Отдельная участка - месторождение
Cтраница 2
Изучение эксплуатационных характеристик месторождения, разработка которого происходит в условиях поддержания давления за счет внедрения воды из законтурной области, показало явно выраженное взаимодействие между; отдельными участками месторождения и перемещение воды на большие расстояния. [16]
Под сверхнормативными потерями следует понимать потери, которые образуются в результате отклонений недропользователем от технического проекта разработки месторождений, необоснованного ведения горных работ, выборочной отработки полезного ископаемого на отдельных участках месторождения или шахтного ( карьерного) поля. [17]
По скважинам, расположенным за внутренним контуром нефтеносности ( первая, вторая и третья группы), различная степень интенсивности обводнения объяснялась влиянием следующих факторов: величиной суточного отбора нефти из скважин; своеобразным характером перемещения подошвенной воды и различной скоростью подъема водонефтяного контакта на отдельных участках месторождения. [18]
Изложены особенности разработки крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах с учетом изменения геолого-промысловых параметров по объему залежей. Приведена методика расчета показателей разработки, в которой отдельные участки месторождения рассматриваются как, взаимодействующие между собой самостоятельные залежи. На основе статистических методов обработки геолого-промысловой информации даны решения задач построения геолого-статистических моделей для применения автоматизированных систем управления разработкой газовых месторождений. [19]
 |
Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах. [20] |
Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. [21]
 |
Схема изменения времени жизни т тепловых нейтронов в процессе вытеснения нефти водой. [22] |
Минерализация их, как указывалось выше, повсеместно близка к минерализации пластовых вод и лишь на Нижневартовском своде несколько ниже. Они применяются при закачке обычно на первом этапе разработки для поддержания пластового давления или позднее на отдельных участках месторождений, поскольку объема их недостаточно для полной компенсации отбора нефти. [23]
Без сомнения, эти методы дают весьма ценные, а подчас и незаменимые данные для проектирования разработки, подсчета запасов и выяснения общих закономерностей геологического строения. Вместе с тем при детальном анализе разработки и выработке конкретных мероприятий по регулированию разработки, когда не только отдельные участки месторождения или площади, но и каждая отдельная скважина требуют индивидуального подхода, эти методы оказываются по меньшей мере малоэффективными. [24]
Как известно, горизонт Дх Ромашкинского месторождения представляет собой многопластовую систему, коллекторы которой обладают различными геолого-физическими свойствами. Эксплуатация единой сеткой скважин с общим для всех пластов фильтром приводит к неравномерной выработке пластов. Более того, на отдельных участках месторождения, где преобладающим коллектором являются малопроницаемые породы ( алевролиты), последние практически в эксплуатации не участвуют. На таких участках приемистость нагнетательных скважин очень незначительна, дебиты эксплуатационных скважин также невелики. [25]
Одной из характерных черт горнодобывающего производства является его временный характер. После извлечения полезного ископаемого объект подлежит ликвидации. При этом ликвидации могут подлежать отдельные участки месторождения. Кроме того, вследствие различных причин технологического или коммерческого характера возникает потребность в приостановлении процесса добычи. Часто такая временная остановка может длиться значительный период времени, иногда годы. Законодательство о недрах регламентирует процедуру ликвидации и консервации предприятий. [26]
Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто - различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. [27]
Число наблюдательных и пьезометрических скважин определяется проектировщиком и должно быть обосновано с учетом особенности месторождения. Необходимость в наблюдательных и пьезометрических скважинах может возникать не только из-за геологических особенностей залежи, но и из-за применяемой системы разработки. В частности, поэтапный ввод в разработку газовых и газонефтяных месторождений обычно приводит к существенным изменениям пластового давления и положения контактов на отдельных участках месторождения. [28]
Типовой геологический разрез - обобщенный разрез месторождения, присущий большинству пробуренных скважин. Как правило, типовые геологические разрезы составляют для подготовленных к разработке или разрабатываемых месторождений. В качестве типового может быть принят типичный разрез скважины, достаточно полно охарактеризованный керном и данными геофизических исследований скважин. При сложном строении месторождения можно составлять несколько типовых разрезов, характеризующих отдельные участки месторождения, приуроченные к разным структурно-фациальным зонам. [29]
Это же подтверждают непосредственно измерения коэффициентов набухания. Набухаемость пластовых глин в дистиллированной и пластовой водах получается практически одинаковой. Это согласуется с тем, что у пластовых глин преобладающим катионом в обменном комплексе является Са, который способствует агрегированию глинистых частиц. В пластовой воде катионов Na содержится больше, чем катионов Са, но зато Са более активно, чем Na замещается другими катионами. Поэтому кальциевые глины при контакте с пластовой водой остаются в относительно стабильном состоянии. В дистиллированной же воде кальциевые глины мало набухают. Это значит, что глина, контактировавшая с пластовой водой и находившаяся в ней в равновесии, после замены пластовой воды на дистиллированную или воду, содержащую катионы Са, не изменит ощутимо свой объем. Замена пластовой воды на воду, содержащую катионы Na, например на раствор NaCl, приведет к тому, что Na из раствора заменит в какой-то степени Са из обменного комплекса глины, заняв там его место. Это заметно скажется при смене пластовой воды на пресную. По анализу образцов ( содержание в некоторых образцах большего количества Na) можно сделать вывод, что на отдельных участках месторождений возможны породы с содержанием глин, хорошо набухающих в воде. Встречающееся повышенное содержание Na в пластовых глинах может служить предпосылкой к тому, что в различных участках нефтяной залежи солевой состав погребенных вод может быть различным. [30]
Страницы: 1 2