Порода - продуктивный горизонт
Cтраница 3
Гранулометрический состав этих образцов песка ( табл. 12) близок к породам продуктивного горизонта данного месторождения. [31]
Метод измерения порогового давления при применении различных рабочих жидкостей показывает, что в продуктивных горизонтах с низкой проницаемостью и пластовым давлением возможно образование искусственных непроницаемых барьеров, связанное с наличием капиллярного давления. Метод измерения порогового давления позволяет рассчитать эквивалентный радиус наибольшей непрерывной капиллярно-поровой системы в породах продуктивного горизонта. Измеренный поровый радиус изменяется от нескольких микрон до нескольких сотых долей микрона. [32]
Глинистые растворы обеспечивают высокую устойчивость стенок скважин, сложенных неустойчивыми породами. Однако содержащиеся в глинистом растворе твердые частицы, а зачастую и химические реагенты способствуют кольматации пород продуктивных горизонтов и резкому снижению их проницаемости. Глинистые растворы целесообразно применять для вскрытия напорных водоносных пластов. [33]
Буровой раствор проектируется специально для вскрытия пласта. При этом эксплуатационная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов устойчивы, скважины можно эксплуатировать и без крепления обсадной колонной. [34]
Все контрольно-измерительные приборы ( расходомеры, манометры и др.) устанавливаются в нагнетательной линии. Однако оголовок такой конструкции невозможно применять при наличии выбросов газов, образующихся при взаимодействии выщелачивающих растворов с породами продуктивного горизонта. [35]
Вскрытие продуктивных горизонтов при сооружении технологических скважин подземного выщелачивания металлов является одним из мероприятий повышения производительности и срока службы скважин, снижения эксплуатационных затрат. При вскрытии продуктивных пластов, сложенных мелкозернистыми песками, практически всегда происходит нарушение их естественных фильтрационных свойств, что выражается прежде всего в уменьшении проницаемости пород приствольной зоны в результате образования зоны кольмата-ции - участка скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы промывочной жидкости. Выделяют две зоны кольма-тации: зону, примыкающую к приствольной части скважины, обусловленную проникновением частиц бурового шлама и промывочной жидкости, а также зону фильтрата промывочной жидкости, чаще всего глинистого раствора, в породы продуктивного горизонта. [36]
 |
Согласование расчетных и фактических давлений по скважинам Крылов. [37] |
Оно открыто в 1959 г., в 1963 г. введено в ОПЭ и представляет собой многокупольную антиклиналь северо-западного простирания. Промышленные скопления газа связаны с нижнемеловыми отложениями. Породы продуктивного горизонта неоднородны по ра. Особенно резкое замещение коллекторов более глинистыми разностями наблюдается в южной части месторождения, южнее скв. Замещение коллекторов ухудшает коллектор-ские свойства, продуктивные характеристики скважин, сокращает толщину. [38]
 |
Типы конструкций эксплуатационных колонн. [39] |
В рассматриваемых случаях вскрытие продуктивных пластов возможно только при условии предварительного перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной обсадной колонной. Буровой раствор проектируется специально для вскрытия пласта. При этом эксплуатационная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной. [40]
Одновременно частицы меньших размеров проникают в поры породы и отлагаются в них. В процессе дальнейшей фильтрации толщина слоя осадка на поверхности фильтрации постепенно увеличивается, осадок уплотняется и проницаемость его снижается. Анализы гранулометрического состава твердых механических примесей в закачиваемых сточных водах показывают, что они имеют в основном размеры 5 - 30 мкм, причем размеры 70 - 80 % частиц не превышают 15 мкм. Размеры пор в породах продуктивных горизонтов большинства нефтяных месторождений восточных районов СССР близки к размерам частиц механических примесей или превышают их и составляют 14 - 60 мкм. В результате раскрытия пор под действием давления нагнетаемой воды размеры их могут достигать 3 - 5 мм. [41]
 |
Могутовское месторождение. Структурная карта по кровле I пласта кунгура. [42] |
Газонефтеноспый I пласт кунгурского яруса представлен доломитом, слабогли-пистым, ангидритизированным, слабо загипсованным. Мощность пласта 3 - 13 м, минимальная мощность отмечена в западной части площади, максимальная - в своде структуры. В направлении с востока на запад происходит улучшение коллекторских свойств. Особенности тектонического строения Могутовской структуры и неравномерность коллекторских свойств пород продуктивного горизонта привели к своеобразному распределению нефти и газа в описываемой залежи по площади, а именно: наиболее приподнятый ( по нижненермским отложениям) северо-западный купол содержит чисто нефтяную залежь, центральный купол - нефтяную залежь с газовой шапкой и наиболее опущенный юго-восточный купол - газовую залежь с нефтяной оторочкой. [43]
Страницы: 1 2 3