Нефть - различные залежи
Cтраница 1
 |
Схема расположения нефтяных месторождений Западной Туркмении. [1] |
Нефти различных залежей мало различаются по составу растворенного газа. В основном этот газ состоит из метана при относительно небольших содержаниях гомологов метана, сероводорода и углекислого газа, и весьма низком - азота, который в нефтях большинства залежей вообще отсутствует. [2]
Вязкость нефтей различных залежей изменяется в очень широких пределах в зависимости от их химического состава и условий залегания. Так, например, известно, что повышение молекулярного веса той или иной нефти обусловливает увеличение ее вязкости. На вязкость нефти оказывают влияние давление и температура. [3]
Динамическая вязкость нефтей различных залежей в пластовых условиях составляет 0 5 - 6 5 мПа - с, газонасыщенность 45 - 110 нм3 / т, пластовая температура - 343 - 363 К. Как следует из приведенных данных, вязкость нефти в отдельных случаях незначительно отличается от вязкости воды. [4]
Из приведенных данных следует, что нефти различных залежей заметно различаются по составу растворенного газа. [5]
Из приведенных данных следует, что нефти различных залежей существенно различаются по составу растворенного газа. В целом по Сравнению со средним составом нефтяного газа в нефтях Куйбышевской области метана в 1 5 раза меньше, гомологов на 30 % больше, а азота, углекислого газа и сероводорода примерно одинаково. [6]
 |
Гистограмма частости среднего давления насыщения ( 7 и газосодержания ( 2. [7] |
Кривая, отражающая содержание серы в нефтях различных залежей, построена по 883 данным, а по содержанию парафинов - по 843 данным. [8]
 |
Кривые корреляционных индексов нефтей некоторых месторождений. [9] |
Интенсивные и довольно многочисленные исследования химического состава нефтей за последние годы [9, 11] свидетельствуют о возможности подразделения нефтей различных залежей в пределах одного района с известным геологическим строением на несколько химических типов. Нефти, принадлежащие к одному химическому типу, могут, однако, в некоторых отношениях различаться. Эти различия обычно связаны с особыми геологическими условиями залегания; таким образом, изучение химического состава нефтей затрагивает проблему корреляции между физико-химической характеристикой нефтей и геологическими условиями их нахождения. В некоторых случаях эти типы нефтей отвечают определенным геологическим условиям. [10]
При большом содержании в разрезе свиты глинистых разностей и полной изоляции коллекторов непроницаемыми покрышками влияние структурно-механических свойств нефтей на нефтеотдачу КС, очевидно, приобретает второстепенное значение Ч Поэтому можно полагать, что принадлежность нефтей различных залежей КС к ньютоновской или к неньютоновской группам оказывает несущественное влияние на конечный коэффициент использования запасов, а преобладающими являются геологические факторы. Основная роль в комплексе этих факторов принадлежит неблагоприятным капиллярным условиям, связанным с низкой проницаемостью коллекторов и неоднородностью отложений. Именно в этой связи коэффициенты использования запасов по продуктивным горизонтам КС, заключающим в себе ньютоновскую или неньютоновскую нефть, представлены почти одинаковыми величинами. Следует отметить, что по ряду горизонтов ПТ, отличающихся высокой проницаемостью коллекторов, постоянством литофациальной характеристики и сравнительно повышенной однородностью пород ( ПК, НКП и др.), коэффициенты использования запасов по залежам с ньютоновской и неньютоновской нефтями резко отличаются один от другого. Достаточно отметить, что по длительно разрабатывающимся залежам ( за исключением КС), содержащим ньютоновскую нефть, коэффициент использования запасов в среднем в два раза больше, чем по залежам с неньютоновской нефтью. Отсутствие такой зависимости по залежам КС свидетельствует о преобладании в них физико-геологических условий, которые в основном и обусловливают медленные темпы разработки свиты. В этой связи в процессе дальнейших работ по доразработке свиты основное внимание следует уделять мероприятиям по увеличению фильтрационной способности пород - коллекторов. Кроме того, учитывая преобладающую роль в отложениях КС неблагоприятных капиллярных условий, необходимо пересмотреть существующие сетки размещения скважин в направлении их уплотнения. [11]
Характеристика нефти тульского Б горизонта имеется в справочнике [ 31, поэтому в настоящей книге по ней приведены сравнительно краткие сведения. Нефти различных залежей Бахметьевского месторождения значительно отличаются по свойствам, но очень близки к нефтям одноименных горизонтов Жир-новского месторождения. К наиболее тяжелым ( плотность 0 896 - 0 909), высоковязким ( вязкость при 20 77 - 163 ест), смолистым ( коксуемость 3 23 - 3 98 %) и сернистым ( серы 0 65 - 1 02 %) относятся нефти башкирского, намюрского и тур-нейского ярусов и тульского А2 горизонта. В тульском Бх и боб-риковском горизонтах они парафинистые ( парафина 5 8 - 4 5 %), малосернистые ( серы 0 28 - 0 45 % и малосмолистые. [12]
Важным параметром нефтей, замеренным также по поверхностным пробам, является их оптическая плотность - способность веществ поглощать свет с определенной длиной волны. Количественная меры оптической плотности - коэффициент светопоглощения, который измеряют специальными приборами - фотоколориметрами. Оптическая плотность нефти определяется главным образом концентрацией смол и асфальтенов, которая меняется в нефтях различных залежей в широких пределах. Обычно коэффициент светопоглощения нефтей 150 - 900 ед. [13]
Страницы: 1