Подавляющее большинство - месторождение
Cтраница 2
В настоящее время в регионе действуют десятки шахт и карьеров с применением разнообразной техники и технологии отработки полезных ископаемых. Подавляющее большинство месторождений Восточного и Западного Саянов и Кузнецкого Алатау разрабатываются в скальных и полускальных породах: Абаканское, Тейское, Сорское и др. В пределах межгорных впадин в разрезах увеличивается доля слаболитифицированных пород, в частности на угольных месторождениях ( Назаровское, Балах-тинское, и др.) - Разнообразна степень трещиноватости и обводненности пород. Отдельные месторождения располагаются в зоне островной многолетней мерзлоты ( Хову-Аксы в Восточном Танну-Ола и др.), карста ( Константиновское, Телексное, Мазульские и др.) повышенной сейсмической активности. [16]
Негативно влияет на состояние разработки высокий процент сверхнормативного простоя, бездействия и консервации как добывающих, так и нагнетательных скважин. По подавляющему большинству месторождений действующий фонд эксплуатационных скважин не соответствует проектным показателям. В результате отборы нефти, жидкости и объемы закачки воды, приходящиеся на фактически действующие скважины, не соответствуют проектным решениям, деформируют запроектированную систему разработки, снижают извлекаемые запасы, делают невозможным достижение утвержденного КИН. [17]
Двухрастворная обработка предназначена для воздействия на терригенные коллекторы, содержащие карбонаты в количестве 0 5 % и более. В СССР подавляющее большинство месторождений этого типа и поэтому двухрастворная обработка наиболее распространена. [18]
При выборе схемы утилизации тепла и типа утилизаторов необходимо учитывать, что природный газ по ряду своих свойств выгодно отличается от всех других видов топлива. Во-первых, подавляющее большинство месторождений природного газа СССР характеризуется отсутствием серы, благодаря чему продукты сгорания не содержат ее окислов. Отсутствие серы позволяет применять глубокое охлаждение продуктов сгорания ( до точки росы и ниже), нежелательное при твердых и жидких топливах из-за опасности низкотемпературной сернокислотной коррозии металла. [19]
Однако в современной практике разработки нефтяных месторождений известны лишь единичные примеры, когда в процессе контроля за разработкой карбонатных коллекторов удавалось получить надежные фактические данные о степени и характере их охвата заводнением. Это объясняется тем, что подавляющее большинство месторождений с карбонатным типом коллектора разрабатывается при внутриконтурной закачке пресной воды, и основной метод контроля за изменением положения водонефтя-ного контакта - промысловая геофизика - не дает надежных результатов. [20]
Линейная и лучевая системы имеют каждая как достоинства, так и недостатки. Заводнение с лучевой системой применяется на подавляющем большинстве месторождений, разрабатываемых с поддержанием пластового давления. Достоинства лучевой системы заключаются в удобстве проведения замеров и регулирования закачки воды по нагнетательным скважинам на КНС или ВРП. Разветвленность системы водоводов, к каждому из которых подключается не более двух - трех нагнетательных скважин, создает надежность в обеспечении закачки требуемых объемов воды, так как при аварии на нагнетательном водоводе временно выключается из работы небольшое число нагнетательных скважин. Надежность работы водоводов особенно важна при закачке пластовых сточных вод, ибо с уменьшением объема стоков, используемых в заводнении, требуются дополнительные мероприятия по сокращению объема сброса их с УПН или накоплению и использованию в других системах. [21]
Нефтяные залежи этой области связаны с отложениями среднего и нижнего карбона и верхнего девона, которые представлены известняками, доломитами, а также глинами с прослойками песчаников, мергелей и известняков. Таким образом, известняки являются составной частью нефтевмещающих пород подавляющего большинства месторождений этой области. [22]
Исследованиями СибНИИНП также установлено, что многорядные системы обеспечивают более высокую нефтеотдачу только в однородных слабо прерывистых пластах. Для объектов с высокой степенью прерывистости продуктивных пластов, к которым относится подавляющее большинство месторождений Западной Сибири, наибольшую нефтеотдачу обеспечивают самые активные системы - однорядные и площадные. [23]
Вместе со сменой трансгрессивных и регрессивных циклов осадконакопления менялось положение морей и их берегов, палео-рек и их устьев, изменялись условия седиментации, создавалось то лучшее, то худшее сочетание пород-коллекторов с породами, продуцирующими углеводороды, и покрышками. Забегая несколько вперед, заметим, что при сопоставлении размещения уже выявленных нефтяных и газовых месторождений с палеогеографическими обстановками времени накопления основных продуктивных толщ обнаруживается, что подавляющее большинство месторождений тяготеет к древним прибрежным зонам. Это свидетельствует, во-первых, о закономерной зональности нефтегазонакопления и, во-вторых, о ведущей роли палеогеографического фактора в размещении залежей нефти и газа. [24]
Нефтегазовые месторождения связаны с локальными структурами. Наибольшее число месторождений приурочено к сводам и их склонам, к бортам прилегающих впадин. Подавляющее большинство месторождений - нефтяные, содержащие растворенный углеводородный газ. Эти месторождения чаще всего многопластовые. Газовых и нефтяных залежей с газовой шапкой очень мало. В табл. 9 приводятся данные об изменении группового состава углеводородов бензиновых фракций нефтей Волго-Уральской области. [25]
Как известно, в нашей стране основным методом воздействия на нефтяные пласты является заводнение. Этот метод разработки широко внедряется с середины 40 - х годов на всех новых месторождениях, не обладающих активным природным режимом дренирования. На подавляющем большинстве месторождений заводнение осваивается в самом начале их разработки. [26]
 |
Предполагаемые северные границы нефтсперспективных климатических зон. [27] |
Анализ палеоклиматических реконструкций позволил мне придти к выводу, что и в геологическом прошлом интенсивная генерация и анаэробное захоронение нефтематерипского органического вещества были характерны лишь для тепловодных седиментационных бассейнов. Подтверждением этому является пространственное распределение известных в настоящее время промышленных нефтяных месторождений, как правило, тяготеющих к древним зонам интенсивного накопления карбонатов и к зонам проявления других индикаторов высоких атмосферных температур. При этом подавляющее большинство месторождений, дающих более 99 % добываемой нефти, расположено в низких и средних широтах. [28]
 |
Предполагаемые северные границы нефтеперспективных климатических зон. [29] |
Анализ палеоклиматических реконструкций позволил мне придти к выводу, что и в геологическом прошлом интенсивная генерация и анаэробное захоронение нефтематеринского органического вещества были характерны лишь для тепловодных седиментационных бассейнов. Подтверждением этому является пространственное распределение известных в настоящее время промышленных нефтяных месторождений, как правило, тяготеющих к древним зонам интенсивного накопления карбонатов и к зонам проявления других индикаторов высоких атмосферных температур. При этом подавляющее большинство месторождений, дающих более 99 % добываемой нефти, расположено и низких и средних широтах. [30]
Страницы: 1 2 3