Cтраница 2
Классическим примером проявления водонапорного режима является режим залежей XIII, XIV, XXII пластов Новогрозненского нефтяного месторождения, где он впервые был зафиксирован и описан. [16]
Вместе с тем в природе широко распространены режимы залежей, при которых нефть или газ извлекаются из пластов за счет равноправного действия двух или даже трех видов энергии. Такие природные режимы называют смешанными. [17]
ОПЭ нецелесообразно делать упор на необходимость выяснения режима залежей во что бы то ни стало. [18]
По характеру проявления потенциальной энергии недр Земли все режимы залежей нефти принято разделять на следующие: водонапорный, упругий ( или упруговодонапорный), газонапорный ( или газовой шапки), режим растворенного газа и гравитационный режим. [19]
Все эти данные могут лечь в основу прогнозирования режимов залежей. [20]
С другой стороны, раз-буривание всей законтурной системы пласта, которое необходимо для полного изучения режима залежей до введения их в разработку, немыслимо ни в техническом, ни в экономическом отношении. Следовательно, с точки зрения изучения данного технологического параметра к обоснованию объемов капиталовложений на каждом газовом и газоконденсатном ( а также и нефтяном) месторождениях в отдельности какие-либо самостоятельные требования не должны предъявляться. Вопрос этот решается на основе обобщения опыта разработки аналогичных месторождений и информации, получаемой попутно в результате проведенных в районе распространения изучаемого пласта геологоразведочных работ. В качестве постановки задачи ( решение ее не является целью данной работы, но необходимо для обоснования прогнозов ОПЭ и разработки) здесь необходимо отметить, что обобщение гидрогеологических и гидродинамических исследований обычно проводится сточки зрения характеристики водонапорной системы пласта в первоначальном состоянии без учета динамики давлений в пластовой системе при вводе залежей в разработку. Последнее особенно важно потому, что дает возможность определить границы залежей, от которых существенно зависит степень проявления водонапорного режима при эксплуатации месторождения. Так, например, по району расположения Некрасовского месторождения ( Кубанский прогиб) построена карта распределения напоров вод, соответствующих только состоянию до ввода нижнемеловых залежей в разработку. Она дает представление о распределении давлений за геологическое время, но достоверно судить по ней о темпах и характере перераспределения давлений за относительно короткие периоды ( соответствующие срокам разработки 15 - 20 лет) невозможно. В то же время сравнение давлений в нижнемеловых продуктивных горизонтах ( пачки I II) по Усть-Лабинско - Некрасов-ской группе месторождений показывает, что на конец 1969 г. ( по Некрасовскому месторождению на эту дату отобрано 3 млрд. м3, давление снизилось с начального 354 до 300 кгс / см2, а Двубрат-ское, Ладожское месторождения еще не вводились в разработку и пластовое давление в них составляло 350 кгс / см2) радиус дренирования по ориентировочным расчетам составлял порядка 30 км, тогда как, судя по карте начальных напоров, он должен быть равным сотням километров. С другой стороны, крайне недостаточно ( в количественном и качественном отношении) проводятся наблюдения за изменением во времени давлений в пьезометрических скважинах. Более того, по многим месторождениям, а также структурам, на которых не отмечены залежи, вообще не оставляют скважин ( законтурные) для наблюдений, хотя сохранение скважин для изучения гидродинамической характеристики пластов не требует существенных затрат. [21]
Небольшие погрешности и затруднения в их устранении к концу ОПЭ имеют место по отношению: к режиму залежей из-за того, что в первые годы разработки преобладает газовый режим и достаточного фактического материала по обводнению скважин и пластов не получают; к распределению давлений и удельных запасов, если площадь достаточно равномерно не разбурена, а коллекторы в фациальном отношении сильно изменчивы в пространстве. [22]
Дан анализ теоретических и экспериментальных работ, посвященных газоотдаче месторождений массивного и пластового типов при газовом и упруговодонапорном режимах залежей. Установлены факторы, снижающие достоверность газоотдачи, связанные с качеством выполненных экспериментов и использованных теоретических основ определения газоотдачи. Показаны возможности увеличения темпа отбора газа и его влияние на газоотдачу при освоении месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами. Приведены результаты математических экспериментов по определению газоотдачи однородных и неоднородных газовых и газоконденсатных месторождений при различных интенсивностях годового отбора газа, конструкциях скважин, вскрытиях пластов и депрессиях на пласт. Определены основные факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи, и даны рекомендации по его повышению при различных емкостных и фильтрационных свойствах газовых и газоконденсатных залежей. [23]
Многообразие свойств нефтей рассматриваемой территории обусловлено значительными различиями тектонического строения, диалогического состава и коллекторских свойств вмещающих пород, что сказывается на гидрогеологическом режиме залежей и геохимической сохранности нефтей. [24]
Поэтому срок ОПЭ определяется временем, необходимым для решения основных вопросов доразведки: уточнения запасов газа по падению давления или объемным методом, эксплуатационной характеристики пластов, режима залежей и др. Причем в каждом случае необходимость последующего уточнения того или иного параметра должна быть обоснована экономическими расчетами. [25]
Наиболее часто за основу классификаций принимаются тектонический фактор и ловушки, их формы и условия образования, реже учитываются условия образования залежей ( миграция) и почти никогда не учитывается режим залежей как следствие условий их образования. [26]
При решении вопроса об объединении пластов для совместной эксплуатации в одной скважине основными качественными критериями являются: одинаковые физико-химические свойства неф-тей; совпадение площадей залежей в плане; близкие пластовые давления; одинаковые режимы залежей; одинаковый литологиче-ский состав коллекторов. [27]
Богатые материалы для познания происхождения нефти и газа, для выяснений условий формирования их залежей и дальнейшей сохранности этих залежей, для правильного направления поисковых и разведочных работ на нефть и газ, а также для прогноза режима залежей нефти и газа может дать всестороннее изучение пластовых вод, вскрытых скважинами. Однако эти исследования, как правило, проводятся очень плохо. [28]
Геолого-промысловые факторы: расчлененность продуктивного разреза месторождения на гидродинамически разобщенные или связанные между собой пласты и прослои; литоло-гическая характеристика пластов и ее изменчивость; объем залежей, общая, эффективная и нефтегазонасыщенная мощности продуктивных пластов и их соотношение; коллекторские свойства пластов и их изменчивость по разрезу и площади распространения пластов; характеристика фильтрационных параметров пластов, установленных гидродинамическими методами исследований скважин; физико-химические свойства нефти, газа, воды; мощность промежуточных толщ между продуктивными пластами, толщина покрышек; положение внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, соотношение площадей залежей в пределах внешних и внутренних контуров нефтеносности; запасы нефти и газа в продуктивных пластах и их соотношение по разрезу месторождения; начальные пластовые давления в залежах и их соотношение в пределах месторождения; гидрогеологическая характеристика и режим залежей. [29]
Залежи нефти относятся к типу структурных или структур политологических. Режим залежей в основном водонапорный и упруго-водонапорный. [30]