Признаки нефти в скважинах

И все же работа продвигалась. Достаточно высока была производственная дисциплина, выдерживался четкий рабочий ритм, буровики добивались высоких показателей. К середине 1931 г. было пробурено около 1200 м. Уже на глубине 57 м СКВ. 701 вскрыла известняки с признаками нефти — скважина слабо газировала. Эго поднимало настроение коллектива. Однако кончились запасы дров. Первой остановилась СКВ. 702. Вслед за ней остальные. Управление разведки находилось в Стерлитамаке на значительном расстоянии от буровых и не могло вовремя обеспечить котельные топливом. В эти трудные дни большую заботу проявил Стерлитамакский райком партии. Постепенно стали улучшаться условия жизни буровиков. В августе 1931 г. был создан рабочий кооператив, и люди стали получать по карточкам муку, крупу, мясо. Налаживалось общественное [c.26]

Признаки нефти в скважинах [c.129]

Если разведка производится в местности, геологически хорошо изученной, с хорошо известным геологическим разрезом и положением в этом разрезе свит с проявлениями нефтеносности, то все указания, что скважина приближается к этой нефтесодержащей свите, должны почитаться благоприятными даже отсутствие признаков нефти и газа в перекрывающих ее глинистых свитах нельзя рассматривать как признак неблагоприятный, ибо это отсутствие позволяет заключать, что основная залежь хорошо закупорена и сохранилась неистощенной. [c.130]

Производится сопоставление и анализ значений диагностического признака взаимодействия скважин, полученных для различных периодов разработки залежи нефти. [c.223]

Образование глинистой корки на поверхности нефтеносного песчаного пласта могло либо помешать выявлению признаков нефти в процессе бурения, либо создать трудности во время вызова притока в скважину. Таким образом возникло требование к буровому раствору, заключающееся в том, что его применение не должно мешать сбору информации в ходе бурения или на стадии заканчивания скважины. [c.54]

В отличие от попутных, называемых еще нефтяными или жирными газами, и газов, добываемых из газоконденсатных месторождений с примесью конденсатов (состоящих из сжиженных газов пропана и бутана, а также бензина, лигроина и т. д.), природные газы, добываемые из скважин чисто газовых месторождений без признаков нефти и конденсатов, называют тощими, или сухими. Сухие газы и газы газоконденсатных месторождений отличаются постоянством своего химического состава, высоким содержанием метана СН (75—98%) и небольшим содержанием тяжелых углеводородов (этана, пропана и др.). [c.20]

Эта скважина, имеющая большое значение для проверки геофизических данных, выяснила, кроме того, стратиграфический разрез отложений мезозоя и третичного времени, а также установила пласты-коллекторы и признаки нефте-газоносности. Скважина позволила установить корреляцию с аргиллитовой серией на полуострове Дакар, где предыдущая скважина (Д-4) достигла глубины 1000. и и где встречены многочисленные признаки нефти. [c.33]

Продолжительность полного освоения скважины может колебаться как от нескольких суток, так и до нескольких месяцев и зависит от скорости очистки призабойной зоны пласта, на которую влияют загрязненности призабойной зоны пласта, депрессия, создаваемая при освоении скважины, и молекулярно-поверхностные свойства системы нефть — газ — вода — порода. Признаком освоения скважин является получение проектного дебита. [c.237]

Вопрос о благоприятных признаках, в особенности в разведочных скважинах, имеет практическое значение. К сожалению, выяснение, какие признаки являются благоприятными и стимулирующими углубление скважины, встречает затруднения вследствие разнообразности условий, в которых приходится производить поиски нефти. То, что в одних условиях может считаться признаком благоприятным, в других является признаком неблагоприятным. [c.129]

Возьмем, например, такой признак, как появление газа или нефти в скважине. Если эти признаки появляются в перекрывающей нефтяные горизонты свите глинистых образований, тогда даже малые количества газа или нефти являются признаками благо--приятными. Появление же небольшого количества нефти и газа при прохождении мощных песчаных пластов является признаком отрицательным, указывающим, что эти пласты или мало насыщены или же потеряли свою нефть. [c.130]

Косвенные признаки наличия трещиноватости могут быть обнаружены при бурении скважин и эксплуатации залежей нефти. Вполне очевидно, что их следует учитывать при изучении данного вопроса. [c.114]

В себестоимости нефти и газа имеются расходы, связанные исключительно с процессом добычи газа — это расходы по сбору и транспортировке газа. Они включаются полностью в себестоимость газа но прямому признаку. Расходы на энергию по извлечению нефти, по искусственному воздействию на пласт, по сбору и транспортировке нефти, по технологической подготовке нефти, по подземному текущему ремонту скважин, оплата нефти, полученной от буровых и геологоразведочных организаций, а также внепроизводственные расходы связаны исключительно с процессом добычи нефти, поэтому относятся на нефть по прямому признаку. Отчисления иа геологоразведочные работы, входящие в прочие производственные расходы, включаются в себестоимость нефти и газа также по прямому признаку исходя из установленных норм указанных отчислений. [c.277]

Решение важнейшего практического вопроса — альтернативного заключения о наличии гидродинамической связи - требует установления порогового значения КО. Оно установлено сопоставлением данных по гидропрослушиванию скважин и расчетных значений КО по месторожде-ния[и Башкирии, Татарии, Азербайджана и Оренбургской области и может быть принято равным 0,5. Причем в случаях, когда КО больше 0,7, взаимодействие между скважинами высокое, а значение диагностического признака, меньшее 0,5, может указывать на отсутствие гидродинамической связи между скважина.ми. Последнее будет обусловлено рядом причин значительными расстояниями между скважинами, ухудшенными коллекторскими свойствами, наличием неоднородностей в пласте, а также застойных (малоподвижных) зон нефти и жидкости, эксплуатацией не связанных друг с другом пропластков и т.д. [18]. [c.222]

Полученное соотнощение для относительной площади залежи с КО < 0,5 и объемов закачки газа свидетельствует также о правомерности использования порогового значения диагностического признака (0,5) для альтернативного заключения о наличии гидродинамической связи при анализе взаимодействия скважин рифогенных залежей нефти, [c.235]

В связи с этим потребовался систематический контроль продукции отдельных скважин нафталанского промысла. Однако отсутствие действенных нормативов постоянно сдерживало создание специальной лабораторной службы, призванной своевременно выявлять признаки ухудшения лечебной нефти. [c.37]

В соответствии с приведенными данными, нефть этих скважин имеет признаки окисленности. Метаморфизация [c.63]

Месторождения нефти в центральных районах страны, занимающие территорию штатов Техас, Оклахома, Канзас, Луизианы и Арканзаса, являются важнейшими нефтедобывающими районами США. Они дают около половины всей добычи нефти в стране. На первом месте по добыче нефти стоят штаты Техас и Оклахома. Нефтеносные горизонты представлены в основном песчаниками и только в штате Луизиана— частично пористыми известняками. В основном месторождения залегают спокойно, они нарушены только в северной гористой части. Всего в центральных районах страны насчитывается около 50 отдельных месторождений. Мощность нефтеносных горизонтов доходит до 10 м. Месторождения Техаса в центре и ка западе приурочены к меловому и раннему третичному периодам, а к северу, в сторону штата Канзас, к карбону и перми. Глубина скважин на западе центральных районов составляет 200—500 м, а ь центре в среднем — 1000 м. В настоящее время в Западном Техасе ведется интенсивная разведка нефти, признаки которой были обнаружены несколько лет назад. Разведочные работы ведутся в пластах верхнего карбона и кембрия-силура. В других штатах нефть залегает в основном в пластах карбона. Средняя глубина скважин на севере в среднем составляет 800 м, на востоке — 30—100 жив штате Луизиана — 500 м. [c.245]

Раньще бурение на нефть проводили большей частью только в тех районах, где на поверхности земли имелись признаки, указывающие на наличие нефти. Теперь на основании данных геологической разведки определяют профиль выхода каменной соли и вершины антиклиналей, после чего приступают к бурению нефтяных скважин. [c.126]

При вращательном бурении раздробленная порода в виде шлама выносится наверх подаваемой под давлением водой, трубы могут оставаться в скважине для закрепления ее стенок и подачи нефти. Многочисленные стальные каркасы нефтяных вышек (высота 30—45 м) являются характерным признаком нефтяного промысла. Когда буровые трубы достигнут нефтеносного горизонта, большая часть нефти выходит под давлением на поверхность. Часто сначала наталкиваются на газ, который с большой силой, иногда в смеси с нефтью, выбрасывается наружу (так называемый нефтяной фонтан), вытесняя и бурильный инструмент. Когда давление в скважине снизится, производят добычу нефти шланговыми, или глубинными насосами (наибольшая глубина скважин достигает 4,0—5,0 тыс. м.—Прим. ред.). [c.126]

Прекрасной иллюстрацией только что сказанному может служить Новогрозненский район. Этот район был открыт без наличия каких-либо поверхностных признаков нефти или газа, и тем не менее изучение геологического строения этого района (возвышенность Сюиль-Корт с вершиной Бэллик-Барц) показало, что в его строении принимают участие те же свиты, которые слагают Старогрозненский район, большое промышленное значение которого было уже доказано перед этим разработкой в течение ряда лет. Кроме того, исследование показало, что тектоника Новогрозненского района выражена антиклинальной складкой — формой, очень благоприятной для скопления нефти. Эта аналогия в геологическом строении двух районов позволила геологам дать благоприятное заключение о возможной благонадежности Новогрозненского района. И действительно, в 1913 г. скважина, проведенная до верхов так называемой спаниодонтелловой толщи, дала блестящие результаты. Бурение, как оказалось, подтвердило пред- [c.113]

Рассмотренные результаты исследований нефтепроявлений пластов при бурении позволяют сделать важную практическую рекомендацию. Для предотвращения аварийного выброса раствора из бурящихся скважин необходимо с появлением первых признаков нефти в растворе не прекращать бурение и промывку скважин раствором, как это часто делается, а наоборот, увеличить прол1ывку сквал<ин. Тогда притекаемая в скважину нефть будет примешиваться к раствору в небольшой концентрации, облегчение раствора будет незначительным и выброс не произойдет. [c.50]

В 1935 г. началось бурение разведочных скважин в бассейне Большого Югана и Тавды, выявивших признаки нефти. Изучение территории затруднялось сложными природными условиями, недостатком техники. [c.25]

В 1911 г. разведочные работы в окрестностях деревни Ишимбаево начал А. И. Срослов. До 1914 г. он пробурил пять скважин глубиной от 27 до 100 м и построил шахту глубиной более 20 м. Именно в шахте были обнаружены признаки нефти. А. И. Срослов так же ходатайствовал о продолжении разведочных работ за счет казны. Его поддерживал геолог Ф. И. Кандыкин, твердо веривший в наличие крупного месторождения жидкого топлива в районе Ишимбаево. Однако Геологический комитет, где большинство разделяло мнение о первичном характере обнаруженных здесь источников нефти, отклонил и это ходатайство. Не было осуществлено и предложение комиссии Уральского горного управления об организации за счет казны поисковых работ в районе деревень Нижне-Буранчино и Ишимбаево для определения мест закладки скважин и глубокого бурения с целью выявления месторождений промышленного значения. [c.18]

На территории Башкирии поиски нефти вел Уфимский губернский совнархоз, а затем Башсовнар-хоз. В 1919—1921 гг. в районе Ишимбаево было пробурено 15 скважин глубиной до 57 м для определения точек бурения глубоких скважин. Хотя в некоторых из них были встречены признаки нефти, разведочные работы не были доведены до конца. По распоряжению Главконефти бурение было приостановлено до получения результатов разведочных работ на Волге, но вскоре по настоянию геологов, не веривших в перспективность поисков нефтяных месторождений в Урало-Поволжье, бурение было прекращено и там. [c.20]

В Австралии нефть встречается на узкой береговой полосе В последнее время после долгих и безуспешных поисков признаки нефти и газа обнаружены в районе залива Спенсер (штат Южная Австралия), в районе купола Вудсайд (Виктория) и к западу от Рокгемптона (Квинсленд). В 1953 г. в районе залива Эксмут (штат Западная Австралия) найдена первая нефть. Часовой дебит скважины в начальный период добычи составил 3 т. В добываемой здесь нефти содержится много воды. [c.265]

Если разведка ведется в местности, геологически не изученной, при помощи скважины, заложенной наугад, которую американцы называют wild at ( дикая кошка ), всякое проявление газа или нефти должно почитаться признаком благоприятным. [c.130]

Трещиноватость коллекторов нефти изучается с помощью прямых и косвенных признаков. Прямые признаки изучения (лабораторные исследования кернов, изучение трещиноватости по шлифам, фотокаротаж разреза скважин) в ряде случаев не удовлетворяют современным требованиям, так как операции по отбору [c.114]

В настоящее время при поисково-разведочных работах на нефть, и газ в неизученных и слабо изученных осадочных бассейнах обнаружение в их пределах залежей асфальта, ло-кальньж асфальтовых пробок, мальт, гудрона, закированных пород и других подобных продуктов обычно считается благоприятным показателем возможной нефтегазоносности бассейна, непосредственно же как поисковый признак для заложения скважин на нефть и газ они уже не используются. Объекты для заложения скваж1лн, главным образом антиклинали, выявляются сейсморазведкой, а затем проверяются бурением. [c.53]

В связи с этим необходимо выявить зоны с высокими остаточными запасами, вьщелить геологические факторы, влияющие на полноту выработки запасов, оценить структуру остаточных запасов и разработать направления по возможному повышению эффективности существующей системы заводнения с целью воздействия на остаточные запасы с ухудшенной геологической структурой. Для решения поставленной задачи в работе предложен комплексный подход, который основывается на построении двух моделей геологической и технологической. Поскольку по объекту отмечается высокая степень геологической неоднородности, первая модель решает задачу определения множества факторов геологической неоднородности как на макро-(площадь, залежь), так и на микро-уровне (скважина, пласт, проплас-ток), в целом определяющих состояние и степень выработки продуктивного пласта путем расчета данных параметров по скважинам и построением соответствующих карт и матриц. Вторая модель решает задачу определения состояния и эффективности выработки запасов. Для этого проведены расчеты удельных балансовых запасов нефти, коэффициентов извлечения нефти по скважинам, удельных остаточных запасов нефти, а также ряда технологических параметров, характеризующих эффективность нефтеизвлечения, построены соответствующие карты. Наложение этих двух моделей с анализом построенных карт и проведением статистических исследований множества параметров позволяет в комплексе определить влияние рассматриваемых геологических признаков на эффективность выработки запасов, оценить состояние и структуру остаточных запасов и дать [c.77]

Бурение, хотя и медленнее, чем вначале, продолжалось. Скважины достигли большой глубины, а признаков промышленной нефти все не было. Это дало повод скептикам сомневаться в успехе поисков жидкого топлива. Некоторые геологи и руководители треста Восток-нефть вновь вспомнили гипотезу о первичном характере наружных выходов нефти в Башкирии, о бесперспективности поисков нефти. Казалось, гипотеза эта подтверждалась отсутствием результатов во всех разведочных партиях, работавших на Урале и в Поволжье. Началось свертывание разведочных работ. В августе 1931 г. поступило распоряжение треста Востокнефть закрыть СКВ. 703. Считали, что скважина выполнила свое назначение как структурной, поэтому дальнейшее ее углубление нецелесообразно. И это в то время, когда уже достигнута глубина 568 м, вскрыты известняки верхней части артинского яруса. [c.26]

На рис. 110, а показано расположение скважин участка, причем скв. 7951 первоначально была пьезометрической, а в конце 1977 г. переведена в действующие. Рассматривались два периода разработки участка (до и после ввода в действие скважины), которые будут характеризоваться различными градиентами давления в пласте. Для оценки взаимодействия скважин с помощью диагностического признака была использована косвенная промысловая информация о месячных отборах нефти добьтающих скважин. Положительность первого периода составила 36 мес. (с 01.1975 по [c.224]

Вскоре, однако, подобное непонимание начало сказываться на общем показателе добычи нефти - она стала падать, увеличивался процент пустого бурения Майкоп так же поспешно объявляют истощенным месторождением , как еще совсем недавно — богатейшим в мире . И как результат — в 1912 г. большинство фирм и вовсе прекратило закладку новых скважин. А ведь данные об уровне добычи нефти за период с 1889 по 1916 г. свидетельствуют о том, что в течение длительного времени он уровень добычи бьш относительно стабилен, и только после 1913 г. стал снижаться. Слава нефтяного Майкопа была восстановлена лишь после национализации этой отрасли промышленности. Отечественные ученые всегда оценивали местные месторождения "черного золота как богатейшие. Так, в 1906 г. инженер В. Винда в своей работе, в частности, писал Ни один район залежей нефти не представлял такого поразительного сходства с Бакинскими..., ни один не несет таких... признаков благонадежности, может быть, столь же колоссальных, как Майкопские нефтяные залежи . А вот Д. Менделеев вообще считал Кубанские нефтяные промыслы второй Калифорнией на Таманском полуострове . Впоследствии все эти научные предположения полностью подтвердились. [c.113]

Очаговое заводнение можно рассматривать как частный случай переноса нагнетания, основным признаком которого является приближение нагнетания к зоне отбора и создание более высоких фадиентов пластового давления в отдельных зонах пласта. При переносе закачки на каком-то участке в обвод-нившиеся эксплуатационные скважины интенсификация отбора нефти из указанных зон производится после полного извлечения промышленных запасов первой полосы, непосредственно прилегающей на этом участке к линиям нагнетания. При очаговом заводнении разработка первой полосы и интенсификация отбора запасов нефти из удаленных изолированных зон производятся одновременно, т. е. разработка последних во времени приближается. [c.38]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология