Продуктивные залежи

Cтраница 3

Информационные геофизические технологии являются неотъемлемой составной частью процесса поиска, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, бурения и капитального ремонта скважин, интенсификации добычи и экологического мониторинга эксплуатации месторождений. В общем объеме ежегодных капиталовложений российских нефтяных компаний затраты на геофизический сервис составляют около 10 млрд. руб., однако получаемый при этом экономический эффект превышает затраты и выражается сотнями миллиардов рублей. Это достигается снижением таких рисков, как пропуск продуктивных залежей, неправильное определение запасов месторождения, не оптимальное размещение скважин, ошибки в навигации и осложнения при бурении скважин, снижение нефтеотдачи пластов и экологической безопасности разработки месторождений. [31]

При этом весьма привлекательным представляется использование пластовой температуры для создания осадко - и гелеобразующих систем препятствующих фильтрации воды в промытых и водонасы-щенных пропластках продуктивного пласта. Это особенно перспективно на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся повышенной температурой продуктивных залежей. [32]

Извлекаемые запасы нефти некоторых стран в млрд. т ( по World Resources, 1990 - 1991, 1990. [33]

В ряде отраслей экономики ( например, в транспорте) нефть и нефтепродукты незаменимы. Постепенное истощение давно известных и интенсивно эксплуатировавшихся месторождений стимулировало не менее интенсивный поиск новых продуктивных залежей этого сырья на суше и на море. [34]

Пласты, характеризующиеся повышенными показаниями на диаграммах газометрии, могут соответствовать газоносным пластам, содержащим скопления природного газа, нефтеносным пластам с растворенным ( попутным) газом и водоносным ( непродуктивным) пластам с растворенным газом или остаточной нефтью. Для определения характера насыщения пластов и отделения продуктивных пластов от водоносных используют значения приведенных газопоказаний Гпр. С этой целью фактическую величину Гф для исследуемого пласта сравнивают с величинами Гпр, характеризующими типовые продуктивные залежи данного района, и на основании этого оценивают насыщение исследуемого пласта. Полученный результат уточняют по данным хроматографического анализа состава газа. [35]

В докладе министра нефтяной промышленности Динкова В. А., в выступлениях ученых Яншина А. Л., Сургучева М. Л., Глумова И. Ф., Алтуниной Л. К., Щелкачева В. Н., министра нефтяного и химического машиностроения Лукьяненко В. М., генеральных директоров производственных объединений Хачату-рова Р. М., Гусева В. И., секретаря Коми обкома партии Спиридонова Ю. А. и ряда других участников совещания отмечалось, что проводимая Миннефтепромом, Мингазпромом, межотраслевым научно-техническим комплексом Нефтеотдача работа в этом направлении еще не отвечает современным требованиям. Внедрение новых процессов, способствующих повышению нефтеизвлечения, сдерживается из-за низкой ответственности ряда министерств, научно-исследовательских организаций и их руководителей за выполнение установленных заданий и принятых решений. В ряде мест допускаются нарушения технологии разработки месторождений, слабо осуществляется геологический контроль за состоянием продуктивных залежей. Неудовлетворительно решается проблема вовлечения в хозяйственный оборот природных битумов, газового конденсата, нефтяного газа. [36]

К настоящему времени из госфонда передано недропользователям около 96 % всех эазведанных запасов. Современный уровень добычи каждой из компаний имеет высокую кратность относительно эазведанных запасов - в пределах 34 - 50 лет. Такая высокая кратность в текущем периоде эазведанных запасов относительно уровней добычи пока позволяет компаниям вести зыборочную отработку наиболее продуктивных залежей и консервировать большое юличество низкодебитных скважин. Однако, как показывает анализ, по мере повышения тепени отработанности современных запасов в предстоящие 10 - 15 лет и достижения многими эксплуатируемыми месторождениями более поздней стадии разработки, акономерно снизятся темпы отбора нефти, сократятся объемы добычи и уменьшится фатность оставшихся запасов относительно добычи. [37]

Продуктивные резервуары сложены песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Геологическое строение и нефтегазоносность Ямбургского НГКМ сходны с характеристиками залежей соседних месторождений севера Западной Сибири. Комплекс продуктивных залежей ЯГКМ связан, с горизонтами верхнемеловых сеноманских и нижнемеловых валанжинских или неокомских отложений. [38]

Сопутствующие элементы ( родительские элементы указа - ны в скобках. [39]

Проблема доступности побочных ресурсов поэтому заключается не в их абсолютном изобилии, но в изобилии и темпах использования их родительского материала. Он появляется почти исключительно как незначительный компонент цинковых руд и отделяется от цинка в процессе плавления и очистки. Однако период истощения цинка короче - около 20 лет, считая от 1999 г. Так как продуктивные залежи цинка истощаются и разрабатываются его субституты, что неизбежно должно происходить, то наличие кадмия будет уменьшаться, поскольку низкосортную цинковую руду перестанут добывать в основном из-за наличия в ней кадмия. [40]

Подобная экономия на информации происходит на фоне аномально высоких мировых цен на нефть, росте добычи и экспорта нефти, росте доходов нефтяных компаний. При этом, как правило, ни до, ни после не проводится комплекс геофизических исследований по контролю технического состояния обсадных колонн, цементирования скважин, наличия затрубной циркуляции, характера пространственного развития в продуктивном пласте зон трещиноватости. По своей сути это аналогично тому, как если бы врачи стали делать операции по коронарному шунтированию с завязанными глазами. Быстрое обводнение продуктивных залежей и выход из строя скважин, в погоне за сиюминутной выгодой в конечном итоге для страны выльются в огромные потери на загубленных месторождениях в сочетании с серьезными экологическими проблемами. [41]

Эти данные нельзя строго применять к продуктивным коллекторам с проявлением некоторого притока воды, так как данные табл. II.6 базируются на характеристике экспериментальной бомбы. В режим последней входит установление равновесия упругости пара между всем газом и жидкостью, остающейся в бомбе. В пласте же продвигающаяся вода изолирует некоторое количество газа и ретроградной жидкости и замыкает удержанные пористой средой углеводороды от вхождения в состояние равновесия с углеводородным содержимым остальной незатопленной части продуктивного коллектора. Использование этих коэффициентов для продуктивных залежей с водонапорным режимом снижает точность получаемых решений. [42]

Страницы: 1 2 3