Cтраница 1
Газокон-денсатная залежь пластовая, литологиче-ски экранированная. Глубина залегания 2838 - 3388 м, пластовое давление 25 7 МПа, пластовая темп-ра 53 С. [1]
Поддержать пластовое давление газокон-денсатной залежи закачкой воды пли водных растворов полимеров практически невозможно го-за избирательного движения закачиваемой воды в газовом пласте и огромных объемов воды, требуемой для сохранения давления на начальном уровне. Как правило, в существующих проектах разработки газовых и газонефтяных месторождений для поддержания давления в нефтяной оторочке не рассматриваются варианты с использованием полимерных растворов и не сопоставляются экономические показатели разработки залежи при различных составах закачиваемых агентов в пласт и связанных с ними коэффициентов нефтеотдачи. Часто добыча нефти IB оторочки прикрывается добычей конденсата, поступающего вместе с газом к скважине в результате прорыва к забою газа через перфорированный нефтенасыщенный интервал. [2]
Следующая технология предусматривает разработку газокон-денсатной залежи в режиме истощения пластовой энергии до давления максимальной конденсации. При давлении максимальной конденсации насыщенность пористой среды выпавшим конденсатом имеет максимальное значение. Это способствует более полному вытеснению ретроградного конденсата водой. [3]
Наблюдения и исследования при разработке газокон-денсатной залежи должны проводиться с целью установления изменений состава и количества добываемого вместе с газом конденсата, а также условий его выпадения в пласте. [4]
Коэффициент конденсатоотдачи Кко при разработке газокон-денсатной залежи в режиме естественного истощения при QH const может быть рассчитан при наличии экспериментальных данных ( р - V - Т) по дифференциальной конденсации пластовых флюидов. [5]
Снижение пластового давления в процессе разработки газокон-денсатной залежи приводит к выпадению конденсата. В среднем по пласту насыщенность его оказывается малой, и поэтому конденсат неподвижен и является потерянным. При понижении пластового давления ниже давления максимальной конденсации выпавший конденсат частично испаряется, и конденсатоотдача возрастает. В при-забойных зонах скважин, где образуются глубокие воронки депрессий, конденсат довольно быстро приобретает подвижность и выносится с потоком газа на поверхность. [6]
Обычно при промышленной разведке начальные запасы газовой и газокон-денсатной залежи, а также ее поровый объем оценивают с применением метода материального баланса при падении пластового давления. [7]
По фазовому состоянию горизонт V представляет собой газокон-денсатную залежь с нефтяной оторочкой, a VB - газоконденсатную залежь. [8]
Около 80 % газа хранится в истощенных газовых и газокон-денсатных залежах и 20 % - в водоносных. [9]
Очень возможно, что формирование газовой или газокон-денсатной залежи происходило на месте ранее существовавшей нефтяной залежи. Следовательно, содержание связанной воды было обусловлено характеристикой системы порода - нефть - вода и условиями формирования залежи. В последующем при заполнении этой ловушки газом и миграции нефти в соседние содержание связанной воды в порах осталось неизменным. [10]
Такое изменение продуктивности скважин характерно для всей газокон-денсатной залежи в целом и определяется ухудшением коллекторских свойств продуктивного разреза в сторону восточного крыла и периклиналь-ных замыканий структуры. [11]
Одним из возможных методов разработки является консервация газокон-денсатной залежи до извлечения основных запасов нефти. Однако этот метод для Карадага является неприемлемым, поскольку добываемый газ имеет огромное значение для народного хозяйства Азербайджана, поэтому вопрос о прекращении эксплуатации газоконденсатной зоны в ближайшие годы отпадает. [12]
Рассмотрены основные аспекты, характеризующие процесс разработки основной газокон-денсатной залежи Оренбургского НГКМ на стадии падающей добычи в условиях неравномерной выработки запасов газа из отложений продуктивного разреза и обводнения наиболее продуктивных отложений в центральной части залежи. В концепцию доразработки основной залежи внесен и обоснован проведенными газодинамическими и технико-экономическими расчетами тезис об увеличении интенсивности отбора газа из низкопродуктивных отложений артинского и сакмарского ярусов с использованием технологии бурения горизонтальных и многозабойных скважин. [13]
На Медвежьем месторождении в пределах Ныдинского поднятия установлена газокон-денсатная залежь небольших размеров, приуроченная к отложениям ачимовской пачки валанжина. [14]
Расчет начального запаса газа и нефти ( конденсата) в газокон-денсатных залежах, ретроградных и неретроградных, можно произвести на основании общедоступных, большей частью промысловый, данных и сочетая добытые количества газа и нефти в правильном соотношении. Это необходимо для нахождения среднего удельного веса ( воздух 1) всей продукции, поступившей со скважины и добытой, предположительно, на первоначальной стадии разработки, когда залежь находилась в однофазном состоянии. [15]