Нефтяная залежь

На основании исследования большого фактического материала показаны специфические геолого-промысловые особенности карбонатных коллекторов, проявляющиеся, главным образом, в процессе разработки нефтяных залежей. Проанализированы результаты промышленных экспериментов по оценке нефтеотдачи карбонатных коллекторов при разных режимах разработки. Даны рекомендации, направленные на повышение эффективности разработки залежей, приуроченных к поровым и трещин-но-поровым карбонатным коллекторам. [c.198]

В промысловой практике нефтяная залежь редко эксплуатируется на каком-либо режиме весь период ее разработки. Так, месторождения с водонапорным режимом в начале разработки могут, вследствие высоких отборов нефти, перейти на режим растворенного газа. Иногда различные участки одного и того же нефтяного месторождения могут эксплуатироваться при различных режимах в приконтурные добывающие скважины нефть поступает за счет напора краевых вод, а в скважины, расположенные ближе к своду,-за счет энергии газовой шапки или, возможно, за счет расширения выделившегося из нефти газа. [c.34]

В некоторых случаях приток жидкости к забоям скважин поддерживается и напором воды, поступающей в пласт из области питания. Тогда режим пласта следует называть упруговодонапорным. Различают и вторую разновидность упругого режима - замкнуто-упругий режим. Встречаются залежи нефти в закрытых со всех сторон пластовых ловушках , когда на небольших расстояниях от нефтяной залежи продуктивный пласт либо выклинивается, либо экранирован сбросом. В начальной стадии разработки такой залежи, до тех пор пока пластовое давление не снизилось до давления насыщения, имеет место замкнуто-упругий режим фильтрации. [c.131]

Пусть нефтяная залежь в наклонном пласте (рис. 7.7) имеет горизонтальное начальное положение водонефтяного контакта АдВ . [c.213]

В каком из двух случаев-слабо или сильно обводненного пласта-эксплуатация нефтяных залежей при помощи заводнения эффективнее Дайте качественную и количественную оценку. [c.299]

Али-Заде А. А. и др. Некоторые результаты термодинамических исследований формирования газовых и нефтяных залежей. Нефтяное хозяйство , 1964, № 5. [c.134]

Нефтяная залежь эксплуатируется центральной скважиной при пластовом давлении ниже давления насыщения. Известны д = [c.299]

Поставим задачу следующим образом. Газовая или нефтяная залежь площадью S рассматривается как укрупненная скважина радиусом Лз = у/з/п. Законтурная вода, окружающая залежь, простирается до бесконечности. До начала отбора давление во всем водоносном пласте равно в момент, принимаемый за начальный, I = О, давление на забое снижается до значения и поддерживается постоянным в течение всего периода эксплуатации. Требуется определить объем воды, поступившей в укрупненную скважину за время /. Считая, что водоносный пласт имеет постоянную толщину Л, коэффициент проницаемости к и обозначая через т , вязкость воды и через р упругоемкость водоносного пласта, можем написать дифференциальное уравнение упругого режима для плоскорадиального течения воды к укрупненной скважине (5.49) [c.172]

Как можно объяснить образование застойных зон при эксплуатации нефтяных залежей и оценить размеры зон [c.350]

Классифицировать нефти при их изучении стали с начала разработки нефтяных залежей и промышленного использования нефтей. По мере развития нефтяной промышленности число классификаций нефтей все увеличивалось и подход к ним менялся. [c.7]

Рис. 6. Схема геохимических исследований нефтяных залежей

Прогнозирование преимущественного распространения нефтяных залежей проводилось с учетом фактических данных и выявленных региональных закономерностей, выражающихся в увеличении плотности нефтей в направлении к внешним бортовым частям впадины и в снижении ее — [c.167]

Отсутствие закономерной связи между нахождением газоконденсатных залежей и глубиной их залегания и температурой не позволяет связывать генезис газоконденсатных залежей с деструкцией нефтяных УВ первоначально нефтяных залежей. Переход нефтяных залежей в газоконденсатные в условиях не очень высоких температур бортовых зон на глубинах до 6 км маловероятен. Большинство газоконденсатных залежей Прикаспийской впадины вторичные. По-видимому, они образовались за счет поступления больших масс газообразных УВ в ранее сформировавшиеся нефтяные залежи. [c.169]

В юрском комплексе встречены газоконденсатные и нефтяные залежи с довольно легкими нефтями с плотностью, не превышающей [c.183]

Для специалистов, занимающихся вопросами геологии и разработки нефтяных залежей. [c.198]

Нельзя переоценивать значение поверхностных признаков нефти как показателей нефтяных месторождений, так как одних только признаков (иногда даже весьма значительных) бывает недостаточно, чтобы-судить о богатстве нефтяного месторождения, связанного с этими признаками. Часто бывает так, что богатые признаки нефти на дневной поверхности приводят к весьма ничтожным результатам при разведке, и наоборот, бедность признаками, а порою и полное отсутствие таковых не мешает открытию очень богатых нефтяных залежей. Как правило, нужно считать, что при определении благонадежности месторождения первое место должно быть отведено изучению геологического строения (тектоники) данного района. Поверхностные признаки (фиг. 7) должны лишь подкрепить и углубить, те выводы, к которым исследователь пришел в результате геологического изучения местности. [c.113]

Такова в общем закономерность в образовании -нефтяных залежей, вытекающая из рассмотрения литологического характера пород, составляющих нефтяные месторождения. Вместе с ней существует и некоторая другая закономерность в распределении нефтяных месторождений — это приуроченность последних к определенным тектоническим формам. [c.182]

Особое научное и практическое значение приобретают в связи с решением проблемы поисков нёфти и га-, за на больших глубинах работы [3, 74], выполненные в АзНИИ ДН. В них рассматриваются результаты термодинамических исследований формирования газовых и нефтяных залежей и прогноза температуры глубокоза-легающих пластов (при давлении 1000—1400 кГ см и температуре 100—150°С). В монографии Ю. П. Коротае-ва [32] освещаются важнейшие вопросы, разведки и разработки газовых месторождений. [c.9]

Однако этим не исчерпываются возможности и дальнейшее развитие методов термометрии нефтяных скважин и пластов. Несложные законы взаимосвязи между полями давлений и температур в пористой среде открывают новые перспективы в области исследования нефтяных залежей и, в частности, осуществления перехода от методов гидропрослушивания к методам термоорослу-шивания (теплопередачи) пластов [9, 10, 13, 14, 81]. [c.11]

Приняв правые части двух последних равенств, получим дифференциальное уравнение истощения нефтяной залежи в условиях замкнутоупругого режима [c.133]

Формирование залежей происходит в результате оттеснения из пластов-коллекторов первоначально находившейся там воды. Поэтому вместе с нефтью и газом в коллекторах содержится некоторое количество (обычно 10-30% порового объема) так называемой погребенной воды. Кроме того, многие продуктивные пласты заполнены нефтью и газом лишь в верхней купольной части, а нижележащие зоны заполнены краевой водой. Самые верхние части нефтяных залежей содержат газ, образующий так называемые газовые шапки, которые могут как существовать изначально, так и появиться в процессе разработки залежи. Таким образом, даже в неразбуренном природном пласте может находиться несколько отдельных подвижных фаз. Двух- или трехфазное течение возникает практически всегда при разработке нефтяных месторождений, поскольку силы, движущие нефть, являются следствием упругости или гидродинамического напора газа или воды. [c.227]

Таким образом, широкое применение ПАВ в нефтяной промышленности должно сопровождаться внедрением новых методов синтеза биологически разлагаемых ПАВ, новых биорсагеит-ных методов очистки сточных вод. Во всех случаях применения биологически жестких ПАВ типа ОП-Ю должны быть приняты меры по исключению загрязнения окружающей среды. Применение растворов ОП-Ю и других биологически жестких ПАВ для заводнения пластов на морских месторождениях занрен1а-стся. Запрещается также использование этих веществ для заводнения нефтяных залежей, пластовые воды которых служат сырьем для химической промышленности или потенциальным источником водоснабжения населения без согласования с соот-ветствуюпиши органами. Прн разливе ПАВ на нефтепромыслах на почву их следует сжигать или обезвреживать. [c.223]

В качестве факторов раздельного прогнозирования используются не только тип ОВ и стадии катагенеза ОВ, но и температура недр и давление и т. д. Температура несомненно влияет на изменение состава нефтей. Ряд ученых считают, что процессы термической деструкции нефтяных У В начинаются с температуры 150 °С, другие в качестве температурного предела, выше которого существование жидких УВ невозможно, принимают 200 °С. Так, С.И. Сергиенко и Г.Т. Юдин считают, что температура 150— 160 °С является границей перехода нефтяных залежей в газоконденсатные. На этот же температурный рубеж указывают Г.А. Амосов и др. [12] -Следует, однако, отметить, что в настоящее время имеются нефтяные залежи при температуре 204 °С. А.Н. Резников, А.В. Томкина, А.М. Бринд-зинский и др. прогнозируют тип углеводородных флюидов не только по температуре, но и по давлению. Раздельное прогнозирование нефтяных и газовых скоплений, в том числе и газоконденсатных залежей, может выполняться и с учетом принципа дифференциального улавливания. [c.150]

Уже на первом этапе процесса нефтегазообразования различия в составе ОВ могут привести к преимущественному образованию газообразных УВ при наличии гумусового материала или жидких УВ при сапропелевом типе ОВ. Как показали проведенные нами исследования олигоцен-миоце-новых отложений Предкавказья в зонах нефтенакопления, в ОВ преобладает сапропелевый материал (майкопские нефтяные залежи), а в зонах газонакопления — гумусовый (хадумские газовые залежи). Характерная особенность гумусового ОВ данного района — относительно высокое содержание полициклических ароматических УВ, главным образом перилена. Проведенные исследования показали, что рассеянное ОВ гумусового типа, так же как и гомогенные гумусовые массы, может быть источником образования крупных газовых скоплений. Это положение позволяет на первом этапе исследования четко выделять зоны преимущественно газообразования и нефтеобразования. [c.151]

В пределах зон распространения ОВ преимущественно сапропелевого типа могут быть встречены газовые скопления, образование которых связано с катагенными изменениями нефтей. Такие скопления возможны не во всех регионах, а лишь в предгорных прогибах, где в процессе геологической истории нефтяные залежи могли попасть в область высоких температур. Как показали проведенные нами геохимические исследования [11], возникновение подобных газовых залежей возможно главным образом в предгорных прогибах. В Предкавказье под действием катагенных факторов переход нефтяных залежей в газоконденсатные мог происходить в меловых отложениях на глубине 6 км, в палеоценовых 4—6 км, в эоцен-олигоценовых 5—6 км, в неогеновых 3—4 км. [c.151]

Учитывая распределение типов углеводородных ф 1юидов в комплексе -Pj и закономерности изменения их свойств и состава мы выделили зоны (установленные и предполагаемые) распространения нефтяных залежей с плотностью нефтей 0,800-0,850, 0,850-0,900 и более 0,900 г/см , зоны распространения газоконденсатных залежей, газоконденсатных и нефтяных с преобладанием нефтянь1х, газоконденсатных и нефтяных с преобладанием газоконденсатных (рис. 28). [c.165]

Прогнозирование газоконденсатной зоны с возможным присутствием нефтяных залежей в западной части провинции сделано с меньшей достоверностью, поскольку здесь до сих пор не открыто ни газоконденсатных, ни нефтяных месторождений, а имеется лишь газовое Лободинское месторождение. В этой части региона учитывались геологические представления, наличие в обрамлении Прикаспийской впадины Западно-Ровненс-кого нефтегазоконденсатного месторождения и нефтяных месторождений с очень легкими нефтями на глубине 5 км (например, Камышанское). В юго-западной части к западу и к северу от Астраханского месторождения прогнозируется распространение газоконденсатных залежей. К востоку от этой газоконденсатной зоны можно предполагать с большей степенью условности (нет фактических данных) распространение газоконденсатных и нефтяных залежей (рис. 28). Более мягкие термобарические условия не способствовали значительной генерации газообразных УВ. В восточной части впадины прогнозируется узкая полоса распространения газоконденсатных залежей на глубине 6—7 км. Основанием для ее выделения послужили расчеты по уравнениям регрессии, которые показали, что в этих условиях возможно появление конденсатов. [c.167]

Прогнозирование распространения газоконденсатных залежей с чисто геохимических позиций в Прикаспийской впадине проводить весьма трудно. Это связано с особенностями формирования газоконденсатных залежей в подсолевых отложениях. Распространение газоконденсатных и нефтяных залежей в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, как показали наши исследования, не всегда коррелируется с глубиной залегания и термобарическими условиями. Газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные залежи встречены на тех же глубинах, что и нефтяные от 2870 до 4400 м. [c.167]

Рассмотрение карты прогноза фазового состояния и состава углеводородных флюидов в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины показывает, что в палеозойских отложениях (С—Р1) до глубины 7 км большая часть углеводородных скоплений будет представлена газоконденсатными и газоконденсатнонефтяными залежами. Зона газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей имеет региональное распространение, эти залежи будут встречены во всех частях впадины. Нефтяные залежи будут встречаться значительно реже, чем газоконденсатные и газоконденсатнонефтяные. Среди нефтяных залежей наибольшее распро- [c.169]

В юрских отложениях встречены нефтяные залежи и отмечены нефте-газопроявления. Палеотемпературный анализ юрских отложений показал, что они в достаточной степени прогреты. Зона с палеотемпературами выше 60 °С, т. е. с температурами, благоприятными для интенсивной генерации УВ, выделяется на территории Волгоградского прогиба, в южной части Центрально-Прикаспийской депрессии в направлении к Джамбейтин- [c.172]

ВЛИЯНИЕ ОСОБЕННОеТЕЙ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. 12 л., 60 к. [c.198]

В первые годы изучения геологии нефтяных месторождений существовало довольно распространенное мнение, что нефть приурочена к определенным геологическим отделам или ярусам и от нахождения нефти в тех или иных геологических образованиях предполагалось возможным делать заключение об их возрасте. Так, одно время думали, что нефть на Кавказе находится в свитах олигоце-нового возраста. Возникновение этого взгляда относится к 1865 г., J oгдa на Северном Кавказе, на Крымском, или Кудакинском, месторождении впервые забил нефтяной фонтан. Возраст слоев, содержащих нефтяную залежь, был определен тогда Германом Вильгельмом Абихом, основателем геологии Кавказа, как олиго-ценовый. [c.131]

Ордовикская система как аналог нижнего силура, по классификации европейских геологов, является пока первой по времени, в которой образовались значительные нефтяные залежи, что объясняется широким распространением в отложениях этой системы пористых пород, способных играть роль резервуаров для нефти. Наиболее показательным в этом отношении является трэнтонский известняк — один из основных и наиболее богатых продуктивных нефтеносных горизонтов в районе Лима—Индиана, в частности в штате Огайо. Ховард (Howard) отмечает, что площадь ныне известных нефтяных месторождений, приуроченных к этому стратиграфическому горизонту, составляет лишь небольшую часть площади его распространения, что открывает еще очень большие возможности для будущей разведки на нефть. В месторождении Семи-нол (в штате Оклахома), получившем мировую известность в 1927— 1928 гг., нефть добывается из песка Уилькокс, принадлежащего по своему возрасту к ордовикской системе, именно к свите Симпсон. Этот же горизонт выделили но своей продуктивности и на месторождении Оклахома-Сити. [c.132]

В пределах восточного полушария нижнемеловым отложениям подчинены в Европе нефтяные залежи в Ганновере и некоторые нефтяные месторождения Польши и Румынии (зона карпатского флиша— нижние иноцерамовые слои). [c.136]

В США в строении ряда нефтяных месторождений внутренней и внешней зоны Калифорнии очень видное участие принимает мощная (до 1000 м) свита Монтерэй, представленная диатомовыми сланцами, местами прослоенными песчаниками. Свита Монтерэй в ряде месторождений содержит нефтяные залежи, кроме того, она считается, вообще говоря, многими американскими геологами за материнскую породу, послужившую исходным материалом для кали-форнских нефтей. [c.139]

Такая закономерность в распределении нефтяных месторождений объясняется тем, что в краевых зонах горных хребтов во все геологические эпохи создавались условия, благоприятные для накопления органического материала, который и послужил исходным веществом для образования нефти. Здесь именно возникали бассейны типа лагун, лиманов, эстуариев и т. п., в которых развивался растительный и животный планктон, который, смешиваясь с неорганическим материалом, пос.пужил началом образования порЬд органогенного характера, или каустобиолитов. Этил1 объясняется и региональный характер распространения нефтяных залежей в земной коре. [c.145]

При образовании нефтяного месторождения редко бывает так, чтобы весь пористый пласт или вся песчаная залежь совпадали в своих очертаниях с нефтяной залежью, которая чаш е всего занимает только часть всей песчаной залежи, причем в пределах нефтяной залежи иногда обнаруживается в разных местах различная степень насыш,ения в зависимости от характера пористости и степени цементации нефтесодержаш его песка, о чем уже говорили раньше. Поэтому из всей нефтяной залежи только какая-то часть ее может оказаться имеющей промышленное значение. Эту часть нефтяной залежи американцы называют промышленным песком , или промышленным прослоем . Такое распределение нефти в пористых породах зависит от их состава и пористости. Нефть встречается в тех частях песчаного комплекса, которые имеют наибольшую пористость и сложены из более или менее грубозернистого материала. Впрочем, иногда нри однородности зерна и тонкозернистые пески обладают большой пористостью и могут включать богатые залежи нефти. Но и из промышленной прослойки нефть извлекается далеко не вся. Как уже неоднократно упоминалось, нефть легко входит и свободно уходит (вообще циркулирует) только по отверстиям, имеющим такие размеры, которые мы называли размерами обыкновенных пор. Между тем, строение норового пространства, изображенного на фиг. 48 и [c.174]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология