Углеводородные залежи
Cтраница 2
Заканчивание нефтегазовых скважин открытым забо-ем ( гидравлически совершенных по степени и характеру вскрытия продуктивной толщи) имеет ряд преимуществ перед другими конструкциями забоев. Но область их применения до настоящего времени существенно ограничивается особенностями геологического строения, гидродинамического состояния углеводородных залежей, применяемыми системами воздействия и режимами эксплуатации скважин на различных стадиях разработки месторождений. [16]
К концу 90 - х гг. в пределах данной нефтегазоносной провинции зарегистрировано более пятисот открытий мелких углеводородных залежей. Среди них около ста пятидесяти ( с общей оценкой запасов порядка 3.8 млрд. баррелей) могут считаться месторождениями с очень малыми запасами, близкими к пороговым показателям экономической рентабельности. [17]
Однако продуктивными оказались только осадочные породы, хотя вулканическая деятельность, как правило, нарушает все формы углеводородных залежей. [18]
Большинство залежей нефти и газа приурочены в основном к водам хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. При этом ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлоридно-кальциевого типа более характерна для платформенных условий, а в зоне альпийского тектогенеза углеводородные залежи ассоциируют преимущественно с водами гидрокарбонатно-натриевого типа. Эти типы свидетельствуют о гидрогеологической закрытости недр, т.е. о благоприятных условиях сохранения углеводородов. Однако прямой связи между концентрацией йода и наличием залежей углеводородов не установлено. Поэтому использовать йод как показатель для прямого прогноза нефтегазоносное нельзя, но повышенные концентрации его в водах можно рассматривать как благоприятный признак. [19]
Наиболее конкретные задачи изучения юрской толщи сверхглубоким бурением ставятся в пределах Восточно-Кубанской впадины. В центральной части впадины мощная ( до 1200м) пестроцветно-гипсо-соленосная толща в верхах верхней юры, играющая роль надежной покрышки, обусловила своеобразие распределения углеводородных залежей в вышележащих отложениях. Незначительные по размерам газоконденсатные залежи ( около 20) в нижнемеловых отложениях найдены только в бортовых частях впадины, где отсутствуют соле-носные отложения и происходит интенсивное выклинивание юрских отложений. В центральной части впадины перспективы нефтегазонос-ности связываются с глубокопогруженными подсолевыми отложениями юры: с карбонатной толщей Оксфорда и песчано-алевролитовыми пластами келловея, бат-байоса и плинсбаха. Их продуктивность установлена на ряде площадей в бортовых частях на незначительных глубинах. [20]
 |
Обзорная карта Соверо-Устгортской нефтегазоносной области. [21] |
Основные объемы геологоразкедочных работ и соответственно этому важнейшие нефтяные и газовые месторождения сосредоточены в пределах Жетыоайско-Узепь - ской тектонической ступени, являющейся флексурпым осложнением па северном борту Южномангышлакско-Устюртскоя впадины. Различие в гипсометрическом положении северной и южной зон составляет около 900 м, и этот фактор оказывает контролирующее влияние на размещение и фазовое состояние углеводородных залежей. Отмечается закономерное расширение стратиграфического диапазона иефтегазоносности в южном направлении в сторону регионального погружения пород. [22]
Анализ современного состояния работ в этой области показывает, что эксплуатационные и гидродинамические характеристики широко применяемых на практике гидродинамически несовершенных по характеру и степени вскрытия конструкций забоя остаются на низком уровне. Нарушение герметичности разобщения пластов продуктивной толщи на этапе вторичного вскрытия, освоения и эксплуатация скважин при режимах, несоответствующих техническим характеристикам крепи, производство гидроразрыва пластов ( ГРП) и методов стимуляции притока при гидромеханических нагрузках в призабойной зоне, деформирующих и разрушающих конструкцию забоя скважины, приводят к неконтролируемым и плохоуправляемым процессам фильтрации пластовых флюидов, существенно снижающим эффективность применяемых систем разработки углеводородных залежей. [23]
Выбор наиболее информативных факторов осуществлялся методом, аналогичным изложенному в работе [2], с той разницей, что значимость факторов определялась не только при разделении объектов в целом, но и для граничащих классов в отдельности, поскольку проверка показала, что информативность параметров пластового газа и его свойств для разных областей неравнозначна. Например, соотношение этана и пропана в пластовом газе наиболее значимо для разделения на классы нефтегазовых, нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений. Для других углеводородных залежей оно менее эффективно. [24]
В последние годы на Севере Западной Сибири и в других районах страны открыт ряд крупных нефтегазоконденсат - ных месторождений, содержащих значительные запасы газа, нефти и конденсата. Вероятность открытия подобных залежей и их доля в общем числе открываемых месторождений растет о ростом глубин бурения и связанных с ними пластовых давлений и температур. Эти месторовдения представляют собой наиболее сложный тип естественных углеводородных залежей, существенную роль в разработке которых играют интенсивные фазовые превращения пластовых флюидов, обуславливающие изменение их составов, физических свойств и насыщенноетей. Обоснованный рас - чет динамики показателей разработки таких месторождений может быть осуществлен лишь на основе теории фильтрации многокомпонентных смесей. [25]
Искусственная трещиноватость при соответствующих размерах трещин в отношении производительности скважин может быть равнозначной увеличению радиуса скважин практически до границ ее распространения. Это означает, что основными путями притока жидкости и газа в скважину трещиноватого коллектора служат естественные и искусственные трещины. Следовательно, трещиноватость может быть причиной опережающего движения жидкостей и газов по трещинам, а значит причиной прорывов и обходов вытесняющего агента, и, как следствие этого, в частности, причиной неполного охвата нефтенасыщенной матрицы коллектора вытеснением в процессе разработки углеводородных залежей. Но из этого следует также, что трещиноватость коллекторов при определенных условиях может быть причиной низкой нефтеотдачи матрицы и коллектора в целом. Например, при водонапорном и газонапорном режимах ее роль может оказаться отрицательной, а при режиме истощения и некоторых видах теплового воздействия - положительной. [26]
В Предгорном Дагестане коллекторские свойства изучены весьма слабо. Исследования кернового материала показали, что лито-логические разности пород нарушены микротрещинами с видимым смещением слойков. На отдельных участках породы разбиты густой сетью микротрещин. Вероятно, перспективы обнаружения углеводородных залежей в терригенных породах Предгорного Дагестана следует связывать с коллекторами трещинного типа. [27]
С глубиной растворимость УВ в воде увеличивается благодаря нарастанию давления. Для жидких УВ этот процесс усиливается в связи с ростом температуры. Таким образом, попадая в зоны нефтегазообразования и нефтегазонакопления, поверхностные воды насыщаются УВ, чему способствует также рост минерализации и метаморфизации вод при миграции. При достаточно интенсивном процессе нефтегазообразования насыщенность этих вод может приблизиться к предельной, и при дальнейшей миграции водных растворов УВ в зоны пьезоминимумов могут возникнуть благоприятные условия для выделения из вод нефти и газа, особенно при наличии в этих зонах ранее сформировавшихся углеводородных залежей. [28]
Мировой опыт разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений свидетельствует о широком использовании закачки в пласты неуглеводородных газов с целью повышения их уг-леводородоотдачи. В качестве неуглеводородных газов наиболее часто применяется двуокись углерода. Несколько меньшее число проектов разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных залежей связано с закачкой дымовых газов ( состоящих в основном из двуокиси углерода и азота) и азота. Однако в последнее время все больше возрастает интерес и к азоту, как к агенту воздействия на углеводородные залежи. [29]
Страницы: 1 2