Газоконденсатные залежи
Cтраница 1
Газоконденсатные залежи на глубине 2500 м в меловых отложениях севера Западной Сибири могут быть встречены в Усть-Енисейской и Пур-Тазовской нефтегазоносных областях, в северной части Надым-Пурской нефтегазоносной области. [1]
Газоконденсатные залежи отличаются фазовыми превращениями, происходящими в пласте в процессе снижения пластового давления и температуры. Явления фазовых превращений формируют целый ряд особенностей поведения газоконденсат-ных систем в процессе их разработки. Учет их способствует выбору рациональных решений, обеспечивающих осуществление разработки месторождения с максимальным народнохозяйственным эффектом. В этой связи важное значение приобретает изучение особенностей газоконденсатных систем, возможность прогнозирования их поведения при различных способах разработки. Задача эта выполняется при помощи комплексного исследования газоконденсатных месторождений, охватывающего термодинамические, геолого-промысловые, газодинамические и гидрогеологические исследования залежей. Ниже приводится краткое изложение этих вопросов. [2]
Газоконденсатные залежи, подобно нефтяным и газовым, по типу вмещающих коллекторов можно разделить на пластовые, массивные и линзовидные. [3]
Газоконденсатные залежи развиты в зонах, характеризующихся аномально высокими, нормальными ( гидростатическими) и аномально низкими пластовыми ( АНПД) давлениями. Существующие представления о том, что всем газоконденсатным залежам присущи АВПД, ошибочны. [4]
Газоконденсатные залежи представляют собой новый тип углеводородных скоплений, характеризующихся нахождением газообразных и жидких углеводородов в пластовых условиях в единой газовой фазе. [5]
Газоконденсатные залежи нередко в погруженной части продуктивных ловушек содержат оторочку обычной жидкой нефти. В тех случаях, когда ресурсы газа в пласте достаточны и термобарические условия его благоприятны для испарения всей жидкой части, оторочка нефти, как правило, отсутствует. [6]
Газоконденсатные залежи Туркменской ССР, по которым проведен достаточный объем исследований, в основном приурочении / к отложениям верхней юры и нижнего мела. Для газоконденсатных систем этой провинции типичен диапазон группового углеводородного состава. Давление начала конденсации в них приблизительно на V3 ниже первоначального пластового в залежи. [7]
Газоконденсатные залежи, расположенные в зонах высокотемпературных аномалий, в ряде случаев могут отличаться пластовой температурой, соответствующей или превышающей значение крикондетермы, при которой пластовая система независимо от величины давления всегда остается в однофазном газовом состоянии. Разумеется, что такие залежи должны разрабатываться только на режиме истощения, поскольку этот способ наряду с полнотой извлечения запасов газа и конденсата может обеспечить эксплуатацию месторождения с минимальными капитальными затратами. [8]
Газоконденсатные залежи в целом ряде случаев в погруженной части пласта содержат нефтяную оторочку, наличие которой оказывает существенное влияние на газоотдачу. Нефтяная оторочка как бы разобщает газовую зону залежи и законтурную водоносную часть, поэтому даже в условиях активного водонапорного режима нефтяная оторочка предохраняет залежь от вторжения воды. В таких случаях газовая зона залежи разрабатывается без существенных потерь пластового газа. [9]
Газоконденсатные залежи в зависимости от характеристики, разрабатываются как с поддержанием, так и без поддержания пластового давления. Для определенной категории газоконден-сатных месторождений наиболее рациональным и эффективным методом разработки является эксплуатация залежей на режиме истощения. Однако применения этого метода при разработке залежей, характеризующихся высокими ретроградными потерями конденсата, ограничено, а при наличии нефтяных оторочек, имеющих самостоятельное промышленное значение, как правило, недопустимо. [10]
Газоконденсатные залежи в их начальном - на момент открытия - состоянии характеризуются высокими пластовыми давлениями, достигающими обычно нескольких десятков мегапаскалей. Встречаются залежи с относительно низкими ( 8 - 10) и очень высокими ( до 150 - 180МПа) начальными пластовыми давлениями. [11]
Газоконденсатные залежи на месторождении выявлены в интервале глубин 450 - 2000 м и связаны с палеогеновыми, меловыми и юрскими отложениями. Основные запасы газа заключают XIV горизонт готерива и XV горизонт юры. [12]
Газоконденсатные залежи пластовые сводовые. Этаж rasorfoc - ности 184 м, начальное пластовое давление 22 4 - 22 5 МПа, размеры залежи 23x6 км. Максимальные Ь рабочие дебиты до 500 тыс. м3 / сут. [14]
Газоконденсатные залежи расположены на глубинах 3340 - 3975 м, коллекторы представлены песчаниками и алевролитами. Для залежей характерно аномально высокое пластовое давление. Продуктивная характеристика залежей низкая. Конденсаты тяжелые, вязкие, содержат до 62 - 77 % парафиновых фракций. При низких температурах выпадает парафин. [15]
Страницы: 1 2 3 4