Анализ - геологическое строение
Cтраница 1
Анализ геологического строения и опыта разработки нефтяных месторождений СССР показывает, что в большинстве случаев достаточно разделить многопластовый эксплуатационный объект на две пачки пластов; значительно реже встречается необходимость разделения на три пачки и более. Кроме того, с увеличением числа раздельно эксплуатируемых объектов осложняются конструкция и обслуживание оборудования, повышается его стоимость, поэтому на первом этапе работ основное внимание было уделено разработке схем и конструкций, предназначенных для раздельной эксплуатации двух пластов. [1]
Анализ геологического строения месторождения показал, что могут возникать проблемы с устойчивостью пород при бурении второго ГС в Кизеловском горизонте, так как породы вышележащего Бобриковского склонны к обвалообразованию. Кроме того, необходимо тщательно выбирать участок забуривания второго ГС в окском надгоризонте после проведения ГИС. На выбранном участке не должно быть водопроявлений, так как стык не обеспечивает гидравлической изоляции внутреннего пространства эксплуатационной колонны. [2]
Анализ геологического строения месторождения мы должны провести по данным купольной части ( там, где есть скважины) и каким-то образом распространить эту информацию на периферийные участки. Данные анализа не позволяют продлевать на крыльевые зоны пласта глин и проницаемых пород, отмечаемые в скважинах. [3]
Анализ геологического строения разбуренной части пластов АВт и АВ2 показывает, что высокопродуктивный пласт АВ2 отсутствует на 50 % площади в контуре нефтеносности пласта АВ В этих зонах и предполагается проведение ГРП. [4]
 |
Схема сопоставления разрезов оценочных ( 11008, 11010 и добывающих ( 3524, 3552 скважин. [5] |
Из анализа геологического строения и технологических показателей по оценочным скважинам следует, что к факторам, снижающим эффективность заводнения, нужно отнести зональность геологического строения пластов-коллекторов. Последняя осложняется закономерным уменьшением толщины коллекторов в направлении эрозионно-тектонического выступа фундамента. Другая причина низкой нефтеотдачи состоит в присутствии в составе каждой пачки коллекторов с различной проницаемостью, что видно на примере скв. Формируются зоны развития коллекторов с аномально низкой ( до 0 05 мкм2) и аномально высокой ( свыше 0 2 мкм2) проницаемостью коллекторов. [6]
При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений ( Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки ( от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. На момент ввода Ямбургского месторождения в разработке уже длительное время находились соседние месторождения-гиганты Уренгой и Медвежье, которые приурочены к единой водонапорной системе. В связи с этим специалистами ВНИИГАЗа при участии P.M. Тер-Саркисова сделана оценка влияния их разработки на Ямбургское месторождение. [7]
При инженерно-геологическом анализе геологического строения Торного Алтая использована тектоническая схема В. П. Нехорошева ( 1686), на которой им выделен с востока на запад ряд структурно-фациальных зон, вытянутых в северо-западном направлении ( рис, 6), резко различных между собой по геологическому строению, сложенных породами протерозоя и палеозоя первых трех структурных этажей. Лз них Абаканская ( I), Алтае-Саянская ( II) и Минусинская ( III) структурно-фациальные зоны примыкают к Западному Саяну и лишь частично заходят на территорию Горного Алтая своими западными оконечностями; расположенные западнее их Уйменско-Лебедская ( IV), Датунская ( V), Ануйско-Чуйская ( VII) Талицкая ( VIII), Корогонская ( IX) и Холзунско-Чуйская ( X) зоны почти целиком вписываются в Горный Алтай. Три последние зоны примыкают к Северо-Восточной зоне смятий, отделяющей Горный Алтай от Рудного, а Катунская, Ануй-ско - Чуйская и Талицкая зоны на севере обрываются тектоническим уступом к Кулундинской впадине, следующим в широтном направлении и названным В. А. Обручевым ( 1915) северным фасом Горного Алтая; Холзунско-Чуйская и Катунская зоны на юго-востоке уходят за пределы СССР. [8]
При анализе геологического строения водоносной части сеномана с учетом опыта разработки аналогичных месторождений ( Медвежье, Уренгой, Вынгапур) отмечено, что процесс разработки газовых залежей сопровождается внедрением пластовых вод в продуктивные отложения. Практика показывает, что если к одной водонапорной системе приурочен ряд залежей, то разработка их происходит в условиях взаимодействия. В течение первых лет разработки ( от 3 до 5 лет) на всех газовых месторождениях севера Тюменской области начинает проявляться упруговодонапорный режим работы залежи. [9]
На практике анализ геологического строения месторождения проводится по данным купольной части ( там, где есть скважины), и каким-то образом эта информация распространяется на периферийные участки. Данные анализа не распространяются на крыльевые зоны глинистых пропластков и проницаемых пород, отмечаемых в скважинах. [10]
В результате анализа геологического строения участков земной коры, к которым приурочены действующие или потухшие вулканы, установлено, что все действующие вулканы расположены в местах сравнительно молодых разломов земной коры, которые очень часто совпадают с береговыми линиями и побережьями современных морей и океанов. В то же время эти разломы часто проходят внутри континентов, далеко от берегов морей и океанов. [11]
На основе анализа геологического строения объектов испытания ТПП Когалымнефтегаз установлено, что значительные площади рассматриваемых пластов представлены и отнесены к зоне низкой продуктивности. Условия вытеснения нефти водой в зонах низкой продуктивности крайне неблагоприятны ввиду высокой неоднородности коллекторов как по площади, так и по разрезу. [12]
В процессе исследования наибольшее внимание было уделено анализу геологического строения и особенностям разработки залежей с обширными водонефтяными зонами ( ВНЗ), так как они характеризуются наиболее сложными условиями эксплуатации скважин и отсутствием однозначных технологических решений по изоляции водопроявлений. Большинство из них характеризуется значительным ростом обводнения продукции с самого начала эксплуатации. Скважины данных объектов, вскрывшие участки, относящиеся к классическим водонефтяным зонам, в среднем характеризуются значительно более высоким уровнем обводнения, чем в целом по объекту. [13]
Исходя из разработанных критериев применимости различных МУН, анализа геологического строения возможных объектов применения, технологической эффективности и экологической безопасности, в качестве наиболее перспективных рекомендованы: полимерное заводнение, закачка ( ПДС), чередующаяся закачка нефти и воды ( увеличение темпов разработки в 2 5 раза и нефтеотдачи на 18 пунктов), а также в меньших объемах закачки сернокислого гудрона и тринатрийфосфата. Причем эти методы, кроме двух последних, достаточно эффективны при доотмыве остаточной нефти из заводненных пластов. [14]
Базилевский и др., 2000) Базилевский А. Т., Бурба Г. А., Иванов М.А. и др. Анализ геологического строения и составление геологической карты северной части планеты Венера / / Астрон. [15]
Страницы: 1 2