Яринский

Гудрон яринско-каменноложской нефти - 0,947)..... 1,23 4,3 0,72 0,16 [c.63]

Крекинг-остаток смеси яринской, павловской и [c.144]

Лучшие коллекторы — отсортированные мелкозернистые песчаники с незначительным количеством глинистого цемента и цемента уплотнения. Максимальные значения пористости и проницаемости по керну достигают 27,5 % и 2,250 мкм на Каменноложской площади и на Яринской площади - 20 % и 0,810 мкм . [c.68]

Рис. 24. Изменение дебита жидкости и содержания воды по времени в скв. 49 (а) и СКВ. 51 (б) Яринского месторождения

Яринское. Куединское Лобановское [c.214]

Разгонка (ИТК) Яринской нефти свиты А, скв 24 Пермская обл. [31] [c.384]

Смотри примечания к разгонке Яринской нефти (таблица П1.1) Содержание парафина во фракциях, % масс, (примечания) 12,17 8,34 [c.385]

Смотри примечания к разгонке Яринской нефти (таблица П1.1) [c.391]

Неоднородность пластов по смачиваемости сначала была выявлена по аномальным данным каротажа. Во многих скважинах по всей западной части Яринской площади были определены аномально высокие сопротивления на электрокаротажных диаграммах, причем в достоверно определенных нефтенасыщенных частях коллектора. В 34 % фонда нефтяных скважин наблюдались сопротивления в пределах 600—7000 Ом-м, в то время как нормальная величина этого параметра для данного коллектора колеблется от 60 до 250 Ом-м. К тому же показания микропотенциал-зондов здесь в 20—30 раз превышали показания микроградиент-зондов. Как известно, для обычных нефтенасыщенных песчаников эти показания отличаются лишь в 5—10 раз. [c.25]

Таким образом, расчеты показывают, что при разработке этой залежи наблюдались неблагоприятные соотношения градиентов для эффективного вытеснения нефти водой из гидрофобных зон неоднородности. Это подтвердилось практикой разработки. По прошествии некоторого времени с начала разработки обнаружилось, что многие добывающие скважины западного участка месторождения не испытывают влияния интенсивной закачки воды в законтурный нагнетательный ряд на Яринской площади. На значительном протяжении вдоль западного крыла гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной зоной была затруднена, что при закачке воды за контур привело к образованию большого местного перепада давления (7—10 МПа), несмотря на вполне удовлетворительные коллекторские характеристики пластов (й/г/ 1 = 3,8 10- м (Па-с)). Во многих скважинах, вскрывших нефтяную часть монолитного терригенного пласта, в течение длительного времени не наблюдалось движения подошвенных вод вверх по разрезу, хотя депрессии и дебиты в этих скважинах намного превышали их предельные значения при безводной эксплуатации, рассчитанные с учетом анизотропии пластов. Скважины давали безводную нефть, но дебиты их быстро снижались из-за падения пластового и забойного давлений. Разобравшись в ошибочности первоначального решения без учета неоднородности по смачиваемости, промысловики остановили закачку воды в зоне капиллярного экрана . Результаты проведенных специальных гидродинамических исследований (гидропросушивания) подтвердили затрудненность пьезопроводной связи по западному борту Яринской площади. Таким образом, высказанная идея об аномальности коллектора была надежно подтверждена фактическими материалами и определениями. [c.26]

Гранулометрический анализ песчаников бобриковского пласта пока-зьтает, что преобладает мелкопесчаная фракция. Содержание ее у отсортированных песчаников достигает 80-90 %. Средний фракционный состав пород, слагающих бобриковский пласт в нефтенасыщенной части, рассчитан отдельно для Каменноложской и Яринской площадей и приведен ниже. [c.67]

Каменно- Яринская ложе кая площадь площадь [c.67]

Для анализа по Каменноложской площади использовали 1 образец алевропесчаника, 6 - средне зернистых песчаников, 21 - разнозернистых песчаников и 76 - мелкозернистых песчаников по Яринской площади использовали разно- и среднезернистые песчаники и 1 образец алевролита. [c.68]

Средние значения пористости и проницаемости, рассчитанные для тульских неф те насыщенных пород, с учетом пределов пористости (8 % для Каменноложской площади и 9,5 % для Яринской площади) следующие Каменноложская площадь-пористость 16 %, проницаемость 0,349 мкм , Яринская площадь-пористосТъ 17,1 %, проницаемость 0,610 мкм . Замеры проницаемости параллельно и перпендикулярно к слоистости, а также измерения пористости в одном образце указьтают на неоднородность пород. [c.69]

В СКВ. 511 Яринской площади перед проведением ТГХВ была оценена выработка продуктивных пластов. Исследования показали, что основная выработка. приходится на пласт Бб в интервале 1689-1704 м, характеризующийся лучшими коллекторскими свойствами. Исследования ИННК подтвердили значительную обводненность этого интервала. Обработку было намечено проводить для ниже- и вышележащих пластов в интервалах 1668—1682 и 1728—1734 м. В результате обработки прироста дебита жидкости не бьшо получено, а через некоторое время содержание воды [c.124]

Для испытаний была выбрана нефтяная скв. 804 Яринской площади с интервалами перфорации 1725-1715, 1712-1699, 1452-1428 м. Со времени пуска в эксплуатацию до кислотной обработки при пластовом давлении 17,8 МПа из скважины добьшалось в среднем 2,8 т/сут жидкости, из которых нефти — 1,2 т/сут, т.е. обводненность продукции составляла 57 %. [c.136]

Если работа, необходимая для выделения газа, уменьшается с увеличением гидрофобности поверхности и уменьшением поверхностного натяжения на границе нефть —газ а г, то давление, при котором выделяется газ, соответственно увеличивается. Действительно, газ выделяется из раствора в пористой среде при меньших снижениях давления, чем в бомбе PVT [87, 105]. Так, различие в давлениях насыщения составляет для яринской нефти 4—5кгс/см2, для системы изооктан — углекислый газ 2 кгс/см [87]. [c.175]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология