Cтраница 3
При исследовании на газоконденсатность месторождений, характеризующихся большим этажом газоносности ( свыше 300 м) и наличием нефтяных оторочек ( типа Карачаганакско-го, Оренбургского и др.), потенциальное содержание конденсата по высоте залежи увеличивается сверху вниз и определяется в скважинах, расположенных на различных гипсометрических отметках и участках площади. [31]
Таким образом, установленное различие в строении аренов позволяет не только отличать нефти от конденсатов, но и прогнозировать наличие нефтяных оторочек либо свободной жидкой фазы, поступающей при оп-робывании скважин вместе с газом и конденсатом. Данный метод разработан в результате исследования флюидов, находящихся при пластовых давлении не выше 30 МПа и температуре до 10 С. [32]
Таким образом, установленное различие в строении аренов позволяет не только отличать нефти от конденсатов, но и прогнозировать наличие нефтяных оторочек либо свободной жидкой фазы, поступающей при опробы-вании скважин вместе с газом и конденсатом. Данный метод разработан в результате исследования флюидов, находящихся при пластовых давлении не выше 30 МПа и температуре до 10 С. На рис. 1.2 представлены ИК-спектры конденсатов из месторождений, находящихся в более жестких термодинамических условиях. В конденсатах Ракушечного и Южно-Жетыбайского месторождений при таком же диапазоне пластовых температур, но давлении 26 МПа расширения сигнала при полосе поглощения 820 см не наблюдается. [33]
В связи с разработкой газоконденсатных месторождений появился ряд работ, подробно излагающих вопросы рациональной разработки их при отсутствии и наличии нефтяной оторочки, рационального размещения скважин, подсчета запасов газа, конденсата и нефти. [34]
Важной предпосылкой повышения эффективности промыш-лейной разведки газоконденсатных месторождений является применение косвенных ( гидродинамических, геохимических, вероятностно-статистических) методов прогнозирования наличия нефтяной оторочки и типа залежей. Однако при всей их эффективности ошибочно думать, что эти методы могут заменить разведочное бурение и исключить необходимость окончательного решения вопроса о нефтяной оторочке при помощи разведочных скважин. [35]
Для заданных значений Ан, постоянных депрессий на пласт и величин коэффициентов а и Ь были вычислены дебиты газа скважины при наличии нефтяной оторочки и образовании конуса нефти. [36]
С учетом перечисленных факторов, а также общих размеров структуры и мощности отдельных пластов определяются промышленные запасы газа и конденсата, а при наличии нефтяных оторочек - запасы нефти. [37]
Разведка газонефтяных залежей должна предусматривать заложение разведочных скважин не только на своде, но и на обоих крыльях поднятия с тем, чтобы установить наличие нефтяной оторочки и определить ее размеры и запасы. Если результаты изучения кернов и радиометрических исследований продуктивных горизонтов свидетельствуют о возможной нефтеносности нижней части залежи, особое внимание следует уделить ее раздельному испытанию с тем, чтобы установить наличие подгазовой залежи. При небольшой ширине нефтяной оторочки и незначительных запасах необходимо определить технико-экономическую целесообразность специальной разработки нефтяной оторочки, и только после отрицательного заключения подобные залежи могут разрабатываться как газовые. [38]
Принятая в настоящее время категорийность запасов газа базируется на говестных числах разведочных скважин с промышленным притоком газа, на информации о положении контакта газ-вода ( газ-нефть, при наличии нефтяной оторочки); о пористости, газо-нефтеводонасыщенности пропластков и об эффективной толщине залежи. При применении метода падения пластового давления категорийность базируется на информации о величинах пластового давления по толщине и по площади и о добытом количестве газа и конденсата. Общепринято, что запасы газа, определяемые методом падения пластового давления, являются более высокой категорией, чем запасы, определенные объемным методом. Как правгшо, запасы газа, оцештаемые методом падения пластового давления, относят к категории А, подчерктшая при этом, что эти запасы являются текущими и не исключена возможность их изменения в процессе разработки. [39]
С учетом указанных выше особенностей к моменту проектирования профиля разведочных скважин вкрест простирания пластов, необходимо иметь косвенную оценку положения контакта газ-вода, а в случае, когда предполагается наличие нефтяной оторочки - положение ГНК - Такую оценку для газовых залежей можно получить расчетным путем, используя формулу В. П. Савченко, позволяющую на основе точных замеров пластового давления определить высотное положение ГВК. [40]
Таким образом, снижение пластового давления на 0 5 - 1 МПа при обеспечении точности измерения является вполне достаточной величиной, обеспечивающей точность подсчета запасов газа методом материального баланса при наличии нефтяной оторочки. [41]
Таким образом, снижение пластового давления на 5 - 10 am ( при точном измерении) вполне достаточная величина, на основе которой метод материального баланса в определенных условиях, даже при наличии нефтяной оторочки, может дать вполне приемлемые результаты. [42]
Принятая в настоящее время категорийность запасов газа базируется на том, что известно число разведочных скважин с промышленным притоком газа, на информации о положении контакта газ - вода ( газ - нефть, при наличии нефтяной оторочки); о пористости, газоводонасыщенности пропластков и об эффективной толщине залежи. При применении метода падения пластового давления опираются на информацию о значениях пластового давления по толщине и по площади и о добытом количестве газа и конденсата. Общепринято, что запасы газа, определяемые методом падения пластового давления, имеют более высокую категорию, чем запасы, определенные объемным методом. [43]
Многообразие по геологическим характеристикам газовых и газоконденсатных месторождений требует создания значительного числа моделей фрагментов и проведения математических экспериментов с учетом неоднородности и типа залежи, гидродинамической связи между пропластками, параметра анизотропии, размеров водоносного бассейна, наличия нефтяной оторочки и других факторов. [44]
Сегодня важнейшая для перспектив развития российской газодобычи проблема состоит в том, что добыча дешевого сухого сеноманс-кого газа прошла, и мы перешли на разработку ачимовских пластов, которые характеризуются сложным геологическим строением, значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и наличием нефтяных оторочек. [45]