Cтраница 3
В связи с этим в АО Ноябрьскнефтегаз разрабатываются и внедряются эффективные технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти недонасыщенных нефтью залежей. [31]
Постепенное сглаживание этих первичных генетических признаков до примерно одинаковой концентрации четных и нечетных н-алканов и в органическом веществе нефтематерин-ских пород, и в нефтях залежей происходит по мере нарастания глубины и температуры в недрах вследствие вторичных реакций. [32]
Постепенное сглаживание этих первичных генетических при знаков до примерно одинаковой концентрации четных и нечетных н-алканов и в органическом веществе нефтематерин-ских пород и в нефтях залежей происходит по мере нарастания глубины и температуры в недрах вследствие вторичных реакций. [33]
Нефти залежей контактируют с подошвенными и краевыми водами хлоркальциевого типа. Режим залежей водонапорный, растворенного газа, гравитационный. Нефти высококачественные: маслянистые, малопара-финистые, малосернистые, 1 / 3 всех запасов - высоковязкие и трудноизвлекаемые нефти. Добыча нефти ведется с поддержанием пластового давления заводнением. [34]
Нефти залежей неогена и палеогена Терско-Сунженской зоны и Предгорного Дагестана легкие, парафинистые, практически бессернистые. Лишь нефти залежей надвинутых частей разреза, залегающих на небольших глубинах ( Малгобек, Алиюрт и др.), отличаются большой плотностью ( более 0 9 г / см3) и содержат около 40 % смол и до 7 % парафина. Нефти мезозойских отложений всех районов территории, как правило, очень легкие, плотностью 0 800 - 0 845 г / см3, высокопарафинистые, бессернистые или малосернистые. Газы газовых залежей неогена и палеогена почти нацело состоят из метана. В аалежах газа мезозойских отложений значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, особенно это характерно для месторождений восточной части Прикумско-Тюленевского вала. [35]
Нефти залежей неогена и палеогена Терско-Сунженской зоны и Предгорного Дагестана легкие, парафинистые, практически бессернистые. [36]
При проведении лабораторных опытов по вытеснению нефти водой и расчетах различных коэффициентов охвата использовались методики, справедливые для случаев фильтрации и вытеснения нефтей, не обладающих аномалиями вязкости. Как было отмечено, нефти залежей каширо-подольских горизонтов из-за высокого содержания структурообразующих компонентов ( асфальтенов, смол и парафина) и низкой проницаемости пород по аналогии с нефтями среднего и нижнего карбонов других месторождений [25] обладают ярко выраженными неньютоновскими свойствами. А это, в свою очередь, может сопровождаться ухудшением процесса выработки запасов нефти и коэффициента конечной нефтеотдачи пластов. [37]
Здесь рассматриваем такие случаи, когда заведомо известно, что по каждой отдельной нефтяной залежи при фиксированных условиях разработки дебит нефти снижается во времени по показательному закону, а нефтяные заложи, составляющие одну группу, различаются по средней проницаемости продуктивных пластов. При этом распределение запасов нефти целых залежей по значениям средней проницаемости пластов математически описывается формулами гамма-распределения. [38]
Способы подсчета начальных извлекаемых запасов нефти залежей с водонапорным режимом основываются на использовании характеристик вытеснения: QHf ( Qx, QB), где QH, Qx, QB - накопленная добыча соответственно нефти, жидкости и воды с начала разработки. Характеристики вытеснения применяют при анализе разработки и для уточнения начальных извлекаемых запасов нефти залежей. [39]
Характеристики вытеснения применяют при анализе разработки и для уточнения начальных извлекаемых запасов нефти залежей. [40]
В пределах Припятской впадины нефти имеют весьма разнообразные физико-химические характеристики. Встречаются нефти тяжелые, с плотностью 0 87 - 0 90 г / см3 и выше, высокосмолистые, содержащие до 25 % асфальтово-смолистых веществ, например нефти задонско-елецких залежей Речицкого, Осташковичского, Золотухинского месторождений. Есть нефти очень легкие, имеющие плотность 0 78 - 0 79 г / см3 и не содержащие смол и асфальтенов, - нефти семилукских залежей Восточно-Первомайского и Озерщинского месторождений. [41]
Бассейны моногенного типа тяготеют к небольшим по размерам прогибам рифтогенного генезиса. Нефти залежей по своему химическому составу достаточно четко коррелируются с геохимическим типом исходного органического вещества нефтематеринских толщ. [42]
Нефти залежей неогена и палеогена Терско-Сунженской зоны и Предгорного Дагестана легкие, парафинистые, практически бессернистые. Лишь нефти залежей надвинутых частей разреза, залегающих на небольших глубинах ( Малгобек, Алиюрт и др.), отличаются большой плотностью ( более 0 9 г / см3) и содержат около 40 % смол и до 7 % парафина. Нефти мезозойских отложений всех районов территории, как правило, очень легкие, плотностью 0 800 - 0 845 г / см3, высокопарафинистые, бессернистые или малосернистые. Газы газовых залежей неогена и палеогена почти нацело состоят из метана. В аалежах газа мезозойских отложений значительно увеличивается количество тяжелых углеводородов, особенно это характерно для месторождений восточной части Прикумско-Тюленевского вала. [43]
Самая глубоколежащая нефть пласта Ю1 имеет наименьшее количество остаточной фракции. По содержанию серы в остатках нефти залежей ABg 7 и Юх близки, для обеих нефтей количество сульфидной серы составляет менее половины от общего ее содержания. В остатке нефти залежи BBg практически вся сера присутствует в сульфидной форме. В остатках всех трех нефтей велико содержание смол ( 19 5 - 24 4 %) и асфальтенов ( до 13 %), что значительно больше, чем в сырых нефтях. [44]
Исходной информацией для определения извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти служат данные разведки, пробной эксплуатации скважин, опытно-промышленной и промышленной разработки залежей. При определении извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефти сложнопостроенных залежей или объектов, разрабатываемых с применением физико-химических и тепловых методов воздействия на пласт, для получения необходимых дополнительных данных проводятся опытно-промышленные работы. [45]