Дмитриевское месторождение
Cтраница 1
Дмитриевское месторождение, открытое в 1960 г., представляет софой антиклинальную складку небольших размеров. В отложениях средней и нижней части каменноугольной системы выявлено несколько продуктивных пластов. В терригенных коллекторах верхнебашкирского горизонта и в карбонатных коллекторах нижнебашкирского и нижнеокского горизонтов имеются газовые залежи, а в песчаниках тульского горизонта выявлена газонефтяная залежь. [1]
Дмитриевского месторождения вполне укладывается в погрешность нефтепромысловых данных. [2]
Дегазированные нефти Дмитриевского месторождения сернистые ( класс II), в большинстве высокопарафиновые ( вид Пз) и смолистые. Минимальные вязкость, плотность и содержание смол имеют нефти девонских отложений. [3]
При определении состава пластовой нефти Дмитриевского месторождения для изо-пентана и норм. [4]
Данные экспериментального изучения группового состава фракций Дмитриевского месторождения, выкипающих до 200 С, представлены в табл. 1.13. Из этих данных следует, что фракция с температурой кипения в диапазоне 28 - 60 С на 100 % состоит из метановых углеводородов, а это значит, что УКС5 можно представить как смесь только индивидуальных углеводородов, причем физико-химические характеристики этой смеси можно рассчитать из ее состава. [5]
Значения пористости и проницаемости для различных пластов Дмитриевского месторождения приведены ниже. [6]
Продолжим рассмотрение моделирования пластовой нефти на примере Дмитриевского месторождения угленосной свиты. [7]
Суммарная массовая доля выхода фракций при разгонке нефти Дмитриевского месторождения по ИТК до температуры 175 С составляет практически четвертую часть ее массы. [8]
 |
Иллюстрация к определению конца начального и начала конечного участков разгонки Дмитриевской нефти по ИТК. [9] |
Фактические данные по типовому исследованию глубинных проб пластовых нефтей Дмитриевского месторождения в минимальном объеме после согласования их по материальному балансу ( корректировки в пределах допустимых погрешностей для выполнения равенства (1.7)) представлены в табл. 1.9. В составе пластовой нефти Дмитриевского месторождения выделяется 12 компонентов: 10 - индивидуальных и 2 - условных компонента нефти, на долю которых приходится 49 67 % моль от всей пластовой нефти. [10]
Представляет большой интерес опыт эксплуатации нефтяной залежи пласта Д - П Дмитриевского месторождения Куйбышевской области, где в течение длительного времени удавалось существенно ограничивать добычу попутной пластовой воды при наличии запаса производительности залежи. Нефтяная залежь пласта Д - П разрабатывалась с 1955 г. и по 1960 г. только разведочными скважинами, причем их продуктивность была настолько высока, что уровень добычи нефти по пласту достигал 50 % максимального уровня, достигнутого в 1965 г. после полного разбуривания залежи эксплуатационными скважинами и освоения системы законтурного и внутриконтурного заводнения. [11]
Для определенности продолжим пользоваться в оценочных расчетах физико-химическими свойствами пластовой нефти Дмитриевского месторождения угленосной свиты: плотность пластовой нефти 745 5 кг / м3; динамическая вязкость пластовой нефти 1 25 мПа - с; пластовая температура 52 С. [12]
В табл. 1.9 предыдущего параграфа приведены согласованные экспериментальные данные по типовому исследованию глубинных проб пластовой нефти Дмитриевского месторождения, а в табл. 1.12 с использованием интерполяционных процедур данных из табл. 1.11 результаты расчета физико-химических свойств фракций разгонки Дмитриевской нефти по ИТК с заданными средними температурами кипения. [13]
Прогнозирования эффективности метода были проведены также по НГДУ 26-ти бакинских комиссаров, Кировнефть и на примере Дмитриевского месторождения объединения Куй-бышевнефть. [14]
Из рис. 8.2 следует, что по / - зависимости можно определить давление насыщения лишь для пластовой нефти Дмитриевского месторождения, характеризующейся небольшим газосодержанием. Для нефтей Тенгизского и Карачаганакского месторождений, отличающихся значительным газосодержанием, применим визуальный метод. Отметим, что даже если бы нефть Тенгизского месторождения находилась в пласте с температурой 51 С, то и тогда определение давления насыщения nopV - зависимости было бы весьма приближенным. [15]
Страницы: 1 2