Нефтегазоносный пласт

Cтраница 2

Режимы работы нефтегазоносных пластов определяются характером проявления движущих сил в залежи, зависящих от физико-геологических природных условий, а также мероприятий, проводимых при разработке и эксплуатации месторождения. [16]

При разработке нефтегазоносных пластов содержащиеся в них флюиды могут приобрести температуру, отличную от естественной температуры пластов. Изменение температуры в продуктивных пластах может происходить вследствие различных причин и условий в зависимости от характера фильтрации природных флюидов и вида искусственного теплового воздействия на продуктивные коллекторы в процессе применения той или иной технологии разработки. [17]

Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол между водой и нефтью в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, глинистости, поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирующим поверхность пор, или пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Указанием на это служит их достаточно высокая электропроводность, что используется при электрокаротаже. [18]

Удельное сопротивление нефтегазоносных пластов не является характерным, так как оно определяется в основном сопротивлением пластовой воды, присутствующей даже в предельно насыщенных нефтегазоносных пластах. Более тесно с нефтегазонасыщен-ностью связан коэффициент увеличения удельного электрического сопротивления Рн рп / рвп, который показывает, во сколько раз удельное сопротивление пласта рп больше, чем удельное сопротивление этого же пласта при полном насыщении его водой рвп. [19]

Способ выделения нефтегазоносных пластов, включающий измерение расхода бурового раствора и концентрации газа в нем, По величине которой судят о нефтегазонасыщенности пластов, отличающийся тем, что с целью повышения точности определения глубины залегания выделенных нефтегазоносных пластов расход и концентрацию газа измеряют в буровом растворе, вытесняемом из буровых труб путем обратной промывки. [20]

Режимы работы нефтегазоносных пластов Под ренином работы нефтяных залежей понимается характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти, газа и воды к забоям добывающих скважин. Знание режима работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождений и эффективного использования пластовой энергии. [21]

Схема газового анализа бурового раствора. [22]

При проходке нефтегазоносных пластов газ из норового пространства разбуренного объема породы поступает в буровой раствор, циркулирующий по скважине, и выносится вместе с ним на поверхность. [23]

Схема газового анализа промывочной жидкости. [24]

При проходке нефтегазоносных пластов газ, свободный и растворенный в нефти и воде в пустотном пространстве разбуренного объема породы, поступает в промывочную жидкость, циркулирующую по скважине, и выносится вместе с ней на поверхность. Газ извлекается из промывочной жидкости при помощи дегазатора /, устанавливаемого в желобе для слива промывочной жидкости, возможно ближе к устью скважины. Создаваемые при этом понижение давления и механическое воздействие ( перемешивание, разбрызгивание) обеспечивают выделение части газа из промывочной жидкости, находящейся в камере дегазатора. [25]

Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не поддается прямому измерению, так как невозможно измерить контактный угол между водой и нефтью в широком диапазоне изменения минералогического состава пород, шероховатости, глинистости поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирующим поверхность пор, или пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Указанием на это служит их достаточно высокая электропроводность, что используется при электрокаротаже. [26]

Изменчивость-физических свойств реальных нефтегазоносных пластов имеет весьма сложный характер. Как отмечалось выше, детальное строение пласта и изменение его свойств не могут быть полностью освещены и учтены при гидродинамических расчетах. Следовательно, макроскопическое описание фильтрации может быть эффективным только при таких масштабах осреднения фильтрационных характеристик, которые допускают прямое экспериментальное определение фильтрационных параметров. Справедливость этого положения подтверждается известным фактом уточнения расчетов притока однородной жидкости к системе скважин при определении проницаемости пласта по данным промысловых гидродинамических исследований, т.е. путем решения соответствующей обратной задачи. [27]

Кривые, полученные разными геофизическими методами. [28]

Показания ркмгз против водоносных и нефтегазоносных пластов не различаются, а значения Ркмпз против продуктивных пластов выше, чем против водоносных пластов, за счет остаточного нефтенасыщения. Непроницаемые плотные породы выделяются весьма резкими изрезанными кривыми КС, а значения рк составляют ( 10 - 30) рр. [29]

Применительно к нефтегазоносному пласту призабойное напряжение имеет свои особенности, значительно отличающие его от напряжения, встречающегося у забоя при строительстве шахт и разработке твердых ископаемых. Обусловлено оно соотношениями: между напряжениями, существующими в горной породе, п газожидкостной смесью, насыщающей пласт. [30]

Страницы: 1 2 3 4