Ярино-Каменноложское месторождение

Рис. 39. Гидрогеологический разрез Ярино-Каменноложского месторождения (по И. Н. Шестову).

На основании лабораторных исследований было показано отрицательное влияние пресной воды на фильтрационную способность глинисть[х пород. В связи с этим особый интерес представляет оценка этого влияния в промысловых условиях. При анализе термогазохимического воздействия на низкопродуктивные пласты нами бьши отмечены два случая, когда при проведении ремонта скважины бьши заполнены пресной водой. Так, на Ярино-Каменноложском месторождении в скв. 43 бьшо намечено [c.119]

Неоднородность по смачиваемости пород наблюдается, например, на Ярино-Каменноложском месторождении Пермской области. Признаки такого осложняющего фактора неблагоприятно отражаются на технологии разработки залежи, требуют особого под- [c.24]

Анализ геолого-промысловых материалов по месторождениям Пермской области Удмуртии, Башкирии и Куйбышевской области показывает, что во многих случаях признаки существенной зональной гидрофобности пород наблюдаются и в этих районах. Такие явления характерны для месторождений Троельжанское, Кыласов-ское, Лобановское и т. д. Наиболее полно проявление осложняющего фактора, связанного с неоднородностью продуктивных лород по смачиваемости, изучено на Ярино-Каменноложском месторождении. Основные нефтяные залежи приурочены к отложениям яснополянского надгоризонта, которые относятся к коллекторам тер-ригенного типа со средними значениями пористости и проницаемости (т = 20—25 %, йпр = (0,15—0,5) мкм ). Нефть этого месторождения маловязкая, не имеет никаких аномальных характеристик. Коллектор — сцементированный песчаник обычного, смешанного состава. [c.25]

Количественная оценка упомянутого выше механизма для Ярино-Каменноложского месторождения выглядит следующим образом. Поверхностное натяжение а нефти на границе с пластовой водой составляет 0,03 Н/м, угол смачивания 0 оценен в 152°, средний радиус пор для песчаников со средними коллекторскими свойствами колеблется от первых единиц до первых десятков микрометров. В соответствии с этими величинами капиллярное давление в порах гидрофобной породы яснополянского горизонта составляет 0,005—0,05 МПа (среднее значение 0,025—0,03 МПа). [c.26]

В то же время практически реализуемые гидродинамические градиенты давления (по оценкам фактических перепадов давления между линиями нагнетания и отбора) на Ярино-Каменноложском месторождении не превышали 0,01—0,02 МПа. [c.26]

Как видно из приведенной группировки залежей по комплексу показателей, ни один из показателей в отдельности не определяет добывные возможности залежи. Так, бобриковские пласты Ярино-Каменноложского месторождения обладают средней проницаемостью, но сложены однородными мощными пластами и содержащие нефть малой вязкости. Все это определило высокие дебиты нефти и коэффициент нефтеотдачи. И, наоборот, залежь яснополянского надгоризонта Красноярско-Куединского месторождения, представленная хорошо проницаемыми пластами небольшой толщины с высокой неоднородностью и повышенной вязкостью [c.66]

ЯРИНО-КАМЕННОЛОЖСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ [c.71]

Результаты обработок ТГХВ добывающих скважин яснополянского надгоризонта Ярино-Каменноложского месторождения [c.120]

Ярино-Каменноложское месторождение [c.160]

По данным обработки добывающих скважин Таймурзмнского месторождения после ТГХВ для некоторых из них отмечается (табл. 39) снижение обводненности на 5-17 %. В этих же скважинах отбор проб попутной воды до и после обработки показал увеличение плотности попутных вод (см. табл. 39). Аналогичное явление отмечено по скв. 722 Ярино-Каменноложского месторождения, в которой произошло снижение обводненности продукции на 34,5 % и увеличение плотности попутной воды (см. табл. 37). [c.123]

Исследования растворяющего действия нефтей, взятых из скважин Кокуйского и Ярино-Каменноложского месторождений, на асфальтосмолопарафиновых отложениях показали, что до температуры начала плавления парафина нефти не оказывают заметного растворяющего действия. Это необходимо учитывать при промывке ствола скважины нефтью. [c.135]

Ярино-Каменноложское месторождение, открытое в 1954 г., расположено на Каменноложском валу, представляет собой две крупные брахи-антиклинальные складки Яринскую и Каменноложскую, разделенные небольшой седловиной. В свою очередь каждая из них осложнена рядом куполов. В целом эти складки можно рассматривать как одну крупную брахиантиклинальную складку, вытянутую почти в меридиональном направлении с отклонением периклиналей на восток, в каменноугольных отложениях асимметричную западное крыло более крутое, чем восточное. С глубиной углы наклона крыльев увеличиваются. [c.71]

Пластовые нефти Ярино-Каменноложского месторождения, исследованные по пробам, отобранным из большого числа скважин, по своим параметрам близки к нефтям Ольховского месторождения, т. е. характеризуются высокими значениями давления насыщения (оно почти равно пластовому давлению), газосодержания, коэффициента растворимости газа в нефти и низкими значениями вязкости и плотности. [c.72]

Газ, растворенный в нефтях Ярино-Каменноложского месторождения, жирный, характеризуется типичным для Пермской области соотношением компонентов. [c.72]

Ярино-Каменноложское месторождение. Нефти всех трех гаризонтов — маловязкие, легкие, сернистые (класс II), смолистые, выход светлых фракций — высокий, парафиновые (вид Пг). [c.303]

Следует отметить, что Ярино-Каменноложское месторождение объединяет Яринское и Каменноложское, а Батырбайское — Утяйбашское, Асюльское и Константиновское месторождения, ранее считавшиеся самостоятельными. [c.55]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология