Главная страница Случайная страница
КАТЕГОРИИ:
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
|
Региональные нефтегазоносные комплексы.
Юрский сингенетичный. Отложения Y локализовались в различных по размерам грабенах и накапливались на фоне устойчивого и длительного погружения последних. Термобарические условия к концу Y седиментогенеза оказались оптимальными для генерации УВ, миграции и образованию залежей нефти и газа. В зависимости от темпов погружения, особенностей литологического состава нгк и наличия природных резервуаров, грабены превратились в автономные очаги нефтегазообразования, в отложениях Y выделяются 6 прод. г-тов (Кумколь, Арыскум, Нуралы, Кызылкия, Караванчи).
| 2.Современные представления о стадийности процесса нефтеобразования. |
| 3.Особенности разработки газовых месторождений Газ отличается от нефти незначительной вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью. В связи с этим его давление в газовой залежи в процессе разработки быстро перераспределяется и практически по всей залежи имеет одинаковые значения. При размещении скважин необходимо учитывать режим залежи. Если режим водонапорный, добывающие скважины рекомендуется закладывать рядами параллельно контуру газоносности. В случае запечатанных залежей, а также массивных добывающие скважины следует располагать по равномерной сетке. При неоднородных пластах скважины могут быть расположены по неравномерной сетке. Расстояния между скважинами при разработке газовых месторождений применяются в от 400 до 2500 м, а в США от 150 до 1000 м. При разработке неоднородных газоносных пластов должна проектироваться большая плотность добывающих скважин. При разработке газовых залежей скважины обычно эксплуатируют на максимальных дебитах. Однако во многих случаях возникает необходимость ограничения отбора, например при неустойчивых породах пласта-коллектора, когда при больших отборах газа происходит вынос песка. Дебиты ограничиваются также при наличии высоконапорных краевых вод. Уровень отбора газа из скважины должен быть увязан и с условиями транспортировки. При необходимости подачи газа в магистральные газопроводы без компрессорных станций давление на устье скважин должно быть не менее 4—5 МПа, при подаче газа на головные компрессорные станции оно может быть значительно меньшим. Разработку газовых залежей, имеющих оторочку нефти с промышленными запасами, следует производить после выработки нефти из оторочки. В отдельных случаях в процессе разработки нефтяной оторочки можно отбирать газ из газовой части пласта, но с таким расчетом, чтобы давление как в нефтяной, так и в газовой частях пласта снижалось одинаково. При несоблюдении этого правила начнется перемещение нефти в газовую часть пласта, где она покроет тонкой пленкой ранее сухие стенки пор. Пленочную нефть из пласта извлечь очень трудно. Указанное явление приведет к снижению нефтеотдачи? По той же причине не рекомендуется до выработки основной части нефти добывать газ из газовых шапок. Принципы разработки многопластовых газовых месторождений аналогичны таковым нефтяных месторождений. Отдельные пласты группируют в объекты разработки. Для высокопродуктивных пластов с целью снижения сопротивления в эксплуатационной колонне и увеличения дебитов рекомендуется больший диаметр скважин. |
Данная страница нарушает авторские права?