Газосодержащая порода
Cтраница 2
 |
Схема нефтегазового месторождения. [16] |
Нефтенасыщенностью ( газонасыщенностью) называется отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью ( газом), к общему-объему порУДело в том, что в порах нефте - или газосодержащей породы всегда содержится вода, остающаяся неподвижной в процессе-эксплуатации залежи. Эта вода связана с породой вследствие действия сил сцепления породы с водой. [17]
 |
Кривая восстановления давления. - Х1м [ ( р2 - р2 Q - ] ]. б - У1п [ ( р2 - р2. [18] |
Коэффициент сжимаемости для известняков изменяется от 10 - 2до10 - 4 см2 / кг. Газосодержащие породы Оренбургского месторождения представлены трещиновато-пористыми карбонатными породами. Обработка результатов газодинамических исследований большого числа скважин этого месторождения показала, что параметр рп изменяется от 10 - до 10 - 2 МПа, что достаточно хорошо согласуется с известными данными. [19]
 |
Интерпретация кривых восстановления давления с учетом релаксационных эффектов. [20] |
По данным работы [22] коэффициенты сжимаемости известняков находятся в пределах 10 - - 10 - 3 МПа-1. Газосодержащие породы Оренбургского месторождения представлены трещиновато-пористыми карбонатными породами. Это достаточно хорошо согласуется также с данными других экспериментов. Очевидно, что при интерпретации индикаторных линий газодинамических исследований скважин также требуется применение моделей, учитывающих релаксационные свойства пород. [21]
Газ при этом может поступать как из выбуренной породы, так и из приствольного массива, особенно если имеются пропластки с повышенной песчанистостью. Признаком поступления газа из окружающих пород и, следовательно, неуравновешенности давлений в скважине является увеличение газосодержания раствора после наращиваний. Объясняется это, во-первых, снижением давления на стенки скважины в результате прекращения циркуляции и, во-вторых, увеличением времени нахождения части раствора в интервале залегания газосодержащих пород. [22]
Каждое нефтяное месторождение имеет определенную промышленную ценность с точки зрения возможности и целесообразности включения его в промышленную разработку. Не существует канона, по которому можно было бы перечислить все факторы, определяющие его промышленную ценность. Однако общими и основными из них являются следующие: 1) наличие достаточной емкости нефтесодер - жащих пород, обусловливающей запасы нефти; 2) наличие необходимого минимума запасов природной энергии, обеспечивающих извлечение нефти, и связи между внешним источником энергии и залежью нефти; 3) достаточная природная подвижность нефти; 4) определенное качество нефти; 5) определенная характеристика нефте -, водо - и газосодержащих пород; 6) особенности физико-химического взаимодействия пород и вмещающих фаз в процессе осуществления технологии добычи нефти. [23]
Известно, что перемещение огромных масс флюидов в процессе дегазации продуктивных толщ и ( или) закачки технических жидкостей приводит к нарушению естественного напряженного состояния земной коры. Мировой опыт длительной эксплуатации месторождений углеводородов, особенно сопровождавшийся крупномасштабными закачками технических флюидов разного назначения, показал, что среди наиболее ощутимых последствий техногенных воздействий на геолого-геофизическую среду чаще всего фиксируются разномасштабные просадки дневной поверхности, разрывы горного массива и рост сейсмической активности, нередко приводящие к разрушению подземных и наземных коммуникаций и сооружений. Характер и масштабы преобразования внутренней структуры геолого-геофизической среды изучены крайне слабо. В экстремальных условиях оно способно вызвать, например, неуправляемую дегазацию продуктивных толщ. Вместе с тем техногенные преобразования газосодержащих пород могут влиять на условия и полноту извлечения флюидов при разработке, сроки и темпы обводнения эксплуатационных объектов и ряд. [24]
Страницы: 1 2