га / скв ( до эксперимента), а в водонефтяной зоне - 70 га / скв, показывают, что указанная система размещения скважин в условиях этого месторождения себя оправдала. [2]

В платформенных месторождениях с малыми углами падения смешивающийся фронт будет деформирован вследствие дифференциации жидкостей по плотности. Газы и растворитель, имеющие низкую плотность по сравнению с нефтью, стремятся занять верхнюю часть пласта и прорваться к эксплуатационным скважинам. Это усиливается в пластах большой мощности и с малыми углами падения и в пластах, у которых проницаемость по вертикали значительно лучше, чем проницаемость по напластованию. [3]

В условиях платформенных месторождений, имеющих обычно малые углы наклона слоев и большую нефтеносную площадь, основным геологическим материалом являются различные карты. [4]

В условиях платформенных месторождений значительная часть запасов нефти находится в так называемых водонефтя-ных зонах ( ВНЗ), где нефть подстилается водой. В этих зонах водонефтяной контакт ( ВНК) горизонтален, что должно быть учтено в расчетах по определению конечной нефтеотдачи при анализе закономерностей обводнения нефтяных залежей. Ширина ВНЗ увеличивается с уменьшением угла наклона пластов. На месторождениях платформенного типа в водо-нефтяных зонах содержатся значительные запасы нефти. [5]

Характерной особенностью нефтяных платформенных месторождений является пологое залегание продуктивных пластов и как следствие этого наличие обширных начальных водо-нефтяных зон залежей. Размеры водо-нефтяных зон достигают 50 - 70 % от общей площади залежи, а запасы нефти в них до 45 - 50 % от общих запасов. [6]

Большая часть залежей платформенных месторождений относится к пластовому сводовому типу. На ряде месторождений в нижнемеловых и юрских отложениях установлены литологически ( Русский Хутор, Сухокумское), стратиграфически ( Озек-Суат) и тектонически ( Цубукское, Ермолинское и др.) экранированные залежи. [7]

Кроме того, фосфориты платформенных месторождений отличаются чаще всего невысоким качеством ( низкое содержание Р20В и значительное количество различных, подчас вредных для кислотной переработки примесей, например полуторных окислов R203), что делает их сырьем, малопригодным для производства водорастворимых удобрений, даже после обогащения фосфоритов. Такое сочетание благоприятных почвенных и геологических условий отмечается только в СССР, почему фосфоритная мука и получила у нас наиболее широкое распространение. [8]

Порфирьевым и И. В. Гринбергом образования платформенных месторождений в результате миграции из геосинклинальных областей несостоятельно. Не только геологическая, но и физико-химическая сторона этого процесса не отвечают существующей в природе обстановке. Путями для перемещения нефти из геосинклинальных областей в платформенные могут служить лишь мощные коллекторские толщи. Однако в действительности нигде не известно коллекторских толщ, выдерживающихся на всем протяжении геосинклинальных и прилегающих платформенных областей. Но если даже допустить существование таких коллекторских толщ, то в природе не известно физических сил, которые могли бы заставить нефть и газ подняться к бортам геосинклинальных бассейнов и затем вновь опуститься во внутриплатформенные впадины с образованием залежей в структурных поднятиях второго и третьего порядка. [9]

Особенно это относится к платформенным месторождениям, где температура с углублением возрастает очень медленно. [10]

Особенно это относится к платформенным месторождениям, где температура с углублением возрастает очень медленно. [11]

Вследствие того что водонефтяные зоны платформенных месторождений занимают огромные площади, в них содержатся значительные запасы нефти. Ширина водонефтяных зон колеблется в пределах 1 5 - 3 км, а на отдельных участках Туймазинского и Шкаповского месторождений достигает 5 - 6 км. [12]

Аналогичная картина наблюдается и для платформенных месторождений Саратовской и Сталинградской областей. [13]

Половина мировых запасов угля приходится на платформенные месторождения, остальные - на геосинклинальные и переходные. Запасы углей карбонового и пермского возраста находятся преимущественно в геосинклинальных месторождениях, а мезозойских и кайнозойских углей - в платформенных и переходных. [14]

Зависимость коэффициента иефтенасыщенности пласта от высоты Z над зоной 100 % - ного водонасыщения. [15]

Страницы: 1 2 3