Cтраница 1
Углеводородные залежи с Ф.г. от 500 до 1100 м3 / м3, как правило, близки к критическому состоянию. [1]
Продуктивные горизонты углеводородных залежей, как правило, имеют сложное строение, а коллекторские свойства пласта меняются ( нередко весьма значительно) как по разрезу, так и по ллощади его простирания. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений при упруго-водонапорном режиме, а также при закачке воды или газа в пласт показывает, что неоднородность пласта может быть главным фактором, определяющим эффективность вытеснения пластовой смеси нагнетаемым агентом. Поэтому изучению неоднородности пласта и ее влияние на показатели процессов вытеснения уделяется много внимания. [2]
Изучение распределения углеводородных залежей на Хапчагайском своде и в Китчано-Буролахской зоне передовых складок показывает, что в разрезе мезозойских и верхнепермских пород до глубин 1500 - 1700 м располагается зона преимущественно метановых газов и тяжелых нефтей с плотностью до 0 93 г / см3 ( юрские залежи на Средневилюйском, Мастахском, Собо - Х айнском и Усть-Вилюйском месторождениях); в интервале 1800 - 2150 м встречены газоконденсатногазовые залежи с содержанием тяжелых гомологов в составе газа до 3 - 4 % и конденсата не более 30 см3 / м3 ( Усть-Вилюйское, Соболохское месторождения), а ниже глубин 2000 - 2200 м располагается зона газоконденсат-ных газов ( содержание конденсата от 30 до 80 - 100 см3 / м3) и легких нефтей. Эти данные подтверждают закономерное увеличение с глубиной роли газообразных угле-иодородов, что принципиально важно для обоснования направленных поисков газо-ных месторождений. [3]
Рассматриваемая классификация достаточно точно разделяет углеводородные залежи по компонентам zu и z2 кроме областей легкой нефти и нефтяных с газовыми и га-зоконденсатными шапками. [4]
Количественная оценка экранирующих свойств покрышек углеводородных залежей / / Нефтегазовая геол. [5]
НГКМ представляют собой наиболее сложный тип естественных углеводородных залежей. Их разработка осложняется, с одной стороны, как возможным газогидродинамическим взаимодействием между залежами нефти и газа с трудноконтролируемыми смещениями их контактов, так и интенсивными фазовыми превращениями пластовых флюидов с изменениями - их Составов, физических свбйств и насыщенностей, с другой стороны, - необходимостью обустройства промыслов сложными системами сбора, разделения и утилизации продукции скважин. Для этих залежей характерны те же особенности разработки, что для нефтегазовых и газоконденсатных. Для их разработки не могут быть механически заимствованы известные технологические принципы разработки нефтегазовых и газоконденсатных залежей. [6]
Выполнение этих требований приведет к созданию оптимальных условий разработки углеводородных залежей при применении различных систем воздействия и более широкому использованию потенциальных возможностей каждой скважины. [7]
Анализ различных методов теории распознавания образов для решения задачи классификации углеводородных залежей показывает, что при большой погрешности исходной информации, обусловленной значительными изменениями информативных признаков в пределах одной и той же залежи, наиболее эффективно применение таких методов, как ранговая классификация, последовательная процедура Вальде, и других, обладающих малой чувствительностью по отношению к этим изменениям. С этой целью пределы интервала каждого признака выбирают такими, чтобы признак для данной залежи изменялся в пределах одного или двух соседних интервалов. [8]
В практике газометрических работ после бурения скважин бывают случаи, когда углеводородные залежи не фиксируются. [9]
Экспериментальные и промысловые исследования показали, что в процессе разработки месторождений углеводородных залежей, особенно глубокозалегающих, может иметь место упругая, упруго-пластическая и пластическая дс ( [ юрмация пласта, которым соответствует изменение пористости и проницаемости, обратимым, частично - обратимым и полностью обратимым образом. Учет этого эффекта необходим как при оценке основных исходных геолого-динамических характеристик и подсчета запасов углеводородов, так и в процессе разработки залежей. [10]
Однако нами предлагается использовать МОП для долговременной консервации нефтегазовых пластов в условиях многопластовых углеводородных залежей, исключив из его конструкции перфорационные каналы, закрытые кислоторастворимыми или срезными элементами - заглушками. [11]
В Северном Каспии, в области морского продолжения Прикаспийской впадины к числу толщ, вмещающих основные объемы углеводородных залежей, относятся известняки среднего и верхнего карбона, в том числе органогенные и рифовые, в значительно меньшей степени - терригенные и карбонатные комплексы девона-нижнего карбона; песчано-алевролитовые комплексы средней юры и нижнего мела, реже - песчанистые и карбонатные слои верхнего мела. В качестве регионального флюидоупора в этом регионе выступают глинистые и соленосные ( эвапоритовые) толщи нижней перми. Наряду с ними в качестве флюидоупоров могут выступать глинистые комплексы перми-триаса и нижнего мела, а также глинисто-карбонатные отложения верхнего мела. [12]
Как отмечалось ранее, результаты моделирования углеводородных залежей могут быть использованы для прогнозирования вариантов разработки как отдельных залежей, так и в целом всего месторождения. [13]
Поэтому, с экономической точки зрения, целесообразно рассматривать разработку углеводородных залежей совместно. [14]
Из сказанного вытекает очень важное следствие, названное принципом встречного движения ( ПВД): чем энергичнее и длительнее погружение осадочного бассейна, тем более высокую температуру будет иметь восходящий тепловой поток и тем энергичнее будет протекать процесс нефтегазообразования. ПВД следует рассматривать как важный механизм размещения и формирования химического состава углеводородных залежей в осадочном бассейне с мощностью разреза более 3 - 5 км. [15]