Нефть - продуктивный пласт
Cтраница 1
 |
Характеристики вытеснения после прекращении закачки по Асюльской. [1] |
Нефть продуктивных пластов сернистая и высокопарафинистая. [2]
Нефть продуктивных пластов терригенного карбона высокосмолистая, парафинистая. По содержанию смол и асфальтенов относится к типу асфальтосмолистых. [3]
Оценка выработки запасов нефти продуктивных пластов является одним из самых важных и то же время сложных вопросов в процессе разработки нефтяных месторождений. [4]
С целью анализа состояния выработки запасов нефти продуктивных пластов и выявления характера распределения остаточных запасов нефти по площади залежей при составлении проекта доразработки сотрудниками Гипровостокнефти были построены карты остаточных нефтенасыщенных толщин. Эти карты ими были использованы также для оценки достигнутого коэффициента нефтеотдачи по залежам в целом и отдельным участкам. На основе анализа карт остаточных нефтенасыщенных толщин на каждой из залежей было выделено более десятка обособленных участков, на которых сосредоточены остаточные запасы нефти. Задача состоит в довыработ-ке этих остаточных запасов, которые в абсолютных значениях составляют по пласту В: - 1888 тыс. т, а по пласту Б2 - 466 тыс. т нефти. [5]
В 1966 г. были пересчитаны запасы нефти продуктивных пластов. [6]
Одним мз неприменных условий получения сопоставимых показателей полей является близость геологических особенностей строения пластов и схожесть свойств нефтей продуктивных пластов. Необходимо убедиться в том, что поля идентичны по геологическому строению и режимам разработки, а различаются они только плотностью сетки скважин. [7]
Для предотвращения образования эмульсий и кислотных гудронов при контакте кислотного раствора, закачиваемого с высоким дебитом, с нефтью продуктивного пласта кислотный раствор обрабатывается специальными агентами. [8]
Рост объемов работ по ОПЗ в нефтяных скважинах Новохазинской площади Арланского месторождения с применением метода ТГХВ обусловлен физико-химическими свойствами нефти продуктивных пластов нижнего карбона и простотой осуществления метода. [9]
В малинов-ском надгоризонте выделяется один нефтеносный пласт Мл. Нефть продуктивных пластов сернистая, высокосмолистая и высокопарафинистая. [10]
Этому вопросу посвящено много работ. Однако вопрос исследования выработки запасов нефти продуктивных пластов заводненного объема пока еще недостаточно изучен. Этот вопрос еще усложняется при совместной эксплуатации продуктивных пластов. Главным фактором, определяющим характер вытеснения нефти из пластов, является неоднородность пласта по толщине и по простиранию. Расчлененность пласта низкопроницаемыми пропластками в значительной мере препятствует выравниванию фронта обводнения. На прослойное обводнение пластов, кроме геологической неоднородносжвлияет вязкость пластовых жидкостей. Неравномерность продвижения фронта воды и послойное вытеснение нефти усиливается на залежах с вязкой нефтью. Поэтому вязкость нефти является также одним из важнейших физико-геологических факторов, оказывающих решающее влияние на выработку запасов нефти неоднородных продуктивных пластов. Вообще в процессе заводнения неоднородных пластов на характер вытеснения нефти влияют как природные так и технологические факторы. Степень влияния этих факторов на выработку запасов нефти различна. [11]
На основе комплекса теоретических и лабораторных исследований обоснована целесообразность применения смеси монокарбоновых кислот и растворителей ( продукт жидкофазного окисления углеводородного сырья) для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах. Рассмотрен механизм взаимодействия реагента с породой и нефтями продуктивного пласта. Приведены результаты практического применения продукта в нефтедобыче. [12]
Это время выдержки было выбрано из тех соображений, что при порционных закачках нефть против продуктивного пласта будет находиться не менее трех часов. Затем пластинка снова выдерживалась в воздухе 5 мин, после чего определяли суммарный вес пластинки, насыщающей ее воды и прилипшей нефти. Подготовленный таким способом образец помещается в специальную установку и обмывается в течение трех часов потоком дистиллированной воды со скоростью 2 5 см / сек. В процессе опыта через каждые 10 мин. [13]
Залежи нефти с высоким содержанием попутного газа встречаются нередко. В результате поисково-разведочных работ на территории Первомайского района Оренбургской области открыт [19] ряд нефтегазоконденсатных месторождений - Зайкинское, Росташинское, Конновское, Вишнев-ское, Зоринское, Давыдовское, Долинское и др. Это многопластовые нефтяные и нефтегазоконденсатные месторождения, характеризующиеся большой глубиной залегания и сложным строением продуктивных пластов. Содержащиеся в пластах флюиды находятся в жестких термобарических условиях, пластовая нефть отличается высокой газонасыщенностью и низкой вязкостью, сопоставимой с вязкостью газа. По своим физико-химическим свойствам она относится к типу летучих нефтей, которые по составу и фазовому состоянию близки к газоконденсатным системам. Начальное пластовое давление достигает 50 - 52 МПа, температура - 95 - 103 С. Это, в сочетании с высокой температурой, обусловливает чрезвычайно низкую, порой сопоставимую с газом, вязкость нефти в пластовых условиях. Так, например, вязкость нефти продуктивного пласта Ду Зай-кинского месторождения составляет 0 07 мПа - с, а вязкость газа в аналогичных условиях равна 0 04 - 0 05 мПа - с. Соотношение жидкой и газовой фаз в нефтяных и газоконден-сатных залежах иногда настолько близко, что это вызывает затруднение при определении состояния флюидной системы в пластовых условиях. Нефти месторождений Зайкинско-Росташинской структурной зоны по своим свойствам занимают промежуточное значение между обычными тяжелыми нефтями и газоконденсатом. [14]
В природных условиях продуктивные нефтеносные пласты насыщены нефтью и водой. Считается, что первоначально большинство залежей формировалось в условиях морского и полуконтинентального осадкообразования, и коллекторы были заполнены водой. Нефтенасыщение, существующее в природных условиях, обусловливается совокупным действием всех процессов, происходящих в залежи в течение всей истории ее образования, развития и трансформации. В зависимости от геологических условий степень насыщения нефтью продуктивных пластов колеблется в широких пределах и определяется степенью вытеснения первоначально содержащейся в пластах воды в процессе формирования залежи. Нефтенасыщение природных пластов, как правило, составляет от 30 до 90 % перового объема. Природное нефтенасыщение в значительной степени определяется литологией коллектора и структурой порового пространства. Нефтенасыщение заглинизированных, структурно неоднородных, литологически изменчивых пластов, как правило, ниже, чем нефтенасыщение однородных пластов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. [15]
Страницы: 1 2