Большинство - месторождение
Cтраница 3
Большинство месторождений Поволжья находится в стадии интенсивного снижения добычи и характеризуется низким дебитом скважин и высокой обводненностью добываемой продукции. Без создания экономических условий для эксплуатации малодебитных и обводненных скважин, применения вторичных и третичных методов разработки добыча нефти в Поволжье будет резко падать и в недрах останутся неизвлеченными сотни миллионов тонн нефти. [31]
Большинство месторождений Казахстана являются многопластовыми. Так, например, месторождение Узень, пока самое продуктивное, по основным эксплуатационным горизонтам ( XIII-XVIII) имеет около 50 отдельных пластов, а по всем эксплуатационным горизонтам около 100 пластов. А месторождения Жетыбай, Каламкас, Каражанбас, Северные Бузачи, Кумколь и другие имеют десятки и многие десятки пластов. При проектировании разработки на них было выделено от 3 - 4 до 10 и более эксплуатационных объектов. [32]
Большинство месторождений СССР имеют продуктивные терригенные пласты с содержанием карбонатов более 0 5 %, поэтому наиболее распространена двухрастворная обработка: вначале закачивают соляную кислоту для растворения карбонатов, а затем - Глинокислоту. [33]
Большинство пневматолитовых месторождений имеет большую протяженность по глубине и малую по площади. [34]
Большинство месторождений Западно-Кубанского прогиба расположены в двух антиклинальных зонах - Азовской и Калужской. Промышленная нефтегазоносность здесь в основном связана с палеоген-неогеновым комплексом. [35]
Большинство месторождений надсолевого комплекса находится в промышленной эксплуатации, причем значительная часть из них в завершающей стадии разработки. Несмотря на сравнительно скромные объемы добычи как на отдельных месторождениях, так и в провинции в целом, ценные качества нефтей и близость месторождений нефти и газа к потребителям обусловливают рентабельность их эксплуатации. [36]
Большинство месторождений природных фосфатов в нашей стране открыто и изучено за годы Советской власти. [37]
Большинство крупных асфальтовых месторождений находится в отложениях третичной и меловой системы, и это подчеркивает родство асфальтов с нефтями, из которых они несомненно образовались путем испарения нефти. Этот процесс становится более вероятным в местах выхода нефти на поверхность. Так как почти всякая нефть содержит в своем составе различные высокомолекулярные смолистые вещества, не обладающие способностью испаряться, асфальт можно рассматривать как продукт испарения нефти. Но это, по-видимому, не единственный способ образования асфальта, потому что окислительные реакции тоже имеют место при испарении нефти и эти реакции, с одной стороны, увеличивают количество асфальта, а с другой - сообщают асфальту новые свойства, не присущие самим нефтяным смолам, например, кислотность. [38]
Большинство месторождений соляных пород не имеет залежей калийных солей. [39]
Большинство месторождений Иркутского бассейна расположено в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы. На Ангаро-Ленской ступени открыты Братское и Атовское месторождения. На ряде площадей получены притоки газа и нефти из отдельных скважин. В Присаяно-Енисейской синеклизе и Прибайкало-Вилюйском прогибе залежей промышленного значения не выявлено. [40]
Большинство месторождений Днепровско-Донецкой газонефтеносной области многозалежные. Примерно около половины всех известных месторождений содержат от 2 до 5 залежей, и лишь на четырех месторождениях количество залежей превышает полтора десятка. Здесь развиты главным образом залежи пластового и массивно-пластового типов. Наибольшее число месторождений связано с пластовыми залежами, среди которых выделяются сводовые, а также тектонически, стратиграфически и литологически экранированные. Массивно-пластовые залежи, по сравнению с пластовыми, характеризуются несколько меньшим диапазоном распространения, однако именно к ним приурочены основные запасы выявленных скоплений углеводородов. [41]
Большинство месторождений Затеречной равнины Ставропольского края может быть вовлечено в разработку нагнетанием в залежи газа под высоким давлением, таким же способом возможно повышение нефтеотдачи ряда залежей месторождений Оренбургской области, Волгоградской области, Казахской ССР. [42]
Для большинства месторождений, разрабатывающихся при режиме растворенного газа, характерно, что не всю нефть можно добыть первичными методами разработки. Кроме того, газ движется по пласту гораздо свободнее нефти, и обычно можно допускать, что ко времени окончания эксплуатации в пласте остается только газ, растворенный в остаточной нефти при существующем там давлении, ц свободный газ при том же давлении. Другими словами, даже хотя нам и неизвестно точное количество извлекаемых запасов нефти, как правило, мы можем более определенно судить о количестве газа, который будет добыт за время первичной эксплуатации залежи. Это дает возможность определить конечную точку кривой суммарного дебита газа - суммарного дебита нефти ( рис. XXXV. Количество добытой нефти отложено по горизонтальной оси, а количество отобранного газа отложено по вертикальной. Как и для других залежей с режимом растворенного газа, кривая зависимости суммарного дебита нефти от суммарного дебита газа становится более крутой по мере увеличения газового фактора. [44]
Для большинства месторождений характерна недостаточная изученность положения внешнего контура нефтеносности на стадии составления технологической схемы и даже проекта разработки. [45]
Страницы: 1 2 3 4