Cтраница 1
Нефтяные и нефтегазовые залежи в формации предгорного прогиба не установлены. [1]
Предложена методика технологических показателей разработки нефтяных и нефтегазовых залежей, достаточно универсальная в смысле учета многообразия режимов разработки. В основу методики положена гидродинамическая модель, учитывающая многофаэность потока, сжимаемость, растворимость газа в нефти и воде, различие плотностей фаз. Предлагаемая методика позволяет учитывать: а) изменение режимов работы скважин, изменение забойных давлений и дебитов. [2]
Рассмотрим с этих позиций отдельно системы разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. Существуют следующие системы разработки нефтяных залежей: с использованием естественного напора краевых вод; путем закачки воды в законтурную область; с закачкой воды в пределы внешнего и внутреннего контуров нефтеносности; путем сочетания законтурного и внутриконтурного заводнения. [3]
Для прогноза фазового состояния и состава фаз глубокозалегающих нефтяных и нефтегазовых залежей важно иметь сведения о растворимости нефтей в газах при более высоких темпе-пературах и давлениях. К сожалению, таких сведений очень мало. [4]
Применение горизонтальных скважин предоставляет широкие возможности для осуществления высокоэффективной разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. Несомненными общепринятыми преимуществами этого подхода являются возможности вводить в разработку сложнопо-строенные залежи с низкопроницаемыми и неоднородными коллекторами, подстилаемыми водой или с газовой шапкой, залежи с высоковязкими нефтями, увеличивать текущую добычу и нефтеотдачу за счет повышения коэффициента охвата, снижать объемы капитальных вложений за счет сокращения числа разбуриваемых скважин, снижать остроту экологических проблем из-за возможности объединения большого числа скважин в куст. [5]
Наибольшей концентрацией УВ на суше характеризуются Колвинская и Хорейверская НГО, в которых преобладают нефтяные и нефтегазовые залежи. Наибольшими запасами УВ обладают среднедевонско - нижнефранские и верхневизейско-нижне-пермские отложения. [6]
Излагаемая методика разработана в СибНИИНП и предназначается для подсчета балансовых запасов нефти и газа нефтяных и нефтегазовых залежей на основе одного из вариантов объемного метода - способа удельных запасов с выполнением геометризации залежей, оценкой средних значений параметров и оформлением табличной и графической документации на ЭВМ с целью представления их ( запасов) в КГЗ СССР, Центральную комиссию по запасам, а также для решения оперативных задач нефтепромысловой геологии и проектирования разработки. Основное внимание в справочнике уделяется собственно подсчету запасов; подготовка исходных данных путем автоматической интерпретации геофизических материалов является большой самостоятельной задачей из области нефтепромысловой геофизики. [7]
Месторождения в Чарджоуской зоне в отличие от Бухарской в основном однопластовые и кроме газовых содержат нефтяные и нефтегазовые залежи. Такая закономерность подтверждает представления о формировании газовых месторождений на северном борту Амударьинской синеклизы за счет миграции углеводородов из центральных участков депрессии. [8]
Наибольшее число залежей установлено до глубин 1500 - 1800 м ( 65 %), причем в этой части разреза в целом преобладают нефтяные и нефтегазовые залежи. [9]
До недавнего времени в теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений пользовались термином режим разработки, механически перенесенным из теории и практики разработки нефтяных и нефтегазовых залежей. [10]
Достигнутые успехи могут служить фундаментом для развития нефтедобычи в СССР в течение нескольких ближайших пятилеток, т.к. безусловно и в эти годы методы заводнения нефтяных пластов будут являться основными методами разработки многих нефтяных и нефтегазовых залежей. [11]
В нефтегазоносных бассейнах с мощной толщей осадочных образований ( за исключением зон нефтенакопления и газонакопления) размещение залежей нефти и газа по глубине подчиняется следующей закономерности: до глубин 1000 м - небольшие ( вторичные) газовые скопления; 1000 - 2500м - нефтяные и нефтегазовые залежи; 2500 - 4000 м - нефтегазоконденсатные залежи; 4000 - 6000 м - газоконденсатные залежи; 6000 - 8000 м - в молодых формациях газоконденсатные залежи; в древних - залежи высокотемпературного метана; 8000 - 10000 м - залежи высокотемпературного метана. [12]
Однако при проектировании системы размещения скважин, как правило, еще отсутствуют сведения о деталях строения нефтяного пласта, что не дает возможности спроектировать сразу рациональную систему размещения скважин. В связи с этим разработку нефтяных и нефтегазовых залежей начинают осуществлять по системам, построенным по правильным геометрическим сеткам. [13]
Выше были названы чисто газовые месторождения, в которых нет нефти и газоконденсата, и газонефтяные, содержащие преимущественно газ и относительно небольшое количество нефти и газоконденсата. Сейчас остановимся на составе газов нефтяных и нефтегазовых залежей, где количество нефти велико по сравнению с количеством газа. Большой интерес в этом отношении представляют крупные нефтяные месторождения Волго-Уральской нефтеносной области, в частности Ромашкинское. [14]
По характеру распределения УВ Предкарпатский прогиб резко подразделяется на две части. К внешней зоне за редким исключением приурочены газовые месторождения, а в аллохтоне внутренней зоны развиты нефтяные и нефтегазовые залежи. [15]