Получение - приток - нефть
Cтраница 3
В зависимости от степени разведанности месторождения выделяют запасы обнаруженных ( достоверных) и предполагаемых ( вероятных) скоплений углеводородов. Запасы категории A - j - B Q называют разведанными, или промышленными. Их подсчет базируется на получении притоков нефти и газа в пределах выявленной ловушки, поэтому из их величины исходят при составлении проектов разработки месторождений. Запасы С2 - предварительно оцененные - служат основой для постановки поисковых работ на месторождениях. [31]
 |
Классификация ресурсов нефти и газа. [32] |
В зависимости от степени разведанности месторождения выделяют запасы обнаруженных ( достоверных) и предполагаемых ( вероятных) скоплений углеводородов. Запасы категории A - f - B Q называют разведанными, или промышленными. Их подсчет базируется на получении притоков нефти и газа в пределах выявленной ловушки, поэтому из их величины исходят при составлении проектов разработки месторождений. Запасы С2 - предварительно оцененные - служат основой для постановки поисковых работ на месторождениях. [33]
 |
Схема размещения нефтяных месторождений Таримского нефтегазоносного бассейна. [34] |
Таримский нефтегазоносный бассейн расположен на месте крупной ( 1400x550 км) Таримской, или Кашгарской, равнины, значительная часть которой занята пустыней Такла-Макан. Бассейн обрамлен горными сооружениями на юге Куэнь-Луня и на севере Тянь-Шаня. Нефтегазоносность бассейна выявлена в 1958 г. с получением притоков нефти на месторождении Ичкелик в Кучарском прогибе. В настоящее время в бассейне известно четыре нефтяных месторождения, из них три расположены в Кучарском прогибе ( Ичкелик, Косаптокой, Кумгерем) и одно ( Ка-рато) на западе в Кашгарском прогибе. Все месторождения имеют небольшие запасы. Нефтегазоносны миоценовые и среднеюрские отложения. [35]
В коллекторах с переменным характером насыщения ( переходная зона) определяют две границы залежи. Одна соответствует нижней границе получения Практически безводных притоков нефти и устанавливается по значению критической нефтенасыщенности ka ( водонасыщенности йв), при кото-рои начинается совместная фильтрация нефти с водой. При подсчете запасов эту условную поверхность принимают за водонефтяной контакт. Другая определяет нижнюю границу получения притоков нефти с водой и устанавливается по значениям нефтенасыщенности ( водонасыщенности), ниже которой в данном коллекторе может быть получена только вода. [36]
Нефтяные месторождения Чечено-Ингушской АССР - одного из старейших нефтяных районов СССР - располагаются на территории Восточного Предкавказья. Долгое время нефть добывалась из месторождений, нефтеносность которых была связана с караган-чокракскими отложениями. Сейчас месторождения почти полностью выработаны и добыча нефти производится из мезозойских отложений. Высокая продуктивность отложений была установлена в 1956 г. получением притока нефти из верхнего мела на месторождении Кара-булак. [37]
Концом освоения скважины считают ее переход на фонтанирование нефтью или газом, а при отсутствии фонтанирования - полное удаление технической воды из скважины. При получении притока пластовой воды освоение скважины заканчивается при достижении постоянной плотности воды по всей длине насосно-компрессорных труб. Для этого в скважину опускают желонку и отбирают пробы из ее нижней, средней и верхней частей. При получении нефти или газа определяют их дебит, продуктивность, пластовое давление, газовый фактор, давление насыщения, процент обводненности. Продуктивность нефтяных скважин устанавливают методом пробных откачек с построением индикаторной кривой на трех режимах. При этом на каждом режиме определяют следующие параметры: дебит, пластовое и забойное давление, газовый фактор, обводненность, вынос песка. При получении нефонтанных притоков нефти исследование таких скважин проводят методом прослеживания уровня. [38]
Концом освоения скважины считают ее переход на фонтанирование нефтью или газом, а при отсутствии фонтанирования - полное удаление технической воды из скважины. При получении притока пластовой воды освоение скважины заканчивается при достижении постоянной плотности воды по всей длине насосно-компрессорных труб. Для этого в скважину опускают желонку и отбирают пробы из ее нижней, средней и верхней частей. При получении нефти или газа определяют их дебит, продуктивность, пластовое давление, газовый фактор, давление насыщения, процент обводненности. Продуктивность нефтяных скважин устанавливают методом пробных откачек с построением индикаторной кривой на трех режимах. При этом на каждом режиме определяют следующие параметры: дебит, пластовое и забойное давление, газовый фактор, обводненность, вынос песка. При получении нефонтанных притоков нефти исследование таких скважин проводят методом прослеживания уровня. [39]
Страницы: 1 2 3