Большинство - залежи - нефть
Cтраница 1
Большинство залежей нефти и газа приурочены в основном к водам хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. При этом ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлоридно-кальциевого типа более характерна для платформенных условий, а в зоне альпийского тектогенеза углеводородные залежи ассоциируют преимущественно с водами гидрокарбонатно-натриевого типа. Эти типы свидетельствуют о гидрогеологической закрытости недр, т.е. о благоприятных условиях сохранения углеводородов. Однако прямой связи между концентрацией йода и наличием залежей углеводородов не установлено. Поэтому использовать йод как показатель для прямого прогноза нефтегазоносное нельзя, но повышенные концентрации его в водах можно рассматривать как благоприятный признак. [1]
Большинство залежей нефти ( 45 8 %), расположенных в пластах, инициированных ГРП, находятся на стадии падающей добычи нефти. [2]
Большинство залежей нефти Пермской области приурочено к отложениям жарбона и девона. Основные запасы нефти сосредоточены в нижнекаменноуголь-еых ( 54 %) и в среднекаменноугольных ( 40 %) отложениях. Также неравномерно распределяются нефтяные месторождения по тектоническим районам области. [3]
В процессе разработки большинства залежей нефти и газа свойства добываемой продукции в той или иной степени изменяются по мере извлечения запасов. Это происходит как вследствие продвижения к забоям скважин новых порций нефти и газа из участков, удаленных от скважин и характеризующихся иными свойствами этих флюидов, чем в непосредственной близости к добывающим скважинам, так и в результате физико-химических изменений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в залежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разработки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изменения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт ( особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюидов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изменениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи. [4]
Приведенные примеры свидетельствуют о том, что большинство залежей нефти с НПМК Башкирии характеризуются небольшими размерами и низкой продуктивностью. Освоение системы заводнения в некоторых объектах связано с исключительно большими трудностями и сложностью технического и технологического порядка, не во всех случаях имеются источники воды, особенно пластовой и минерализованной. Поэтому требуется не только продолжение ныне проводимых экспериментальных и опытно-промышленных работ в области интенсификации разработки залежей нефти с ТрИЗ, но и дальнейшее более широкомасштабное расширение этих работ на месторождениях Башкирии. [5]
Указанный диапазон пластовых давлений может быть несколько заниженным из-за отсутствия экспериментальных данных для большинства залежей нефти. Усредненные по нефтяным месторождениям республики значения рпл и tun соответственно равны 13 6 МПа и 30 С. Эти значения примерно в 1 5 раза ниже средних для СССР значений пластовых давлений и температур. [6]
Притоки нефти здесь получают из трещиноватых зон в отложениях, которые считаются нефтематеринскими породами для большинства залежей нефти в Калифорнии. [7]
Большинство залежей нефти здесь приурочено к южному борту Западно-Кубанского прогиба, при этом значительное число их содержит тяжелые, смолистые и высоковязкие нефти. Месторождения тяжелой нефти, залегающие на глубине от 50 до 1000 м и имеющие заливообразную форму, распространяются регионально от Азовского моря до Абино-Украинской площади. [8]
Краснодарский край - один из старейших нефтедобывающих районов нашей страны. Большинство залежей нефти здесь приурочено к южному борту Западно-Кубанского прогиба, при этом значительное число их содержит тяжелые, смолистые и высоковязкие нефти. Месторождения тяжелой нефти, залегающие на глубине от 50 до 1000 м, распространяются регионально в пределах прогиба протяженностью более 250 км. Нефтеносные пласты залегают моноклинально. [9]
Террасовидные зоны осложнены серией локальных поднятий небольших размеров, приуроченных как к прифлексурным участкам зон, так и к их центральным частям. Большинство залежей нефти контролируется этими локальными поднятиями. [10]
 |
Динамика добычи нефти. ЯнАЫтах - добыча по годам разработки в. [11] |
Залежи нефти в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением, приурочены к турнейским отложениям, исключением является Карача-Елгинское месторождение, где таким же способом разрабатываются объекты Верейского и каширского горизонтов. Большинство залежей нефти турнея находятся в эксплуатации 35 лет. [12]
Осветим более подробно некоторые основные вопросы методики электромоделирования задач фильтрации. Поскольку для большинства залежей нефти мощность пласта неизмеримо меньше его протяженности, исследуются плоские течения. [13]
Сравнение геолого-промысловых условий разработки большинства залежей нефти в карбонатных отложениях Куйбышевской, Оренбургской и Пермской областей показало, что каширо-по-дольские отложения не имеют своих аналогов, и поэтому эффективно применяемые в России системы разработки не могли быть использованы без существенной корректировки. [14]
В первоначальных проектах разработки девонских пластов Серафимовского и Шка-повского месторождений принята плотность сетки 20 га / скв, кроме пласта Д-IV Шка-повского месторождения, где сетка утверждена в 30 га / скв. Фактические плотности сетки скважин на большинстве залежей нефти не соответствуют проектным документам в основном из-за слабой разбуренности водонефтяных зон. На этих зонах удельные площади на одну скважину составляют 48 - 96 га / скв. В пределах первоначальных границ внутреннего контура нефтеносности плотности сеток меняются от 16 га / скв. [15]
Страницы: 1 2