Cтраница 3
Верхний горизонт находится в верхней части яруса и сложен мелкозернистыми песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Эффективная мощность колеблется от 1 до 7 м - Залежь сводово-пласто-вого типа, газ контактирует с пластовыми водами. В опробованных скважинах свободные дебиты газа составляли 180 - 1102 тыс. м3 / сутки. Нижний продуктивный пласт приурочен к средней части уфимского яруса и отделен от верхнего 20 - 30-метровой пачкой переслаивания глин, доломитов и ангидритов. Коллектор представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. В восточной части площади наблюдается ухудшение коллекторских свойств газоносных пород. [31]
Краткая характеристика разработки объектов указывает на взаимосвязь этого процесса с ранее описанными особенностями геологического строения залежей. Одной из важных при этом следует влияние наличия обширных водонефтяных зон, как правило, отличающихся сложным строением. Например, несмотря на то, что Бавлинское месторождение представляет собой классическую залежь Пластове-сводового типа, для него характерно развитие в пределах обширной водонефтяной зоны как пластов с подошвенной водой, так и нефтяных, отделенных по разрезу от водонасыщенных глинистыми разделами различной толщины. Аналогичные особенности присущи, хотя и в меньшей степени, и другим девонским залежам. В пластах с подошвенной водой содержится около 70 % всех запасов ВНЗ основной залежи и особенно распространены они в ее западной части. Как показал анализ в группах скважин, выделенных по соотношению нефтенасыщенной толщины пласта к общей, запасы пластов ВНЗ распределены следующим образом: в группе с соотношением до 0 4 сосредоточено 8 % запасов, от 0 4 до 0 8 - 48 % и более 0 8 - 44 % запасов по пластам с подошвенной водой. [32]
Краткая характеристика разработки объектов указывает на взаимосвязь этого процесса с ранее описанными особенностями геологического строения залежей. Одной из важных при этом следует влияние наличия обширных водонефтяных зон, как правило, отличающихся сложным строением. Например, несмотря на то, что Бавлинское месторождение представляет собой классическую залежь пластово-сводового типа, для него характерно развитие в пределах обширной водонефтяной зоны как пластов с подошвенной водой, так и нефтяных, отделенных по разрезу от водонасыщенных глинистыми разделами различной толщины. Аналогичные особенности присущи, хотя и в меньшей степени, и другим девонским залежам. В пластах с подошвенной водой содержится около 70 % всех запасов ВИЗ основной залежи и особенно распространены они в ее западной части. Как показал анализ в группах скважин, выделенных по соотношению нефтенасыщенной толщины пласта к общей, запасы пластов ВИЗ распределены следующим образом: в группе с соотношением до 0 4 сосредоточено 8 % запасов, от 0 4 до 0 8 - 48 % и более 0 8 - 44 % запасов по пластам с подошвенной водой. [33]
Как залежи типа В, так и залежи типа С характеризуются увеличением промысловых газовых факторов после того, как будут достигнуты давление начала конденсации или соответственно давление начала испарения, если эти газовые факторы определены по продуктам, полученным в сепараторах объемного типа. Кроме того, при эксплуатации залежи типа А газовый фактор остается почти постоянным при снижении пластового давления. Наличие к началу эксплуатации двух углеводородных фаз ( залежь типа D) иногда не распознается в течение нескольких лет после вскрытия залежи, и о нем обычно свидетельствует факт добычи двух совершенно различных углеводородных продуктов из одной и той же залежи. Можно также предполагать, что в залежи находятся две фазы, когда давление начала конденсации или давление начала испарения соответствующим образом отобранной однофазной пластовой пробы близки к пластовому. [34]
Исследование фазовых соотношений для пластовых систем имеет первоочередное значение для изучения и проектирования режима разработки пласта. Для однофазных газовых залежей ( тип Л) термодинамические или р УГ-свойства ( давление - объем - температура) пластовой системы однозначно характеризуются зависимостью коэффициента сжимаемости ( коэффициента отклонения газа от идеального состояния) от давления при пластовой температуре. Они могут быть также охарактеризованы объемным коэффициентом газа, представляющим собой множитель, на который надо помножить объем газа в нормальных условиях па поверхности, чтобы получить его пластовый объем при любом пластовом давлении. Если жидкость мало летучая, то рР Г - свопства ее и газа в точке начала испарения ( залежь типа С) или в залежи с газовой шапкой ( тип D) выражаются следующими параметрами, являющимися при данной пластовой температуре только функциями давления. [35]
В пределах Западно-Сибирской равнины выделяется несколько нефтеносных районов, приуроченных к тектоническим единицам, которые характеризуются общим стратиграфическим этажом нефтеносности и сходными литологическими особенностями. В территориальном отношении месторождения связаны с двумя областями - Среднеобской и Приуральской. К Среднеобской области относятся Нижневартовский, Сургутский и Салымский нефтегазоносные районы, к Приуральской - Шаимский район. Месторождения Среднего Приобья, в основном, многопластовые. Залежи нефти здесь пластовые, сводовые, платформенного типа. Месторождения Шаимского района характеризуются залежами литолого-стратиграфического типа. Этаж нефтеносности в разрезе охватывает кору выветривания фундамента палеозойского возраста, отложения юрской системы и нижнемеловые отложения. [36]