Строение - залежи
Cтраница 3
Как отмечалось ранее, внешняя граница области в задачах одземной гидромеханики очень редко может быть задана исходя р строения залежей, обычно за границу приходится принимать р соторый условно выбираемый контур. В этом случае встает: о задании граничных значений. Задание граничных зна-для ретроспективного анализа обычно большого труда не авляет. Функция давления на границе области, условно ( ( деленной внутри работающего месторождения, может быть за-по картам изобар на интересующую нас дату. [31]
Подавляющая часть разведанных запасов нефти относится к категории трудноизвлекаемых, в основном из-за сложного строения природных резервуаров ( мелкоблочное строение залежей УВ) и чрезвычайно сложного для освоения типа трещинно-поровых коллекторов, представленных терригенными полимиктовыми туфопесчаниками с высокой степенью поражения порового пространства цеолитами, карбонатами, хлоратами и другими ассоциациями вторичных глинистых минералов. [32]
Большой объем информации, получаемой в процессе разработки месторождения, дает возм9жность с высокой степенью детальности и точности изучить строение эксплуатируемых залежей и пластов. Однако обилие исходных данных создает вместе с тем определенную сложность в отношении оперативного и полноценного их использования. Этим обусловлена необходимость систематизации и автоматизации сбора и обработки исходных данных. [33]
Таким образом, выбор способов борьбы с водопритоками зависит от причин поступления воды в скважину, состояния скважины и особенностей строения залежей нефти. [34]
Среди естественных можно выделить: вязкость нефти, или точнее, отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющей воды; активность контурных и подошвенных вод; особенности строения залежей нефти ( соотношение нефтяной и водонефтяных зон залежей, соотношение нефтенасыщен-ной и водо-нефтенасыщенной мощности пластов) и характеристика продуктивных пластов - неоднородность кол-лекторских свойств, слоистость, абсолютное значение проницаемости. [35]
Методики расчетов технологических показателей разработки нефтяных и газовых месторождений должны соответствовать стадиям комплексного проектирования и применяться в зависимости от полноты и качества исходной геолого-промысловой информации о строении залежей нефти ( газа), свойствах пластов и газожидкостных смесей, а также от условий эксплуатации скважин на месторождении. [36]
Различие между скважинами обеих групп в суммарной добыче нефти за безводный период ( а следовательно, и в накопленной добыче в целом) определяется главным образом особенностями строения залежей и положением скважин относительно внутреннего контура нефтеносности. Различие же между динамикой показателей скважин обеих групп в водный период их эксплуатации обусловлено различиями в механизме вытеснения нефти и продвижения воды в чисто нефтяной и водо-нефтяной зонах пласта. [37]
В представленных докладах изложен опыта применения различных методов увеличения нефтеотдачи ( МУН) на месторождениях Татарстана, обсуждаются проблемы эффективного вскрытия пластов и реализации возможностей горизонтального бурения, особенности строения залежей нефти в карбонатных коллекторах и пути повышения эффективности их разработки. [38]
Таким образом, на объектах, осложненных врезами, необходимо выявлять характер развития врезов по площади и по разрезу, выделять внутриврезовые залежи нефти, устанавливать их степень взаимосвязи с вмещающими карбонатными и вышележащими терригенными пластами и учитывать эти особенности строения залежей для создания рациональной системы разработки. [39]
Технологические факторы: оптимизация сетки добывающих и нагнетательных скважин по каждому объекту эксплуатации при различных вариантах объединения пластов для совместной эксплуатации; степень соответствия метода поддержания пластового давления ( законтурное, приконтурное, площадное, очаговое и другие виды заводнения) особенностям геолого-физического строения залежей; возможности контроля и регулирования разработки эксплуатационных объектов; возможность применения различных методов повышения нефтегазоотдачи при различных вариантах объединения пластов в эксплуатационные объекты. [40]
На месторождении открыто 14 газоконден-сатных залежей в нижнеюрских, нижнетриасовых и верхнепермских отложениях. Строение залежей сложное из-за значительной ли-тологической неоднородности терригенных коллекторов и покрышек. Строение и пространственное положение залежей контролируются литологическими особенностями продуктивных и перекрывающих пород. Пермские залежи ( P - l, Р2 - Н) в пределах обоих участков месторождения характеризуются сложным строением из-за сильной литологической изменчивости пород. [42]
Пласт 1а по составу и строению имеет значительное сходство с 16 пластом. Строение залежей аналогично 16 пласту. [43]
Площади нефтеносности залежей нефти Арланского месторождения, приуроченных к различным пластам, не совпадают в плане и составляют от 5 до 80 % общей площади, заключенной в сводном контуре. Эта особенность строения залежей играет большую роль в разработке нефтяного месторождения. [44]
Продуктивные отложения горизонта П представлены в основном двумя пластами Ш и П2, сложенными гравелитами, песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Характерной особенностью строения залежей горизонта П является развитие пластов-коллекторов на склонах выступов фундамента, залегающих в виде отдельных полей, выклинивающихся к сводам поднятий и замещенных глинистыми отложениями на более погруженных участках. [45]
Страницы: 1 2 3 4