Залежи - углеводород
Cтраница 2
Механическое разрушение залежей углеводородов может быть связано с ослаблением удерживающей способности покрышки, обусловленным появлением зон трещиноватости, наличием гидрогеологических окон или появлением в результате тектонических движений проводящих разломов. [16]
 |
Модели многозалежных месторождений. [17] |
Вопросам классификации залежей углеводородов посвящены многочисленные исследования, при этом большинство авторов пытается создать классификации, отражающие все многообразие свойств залежей. В настоящей работе представляется целесообразным выделение типов залежей по главным признакам, обусловливающим оптимальное ведение поисковых и разведочных работ. [18]
Наибольшее число залежей углеводородов в отложениях нижнего карбона открыто в пределах юго-западной прибортовой части Днепровско-Донецкой впадины. В целом по региону глубины залегания нефтегазоносных горизонтов изменяются от 700 - 750 м на Михайловском и Зачепиловском месторождениях до 5000 м на Гадячском месторождении. Выявленные залежи характеризуются пластовыми давлениями 30 - 40 МПа, большим содержанием конденсата в газе и высокими дебитами скважин - до 2 - 5 млн. м8 / сут. [19]
На формирование залежей углеводородов оказывает влияние количество остаточной воды в залежи ( остаточная водонасыщенность, SB), которая в свою очередь зависит от свойств воды и углеводородов и от природы поверхности горной породы. Под природой поверхности понимаются гидрофильность - способность вещества смачиваться водой и гидрофобность - способность вещества не смачиваться водой. [20]
Геологические характеристики залежей углеводородов, определяющие возможный коэффициент конечного нефтеизвлечения, выбор системы разработки и динамику показателей разработки: условия залегания нефти и газа в недрах, тип, емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов, их поверхностные свойства, физико-химические свойства флюидов, термобарические условия, природный режим залежи. [21]
Геолого-физические особенности залежей углеводородов Зайкинской группы месторождений требуют иного подхода к выбору технологии добычи нефти и выбору способов эксплуатации скважин. [22]
В процессе выработки залежей углеводородов и перехода многих месторождений в позднюю стадию разработки изменяющиеся геолого-промысловые условия закан-чивания скважин при существующем уровне развития технологий затрудняют достижение высокой эффективности и качества работ по сохранению потенциальной продуктивности скважин. Главными факторами снижения продуктивности скважин, наряду с нарушением герметичности разобщения флюидонасыщенных пластов, интенсивным обводнением добываемой продукции, становятся резко выраженная дифференциация пластовых давлений по площади и разрезу залежи, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения залежи. Следствием этого является снижение темпов добычи нефти, формирование локальных, не вовлеченных в активную разработку нефтена-сыщенных зон, прогрессирующая обводненность скважин. [23]
Строение и тип залежей углеводородов, свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов изучают геофизическими методами по данным бурения скважин, по керновому материалу, поднятому из пласта, по пробам жидкостей и газов, отобранных глубинными пробоотборниками с забоев скважин с сохранением пластовых условий. [24]
Современное состояние разработки залежей углеводородов характеризуется вступлением большинства высокопродуктивных месторождений в позднюю стадию разработки. Как следствие этого процесса возрастает доля трудноизвлекаемых запасов нефти, которые могут быть извлечены только при применении новейших технологий, повышающих эффективность обычного заводнения. Методы, позволяющие стабилизировать или повысить темпы отбора нефти, снизить обводненность добываемой продукции и повысить продуктивность добывающих скважин, широко применяются на месторождениях Ура-ло - Поволжья. [25]
Геолого-промысловый анализ распределения залежей углеводородов ( УВ) в продуктивном разрезе Федоровского месторождения выявил следующие их особенности. Все залежи УВ расположены в плане концентрично. Максимальную площадь нефтеносности занимает залежь нижнего пласта ЮС2, в настоящее время содержащая минимальные запасы нефти. Между пластами ЮС2 и вартовской свитой ( пласты групп А и Б) залегает битуминозная баженовская свита, которая распределена по площади не спорадически, что связывается также с подвижками фундамента при ее формировании. [26]
Для рациональной разработки залежей углеводородов и системы подготовки и переработки добываемой продукции необходимо заблаговременное определение типа залежи. В залежах с большим содержанием 1000 см3 / м3 конденсата тип залежи должен быть определен экспериментально, путем исследования рекьмбинированньгх проб в установках PVT при различных температурах для определения величины давления перехода системы в однофазное состояние. Если с ростом температуры давление уменьшается, то залежь газокон-денсатная, а если с увеличением температуры давление растет, то залежь нефтяная. [27]
В процессе разработки залежей углеводородов в продуктивном пласте происходят различные процессы, вызывающие термодинамические изменения как всей системы порода-флюиды, так и вмещающих углеводороды пород-коллекторов. Наиболее ощутимые последствия обусловливаются увеличением эффективного давления, воздействующего на минеральный скелет породы, изменением фазовых соотношений пластовой жидкости в зависимости от температуры и давления, а также вследствие взаимодействия флюидов с породообразующими минералами при нарушении равновесного состояния. [28]
Для формирования и сохранения залежей углеводородов необходима благоприятная тектоническая обстановка, обусловливающая образование и сохранение ловушек для УВ. Анализ гсолого-гсофизичсс-ких материалов но Западному Башкортостану ( 1, 3, 5, 6, 12, 14, 17 ] показывает, что стратиграфические ловушки могут быть обнаружены в отложениях ротковской, калтасинской и тукасвской свит. Цитологические ловушки возможны в минаевской, калтасинской и тукасвской свитах. Тектонически экранированные ловушки могут быть установлены по разрезу всех перечисленных выше свит. [29]
Выделяется несколько максимумов распределения залежей углеводородов в фанерозое. Для нефти и газа максимумы иногда несколько смещаются, что связано как с преобладанием того или иного исходного ОВ, так и с большей подвижностью газа. В распределении максимумов нефти намечается три главных максимума: девонский-каменноугольный в палеозое, юрско-меловой в мезозое и неогеновый в кайнозое. Главнейшим из них является юрско-меловой максимум. Следует заметить, что недостаточная разведанность отдельных комплексов ( в частности, триаса, широко развитого в северных морях), возможно, искажает реальную картину. [30]
Страницы: 1 2 3 4