Газовые залежи

Cтраница 4

Газовые залежи разрабатываются за счет упругой энергии самого газа, без поддержания пластого давления. Поэтому водонапорный режим является следствием отбора газа и проявления упругих сил пластовой воды и скелета пласта водонапорного бассейна. [46]

Газовые залежи, приуроченные к отложениям девона, карбона и перми, расположены в юго-восточной части нефтегазоносной области. Наиболее крупные месторождения находятся в отложениях девона и карбона на территории Саратовской ( Степновское, Урицкое) и Сталинградской ( Коробковское, Верховское) областей. Вследствие того, что газоносность в этих областях приурочена к одному стратиграфическому отделу ( пермь) и к общим зонам дислокаций, эта группа залежей рассматривается нами совместно. [47]

Газовые залежи с низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов, дающие небольшие притоки газа в скважину, также должны эксплуатироваться с применением скважин малого диаметра. Такие залежи в Советском Союзе насчитываются десятками. [48]

Газовые залежи ( а также газовые шапки газонефтяных залежей) приурочены, главным образом, к пермским отложениям юго-восточной части территории. Газ по составу преимущественно метановый. Характерной особенностью газа пермских залежей, является повышенное содержание в нем азота. [49]

Газовые залежи могут разрабатываться при водонапорном, газовом и смешанном режимах. [50]

Газовые залежи разрабатывают без искусственного воздействия на пласт, поэтому промышленная добыча газа может быть начата, когда возможный режим залежи по косвенным геологическим и другим данным установлен лишь предварительно. Вместе с тем правильное определение природного режима и энергетических возможностей газовых залежей имеет огромное значение для обоснования динамики добычи газа, пластового давления, масштабов и закономерностей обводнения скважин и соответственно для решения вопросов обустройства месторождения, выбора количества скважин и принципов их размещения, выбора интервалов перфорации и др. Исходя из этого, для определения природного режима используют данные начального периода разработки залежи. [51]

Газовые залежи по геометрической характеристике ( конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи. [52]

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. [53]

Матрица значений толщины пласта. [54]

Газовые залежи могут быть с активной подвижной водой и без нее. [55]

Схема размещения месторождений в Нижнесаксонской впадине и на валу Помпецкого. [56]

Газовые залежи в триасовых и пермских отложениях, а нефтяные в мезозойских породах установлены на месторождениях Адорф-Да - люм, Эмлихайм, Баренбург, Дюсте и др., а на месторождениях Ви-тингсмоор и Гольденштадт газовые залежи известны и в карбоне. Газ, заключенный в триасовых отложениях месторождения Витинг-смоор, содержит 12 % сероводорода, а газ месторождения Гольденштадт - 35 % азота. [57]

Газовые залежи применительно к планированию системы извлечения целесообразно аппроксимировать блочной фильтрационной моделью, в которой разные части залежи - блоки разделены породами с начальным градиентом давления при фильтрации газа. Число и расположение блоков определяются как условиями осадконакопления, так и текущим пластовым давлением. [58]

Газовые залежи состоят более чем на 95 % из метана. [59]

Газовые залежи обнаружены в отложениях триасового, пермского и каменноугольного возраста. Основной газоносный горизонт - пласт песчаника залегает в подошве этой триасовой толщи. Газовая залежь нижнеангидритового горизонта ( 1380 - 2050 м) представляет единое целое с газовой залежью, расположенной ниже свиты медистых песчаников и араукаритовой свиты верхнего карбона. Залежи связаны между собой хорошими путями миграции, и состав газа в них почти одинаков: 92 - 94 % метана, около 5 % тяжелых углеводородов, 1 - 6 % азота и десятые доли процента углекислого газа. [60]

Страницы: 1 2 3 4 5