Указанные залежи

Cтраница 2

Использование способа позволяет продлить период безводной эксплуатации естественных и искусственных залежей, характеризующихся геологическими нарушениями типа наличия литологичес-ких окон в подошвенной части указанных залежей. [16]

По данным разработки отобранных для исследования нефтяных залежей У рало - Поволжья целесообразно ввести понятие обобщенной залежи нефти, имеющей средние геолого-физические свойства и показатели разработки указанных залежей. [17]

Для III нефтегазоносного комплекса также присуще преобладание пластовых залежей, среди которых больше сводовых, ( 48 %): Арлан, Манчарово, Вояды, Игровка, Четырман, Татышлы и др. Указанные залежи распространены в Бирской седловине, Верхне-Камской впадине и краевой части Башкирского свода. Меньший, но достаточно высокий уд. [18]

По статистическим данным установлено, что в газах газовых и газоконденсатных месторождений содержание индивидуальных углеводородов уменьшается с увеличением их молекулярной массы. Это характерно для указанных залежей, не зависит от глубины и возраста отложений. [19]

Как показано в табл. III.1, при внедрении в указанные залежи воды в объеме, равном 1 5 объема пор, первоначально занятых нефтью, нефтеотдача сильно зависит от вязкости нефти. Это фактическое влияние вязкости нефти на показатели заводнения соответствует расчетам. [20]

До недавнего времени считалось что залежи нефти карбонатных пластов АО, А, Ag, B-I, Вт2, В-3 и Дл все без исключения имеют массивную форму строения, соответствуя как предполагалось, сравнительно однородным разностям проницаемых известняков. Однако последние данные свидетельствуют о том что в большинстве случаев указанные залежи нефти по типу относятся к пластовым. Механизм формирования подобных типов коллекторов во многом обусловлен условиями их образования. [21]

Вопросы формирования залежей нефти и газа в красноцветном ( средний плиоцен) комплексе Юго-Западного Туркменистана до сих пор не получили в научной литературе достаточно полного освещения. Одни исследователи допускают сингенетичность УВ скоплений вмещающим отложениям, другие считают указанные залежи следствием внерезервуарной миграции из более древних слоев. Противоречивость обусловлена особенностями геолого-геохимических условий: низкие значения геотермического градиента, молодой возраст отложений нефтегазоносного комплекса, невысокие содержания ОВ - от 0 1 - 0 3 % в глинисто-алевритовых разностях до 0 8 % в начале диагенеза. Результаты геохимических исследований ОВ среднеплиоценовых глин позволяют отнести их к нефтепроизводящим. [22]

Аналогичная закономерность была установлена при разработке многих залежей нефти в нижнем отделе продуктивной толщи Азербайджана, заливообразных залежей в майкопских отложениях Краснодарского края и др. Такой характер изменения минерализации попутных вод объясняется тем, что указанные залежи приурочены к наиболее застойным участкам водонапорных систем и в этих же участках сконцентрированы наиболее застойные высокоминерализованные воды, которые окружают залежи. [23]

Однако на различных участках, в их разрезах присутствуют не все перечисленные горизонты, залежи нефти которых имеют рукавообразную ( VII, VI и V гор. Поэтому указанные залежи территориально не всегда совпадают. Наблюдается также общее уменьшение числа продуктивных горизонтов в зап. Выделяются участки: Южный ( VII, VI и IV гор. [24]

По геологическому строению эти залежи нефти весьма разнообразны. Однако для большинства из них, кроме небольших размеров, характерны высокая неоднородность и малая продуктивность коллекторов. В связи с этим системы разработки указанных залежей нефти должны быть достаточно гибкими, а методы воздействия на пласт весьма интенсивными. [25]

Геологический разрез Средневилюйского месторождения. [26]

Характерной чертой их строения является замещение продуктивных песчаников глинами в направлении к своду поднятия, что определяет и различие дебитов по скважинам. Указанные залежи являются пластовыми сводовыми с литологическим ограничением. [27]

При принятых параметрах залежей, соответствующих их нижним пределам, условие одновременного обводнения пластов обеспечивается при эксплуатации П зоны 20 скважинами, из которых в 18 скважинах оба пласта эксплуатируются совместно, а в 2 скважинах разрабатывается только нижний пласт. При широком диапазоне исходных параметров необходимо обосновать точную степень совмещения разработки пластов, которая обеспечит опережающее обводнение нижнего пласта или одновременное обводнение обоих залежей во П зове во всем диапазоне параметров. Предельным является случай, когда по верхнему пласту подтвердится нижний предел запасов газа, а по нижнему пласту - верхний предел запасов. Тогда запасы газа нижнего пласта окажутся в три раза больше запасов I пласта. Этой величине должно соответствовать и соотношение темпов отборов газа по пластам, чтобы достичь условия одновременного обводнения их. Следовательно, на данной стадии изученности параметров степень совмещения эксплуатации пластов во П зоне должна составлять 0 35, т.е. из вышеуказанных 20 скважин в 7 скважинах совместно эксплуатируются оба пласта, в 13 скважинах эксплуатируется только нижний пласт. Этот вариант и рекомендуется к внедрению в производство при вводе указанных залежей в эксплуатацию, так как он исключает возможность преждевременного обводнения верхнего пласта и может быть легко преобразован в другой более эффективный вариант. [28]

Страницы: 1 2