Cтраница 1
Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к водоносным пластам и разрабатывается в условиях водонапорного режима. В процессе разработки таких месторождений давление в нефтяной или газовой залежи снижается и подошвенная или краевая вода вторгается в залежь. При этом площадь нефтеносной ( или газоносной) залежи уменьшается. Такая задача, учитывающая продвижение водонефтяного ( или газоводяного) контакта, очень сложна. Однако в начале разработки месторождения, когда информация о пласте и его особенностях мала, можно провести оценочные расчеты, не учитывая обводнения залежи. [1]
Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочены к нижней гидрогеодинамической зоне, чем и объясняется нефтегазопоисковое значение ее диагностики в разрезе. В первой и второй сверху зонах встречаются нефтяные и газовые месторождения, в том числе гигантские, но нефть в них обычно тяжелая, окисленная, микробиологически деградированная. [2]
Для большинства нефтяных и газовых месторождений характерны воды соленые и рассолы. [3]
Подземные воды встречаются в большинстве нефтяных и газовых месторождений и являются обычным спутником нефти и газа. Часто воды находятся в тех же пластах ( коллекторах), что и нефть, и газ, в этом случае воды обычно занимают пониженные части пластов. Кроме того, в разрезах месторождений имеются самостоятельные водоносные пласты. [4]
Подземные воды встречаются в большинстве нефтяных и газовых месторождений, являются обычным их спутником и в основном определяют сбор и подготовку скважинной продукции. [5]
Перед выбором рациональной системы разработки нефтяных и газовых месторождений необходимо определиться с объектом, для которого и будет подбираться необходимая система. Это связано с тем, что большинство нефтяных и газовых месторождений представляют собой совокупность нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно один над другим. [6]
Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено углеводородами частично. Часть перового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. [7]
Трудности, возникающие при решении сложных проблем подземной гидродинамики, значительно возрастают при переходе от гидродинамически совершенных скважин К несовершенным. Однако даже эти трудности покажутся простыми, если в один ряд с ними поставить вопросы рациональной разработки водоплавающих месторождений. Если учесть, что большинство нефтяных и газовых месторождений по геологическим условиям в той или иной степени является водоплавающими или оказывается таковыми по истечении некоторого периода их разработки, неизмеримо усложняемой при появлении воды в продукции скважин, то окажется значимым любой результат, полученный при решении задач с изменяющимися граничными условиями. В начальный период разработки месторождения решение таких задач необходимо в случаях, когда площадь газоводяного контакта очень велика, и скважины с начала эксплуатации оказываются в газовом пласте с подошвенной водой, а также на подземных хранилищах газа, создаваемых в водоносных пластах. [8]
Объемный коэффициент определяется по результатам лабораторных исследований глубинных проб пластовой воды. Этот способ определения не учитывает влияния растворенного газа. Считается [34], что для вод большинства нефтяных и газовых месторождений это вполне допустимо, так как их газосодержание, как правило, невелико ( редко превышает 3 - 4 м3 / м3) и его влиянием на величину объемного коэффициента можно пренебречь. [9]