Газо-нефтяной контакт

Cтраница 1

Газо-нефтяной контакт или более точно самый нижний газоносный интервал может быть зарегистрирован при помощи температурного каротажа как граница между зоной, охлажденной при добыче свободного газа, и более глубоко залегающим интервалом с нормальным градиентом температуры. Положение водо-нефтяного контакта можно определить только при условии, что вместе с нефтью добывается свободный газ. При расширении последнего градиент температуры после прохождения самой нижней точки, в которой еще добывается нефть, будет резко изменяться. [1]

Газо-нефтяной контакт определяется как граница 100 % - ного содержания свободного газа и 100 % - ного растворения газа в нефти. В этом случае также наблюдается переходная зона от нефти к газу. Особенно трудно установить контакт газ-нефть при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки. [2]

Конфигурация газо-нефтяного контакта менее рельефна, чем контакта нефть - вода. [3]

Схематический график функции U / ( h для капилляра синусоидальной формы. [4]

На газо-нефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи также определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть - порода - газ. [5]

Регулировать перемещение газо-нефтяного контакта в таких условиях, как показала практика, чрезвычайно трудно. К тому же снижение депрессий приводит к растягиванию срока разработки месторождений на долгие годы. Таким образом, приходится констатировать факт, что система первоочередной разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей не решает проблемы достижения высокой нефтеотдачи. [6]

Объем пласта, отсекаемого горизонтально, и площадь. [7]

Скорость продвижения газо-нефтяного контакта оказывается непостоянной, так как его площадь непрерывно возрастает. Эффективность вытеснения нефти газом при расширении газовой шапки также является переменной, однако ее изменение настолько мало, что им можно пренебречь. [8]

К началу процесса газо-нефтяной контакт находился на отметке - 945 5 м и оставшийся объем углеводородов в пласте составлял 55 млн. м3, что соответствует 44 млн. ма при атмосферных условиях. По проекту почти вся эта нефть должна быть отобрана из пласта. Даже если никакого дальнейшего вытеснения остаточной нефти из сформировавшейся газовой шапки не будет и не извлекут нефть из нижних 15 м мощности пласта, то оставшийся извлекаемый запас составит 42 млн. м3 нефти. [9]

Наблюдение за перемещением газо-нефтяного контакта и контуров газовой шапки производится методами радиоактивного каротажа, а также путем наблюдения за изменением газового фактора нефтяных скважин, эксплуатирующих подгазовую зону залежи и полностью нефтенасыщенную часть пласта вблизи внешнего контура газоносности. [10]

B - г на газо-нефтяном контакте весьма мала. Поэтому газонапорный режим может обеспечить наибольшую нефтеотдачу. [11]

Разработку с нагнетанием воды в газо-нефтяной контакт рекомендуется применять при наличии нефтяной оторочки большой ширины и малоподвижном водонефтяном контакте, когда одновременная разработка газоконденсатной и нефтяной зоны без поддержания давления приводит к быстрому истощению всей залежи и крупным потерям нефти и конденсата. [12]

Разработку с нагнетанием воды в газо-нефтяной контакт рекомендуется применять при наличии нефтяной оторочки большой. [13]

Нейтронный каротаж показал, что газо-нефтяной контакт распространялся равномерно и около 75 % нефти в зоне фильтрации вытеснено. Это подтвердило предыдущие соображения о непрерывной вертикальной проницаемости пласта, что является существенным фактором, контролирующим процесс гравитационной сегрегации. [14]

Вначале они попали в зону газо-нефтяного контакта и были изолированы. Две из них стали давать нефть с небольшим газовым фактором, что свидетельствовало о том, что к этому времени между газом и нефтью был создан эффективный водяной барьер. [15]

Страницы: 1 2 3 4 5