Барьерное заводнение. Барьерное месторождение нефти


Барьерное заводнение

При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки.

В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть. Этот метод позволяет вести одновременную добычу нефти из нефтенасыщенной части и газа из газовой шапки. Метод применяется редко, так как создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно.

 

Рисунок 2.6 – Схема барьерного заводнения

Чем лучше степень разведанности, тем достовернее определено местоположение внешнего контура нефтеносности, чем круче и выдержаннее пласт, тем ближе к контуру можно наметить линию нагнетания. Смысл этого требования заключается в гарантии от заложения нагнетательных скважин в нефтеносной части пласта. Чем больше будет расстояние между нагнетательными скважинами, тем больше должно быть и расстояние от контура нефтеносности до линии нагнетания. Выполнение этого требования обеспечивает сохранение формы контуров нефтеносности без резких языков вторжения воды в нефтяную часть пласта. Чем больше расстояние между внутренним и внешним контурами нефтеносности, тем большие расстояния можно установить между нагнетательными скважинами, так как при удалении зоны эксплуатации от зоны нагнетания в меньшей степени будет проявляться взаимодействие отдельных нагнетательных и добывающих скважин, оно будет сказываться в виде взаимодействия линий нагнетания и отбора. Смысл этого требования также заключается в равномерности перемещения водонефтяного контакта.

Вопросы теории вытеснения нефти водой в трещиновато-пористом пласте

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что не только карбонатные породы насыщены трещинами, но также пласты из песчаников или алевролитов в той или иной степени трещиноваты. На это указывает несоответствие проницаемости, оцененной для кернов пород без трещин, и проницаемости, определенной при гидродинамических исследованиях скважин. Проницаемость пласта оказывается намного выше определенной по кернам без трещин [2].

Когда сами породы малопористы и плохо проницаемы, трещины оказываются основными каналами движения нефти к забоям добывающих скважин. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах.

Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Из самой системы трещин нефть вытесняется довольно эффективно, коэффициент вытеснения достигает 0,85. Нефть из блоков породы вытесняется недостаточно эффективно, коэффициент нефтевытеснения составляет около 0,25 [5].

Нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов под действием сил, обусловленная градиентами давления в системе трещин, воздействующих и на блоки породы [4]. С другой стороны нефть вытесняется под действием разности капиллярного давления в воде и нефти. Ее действие приводит к возникновению капиллярной пропитки гидрофильных пород, т. е. к замещению нефти водой в них под действием разности капиллярного давления. Капиллярная пропитка объяснима и с энергетической точки зрения. Поскольку минимум поверхностной энергии на границе нефти с водой будет достигнут, когда нефть соберется воедино в трещинах, а не будет насыщать породы матрицы, обладающие сложной, сильно разветвленной поверхностью [9].

Поэтому если блок породы трещиновато - пористого пласта, насыщенный нефтью, поместить в воду (аналогичная ситуация возникает, когда блок в реальном пласте окружен трещинами наполненными водой), то скорость j(t) капиллярного впитывания воды в блок и, следовательно, вытеснения из него нефти, будет зависеть от времени t:

j(t) ~ 1/ . ( 2.1)

Скорость капиллярного впитывания пропорциональна скорости сокращения поверхности раздела между нефтью и водой. В этом случае можно считать, что:

j(t) ~е-bt . (2.2)

Исходя из результатов промышленных испытаний наиболее эффективным будет сочетание гидродинамического и энергетического подходов. Скорость капиллярной пропитки определяется по формуле:

j(t) = , (2.3)

где a – экспериментальный коэффициент.

Из соображений размерности и физики процесса впитывания коэффициент b можно выразить так:

b = , А = А(kн , kв, m, ), ( 2.4)

где kн , kв – относительные проницаемости для нефти и воды;

k – абсолютная проницаемость;

q – угол смачивания пород пласта водой;

s –поверхностное натяжение на границе нефть – вода;

μн– вязкость нефти;

А – экспериментальная функция;

l - длина грани куба породы пласта.

Выражение для коэффициента а, исходя условия, что за бесконечное время количество воды, впитавшейся в блок породы равно объему извлеченной из него нефти, имеет вид:

а= ml3sноhb/π , (2.5)

где sно – начальная нефтенасыщенность блока породы;

h – конечная нефтеотдача блока при его капиллярной пропитке.

При рассмотрении вытеснения нефти водой из трещиновато- пористого пласта, состоящего из множества блоков породы, представляем эти блоки кубами с длиной грани l. Поскольку вытеснение нефти водой начинается с границы пласта при х = 0, то блоки у входа в пласт будут пропитаны водой больше чем последующие. Расход воды q, закачиваемой в прямолинейный пласт, уходит в определенное число блоков породы, так что в каждый момент времени пропитка происходит в области 0 £ х £ хф (хф – координата фронта капиллярной пропитки). Этот фронт перемещается в пласте со скоростью:

vф = d хф/dt . (2.6)

Если считать, что блоки породы в каждом сечении пласта начинают пропитываться в момент времени l (когда к ним подошел фронт капиллярной пропитки, то скорость впитывания воды необходимо исчислять от этого момента времени. Если в течение времени Dl «вступило» в пропитку некоторое число блоков породы, то расход воды Dq, входящей в эти блоки, составит:

Dq = . (2.7)

Чтобы скорость впитывания воды в единицу объема трещиновато – пористого пласта, необходимо разделить j(t) на l3, что и сделано в формуле (2.7). Скорость пропитки в (2.3) исчисляется с момента l, в который к блоку с координатой хф(l) подошел фронт впитывающейся в блоки воды.

Суммируя приращения расходов Dq в формуле (2.7) и устремляя Dl к нулю, приходим к выражению:

q = vф (l)dl. (2.8)

При заданном расходе q выражение(2.8) есть интегральное уравнение для определения скорости продвижения фронта пропитки vф (l).

Подставляя в (2.8) выражение для скорости пропитки (2.3) получим:

, (2.9)

Решение интегрального уравнения (6.9) позволяет записать выражение для скорости движения фронта капиллярной пропитки:

vф (t) = = (2.10)

Из (2.10) получим выражение для определения его положения (координаты):

хф(t) = dt. (2 .11)

Формула (2.11) позволяет определить длительность безводной разработки пласта t = t*, при которой хф(t*) = l.

Чтобы рассчитать показатели разработки трещиновато – пористого пласта в период добычи обводненной продукции поступают так. Считают, что этот пласт «фиктивно» простирается при х > l до бесконечности. Расход воды, затрачиваемый на пропитку фиктивной части пласта при х > l, составит:

qфикт=bhbmsноh. (2.12)

Подставляя сюда vф (l) по выражению (2.10), и , заменив в нем t на l, получим:

qфикт=qbdl. (2.13)

Следовательно, расход воды, впитывающейся в трещиновато - пористый пласт в период t > t*, или дебит нефти, получаемый в этот период, равен:

qн = q - qфикт. (2.14)

Дебит воды соответственно будет qв = qф. Из приведенных выражений можно определить по общим формулам текущую обводненность продукции и нефтеотдачу. Выражение (2.3) можно использовать для приближенных расчетов вытеснения нефти из трещиновато – пористого пласта в случае пропитки блоков, обусловленной не только капиллярными силами, но и градиентами давления в системе трещин. Так, согласно формулам (2.3) и (2.4), вытеснение нефти из блоков породы происходит под действием силы, определяемой с помощью произведения s cosq, причем размерность такова [s cosq] = [Па×м]. При гидродинамическом вытеснении нефти из блоков породы вода поступает в эти блоки, а нефть из них вытесняется под действием градиента давления. Размерность grad P выражается как Па/м. Капиллярные и гидродинамические будут иметь одинаковую размерность, если взять вместо s cosq величину (s cosq ) / l. Тогда:

b = k( + grad P) (2.15)

Таким образом в формуле (2.15), учитывается пропитка блоков пород как за счет капиллярных сил, так и за счет градиентов давления в системе трещин.

 

Вопросы для самоконтроля:

1. По каким причинам происходит запаздывание перераспределения давления в трещиновато-пористых пластах по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах?

2. Под воздействием каких сил нефть вытесняется водой из блоков трещиновато - пористых пластов?

3. В чем состоит гидродинамический и энергетический подход к объяснению процесса капиллярной пропитки гидрофильных пород?

4. От каких показателей (величин) зависит скорость капиллярной пропитки гидрофильных пород?

5. Запишите выражения для скорости движения фронта капиллярной пропитки и для определения его положения (координаты)

6. Запишите формулу позволяющую определить длительность безводной разработки трещиновато-пористого пласта

 

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Бахметьевское месторождение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Бахметьевское месторождение

Cтраница 1

Бахметьевское месторождение является продолжением Жир-новского и расположено в Жириновском районе. В структурном отношении представляет собой асимметричную антиклинальную складку меридионального простирания с пологим восточным крылом и более крутым западным крылом. Бахметьевская структура расположена на одной оси с Жирновской и по тульскому горизонту ( пласт Bi) представляет единую нефтяную залежь.  [1]

В тектоническом отношении Бахметьевское месторождение приурочено к северному окончанию Доно-Медведицких дислокаций.  [3]

Масляные дистилляты и остатки нефтей Бахметьевского месторождения - хорошее сырье для получения масел.  [4]

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском месторождении весьма полезен, несмотря на ряд недостатков системы разработки, поскольку продемонстрировал реальные возможности повышения углеводородо-отдачи пластов.  [5]

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском месторождении весьма полезен, несмотря на ряд недостатков системы разработки, поскольку продемонстрировал реальные возможности повышения угле-водородоотдачи пластов.  [6]

Опыт применения барьерного заводнения на Бахметьевском месторождении заслуживает внимания. Несмотря на ряд технических недостатков системы разработки барьерное заводнение дало положительный эффект, хотя прогнозы в отношении конечной нефтеотдачи, по-видимому, несколько оптимистичны.  [7]

В промышленных масштабах впервые в России на Бахметьевском месторождении было применено барьерное заводнение в 60 - е годы. Нефтегазовая залежь Б, тульского горизонта приурочена к брахиантиклинальной складке с пологим восточным ( 1 5 - 2) и крутым западным ( до 40) крыльями. В разрезе насчитывается до шести слоев мелко - и средиезернистых, неравномерно консолидированных песчаников, различающихся переменной толщиной. Эти слои расчленены глинами и алевролитами.  [8]

В промышленных масштабах впервые в России на Бахметьевском месторождении было применено барьерное заводнение в 60 - е годы. Нефтегазовая залежь Б, тульского горизонта приурочена к брахиантиклинальной складке с пологим восточным ( 1 5 - 2) и крутым западным ( до 40) крыльями. В разрезе насчитывается до шести слоев мелко - и среднезернистых, неравномерно консолидированных песчаников, различающихся переменной толщиной. Эти слои расчленены глинами и алевролитами.  [9]

История разработки нефтегазовой залежи Б ] в тульском горизонте Бахметьевского месторождения представляет особый интерес, потому что здесь впервые в СССР в промышленных масштабах было применено барьерное заводнение. Эта залежь приурочена к брахиантиклинальной складке.  [10]

Так, по восточному участку пласта Bj Бахметьевской площади Жир-новско - Бахметьевского месторождения при сочетании барьерного и за-контурного заводнения может быть получена конечная нефтеотдача на 20 % больше, чем при законтурном заводнении.  [11]

Впервые барьерное заводнение в нашей стране успешно было осуществлено при разработке залежи пласта Б-1 Бахметьевского месторождения, где наблюдаются небольшие углы падения пород, а также плотные непроницаемые пропластки, прослеживающиеся по всей площади залежи газонефтяного контакта. В настоящее время эта система применяется на нефтегазовой залежи пласта АВ2 - 3 Самотлорского месторождения.  [12]

Впервые барьерное заводнение в нашей страие было успешно осуществленно при разработке залежи пласт аБ - I Бахметьевского месторождения, где наблюдаются небольшие углы падения пород, а также плотные непроницаемые проиластки, прослеживающиеся по всей площади залежи вблизи газонефтяного контакта. В настоящее время эта система применяется на залежи пласта АВ2 з Самотлорского нефтегазового месторождения.  [13]

Характеристика нефти тульского Б горизонта имеется в справочнике [ 31, поэтому в настоящей книге по ней приведены сравнительно краткие сведения. Нефти различных залежей Бахметьевского месторождения значительно отличаются по свойствам, но очень близки к нефтям одноименных горизонтов Жир-новского месторождения. К наиболее тяжелым ( плотность 0 896 - 0 909), высоковязким ( вязкость при 20 77 - 163 ест), смолистым ( коксуемость 3 23 - 3 98 %) и сернистым ( серы 0 65 - 1 02 %) относятся нефти башкирского, намюрского и тур-нейского ярусов и тульского А2 горизонта. В тульском Бх и боб-риковском горизонтах они парафинистые ( парафина 5 8 - 4 5 %), малосернистые ( серы 0 28 - 0 45 % и малосмолистые.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Нефтяные месторождение - Справочник химика 21

    Этиловый спирт хорошо горит. В его молекуле уже есть немного кислорода, поэтому он выделяет при горении только той энергии, какую выделяют углеводороды. Кроме того, этиловый спирт дороже бензина. И тем не менее очень может быть, что когда нефтяные месторождения будут близки к истощению, нам придется использовать этиловый спирт как горючее для автомобилей. [c.92]

    При разработке нефтяных месторождений плотность сетки скважин, а также их взаимное расположение (в виде рядов, круговых батарей, прямоугольной сетки и т. д.) играет первостепенную роль для определения суммарной добычи. [c.116]

    Дополнительные внещние источники энергии связаны с закачкой в пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления или повышения эффективности вытеснения. Современные интенсивные методы разработки нефтяных месторождений основаны на использовании [c.33]

    Н е п р и м е р о в Н, Н. и др. Особенности теплового поля нефтяного месторождения, Казань, изд-во Казанского государственного университета, 1968, [c.136]

    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]

    На острове Тринидад в Карибском море есть знаменитое асфальтовое озеро площадью 115 акров и глубиной местами не менее 285 футов. Оно содержит, вероятно, около 15 миллионов тонн асфальта. Когда-то это, по-видимому, было обычное нефтяное месторождение, которое потом в результате каких-то необычных геологических процессов оказалось на поверхности земли. С течением времени все жидкие фракции испарились, и ост ался один асфальт. [c.31]

    В странах, где имеются нефтяные месторождения, низкомолекулярные, газообразные при нормальных условиях парафиновые углеводороды можно получать непосредственно из природного газа. В странах с высокоразвитой промышленностью и, в частности, в Германии источником газообразных парафиновых углеводородов являются низкомолекулярные продукты гидрогенизации бурых и каменных углей и каменноугольной смолы. [c.17]

    Грузинские нефти в этом отношении мало изучены. Только в работе [8] находим указание о том, что нефть Красных колодцев (Царские колодцы) содержит н-пентаи и изопентан с температурой кипения 30°. Надо полагать, что это исследование [8] относится к мирзаанской нефти, так как в Красных колодцах нет нефтяных месторождений, а мирзаанское нефтяное месторождение является ближайшим от Красных колодцев. [c.108]

    Уникальные нефтяные месторождения мира (с запасом более 1 млрд. т) [c.14]

    Приняты усредненные пределы по данным нефтяных месторождений СССР и США. [c.42]

    Безнапорное движение в добыче нефти встречается при шахтной и карьерной разработке нефтяных месторождений. Задачи безнапорного движения интересуют в большей степени гидротехников, например при фильтрации воды через земляные плотины, притоке грунтовой воды к скважинам и колодцам и др. Кроме того, задачи безнапорной фильтрации представляют большой теоретический интерес. Они значительно труднее, чем аналогичные задачи напорного движения. Главная трудность точного решения задач безнапорной фильтрации заключается в том, что неизвестна форма области, занятой грунтовым потоком. В напорной фильтрации форма области потока известна, так как непроницаемые кровля и подошва пласта фиксированы. [c.98]

    На примере притока жидкости к нескольким рядам или кольцевым батареям скважин ознакомимся с широко применяемым при проектировании разработки нефтяных месторождений методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений, предложенным Ю. П. Борисовым и основанным на аналогии движения жидкости в пористой среде с течением электрического тока в проводниках (см. гл. 13). [c.113]

    Если формулы (5.3) или (5.4) относить к разрабатываемому в условиях замкнуто-упругого режима нефтяному месторождению, то под Уд следует понимать объем пласта, в котором к данному моменту времени произошло изменение давления на величину Ар, при этом [c.133]

    При разработке нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима происходит стягивание контура нефтеносности под напором контурных вод. Перемешение границы двух флюидов-газа и нефти-происходит также при газонапорном режиме под действием газовой шапки, объем которой может увеличиваться или уменьшаться. [c.202]

    При разработке нефтяных месторождений наблюдается явление, известное как образование водяных конусов. Это явление обычно на- [c.221]

    Как соотносятся температуры на забое работающих скважин с пластовыми температурами на газовых и нефтяных месторождениях  [c.334]

    Громадные количества природного газа выделяются в нефтяных месторождениях Ближнего Востока. Однако этот газ приходится сжигать, так как отсутствуют какие-либо возможности его использования. Добычу попутного газа на Ближнем Востоке оценивают примерно в 5,1 млрд. м 1год [7]. [c.19]

    Попутные гаэы, добываемые в нефтяных месторождениях в качестве побочного продукта, относятся к категории жирных природных газов, так как они содержат значительные количества высших парафиновых углеводородов, пентана, гексана и гептана. [c.22]

    Сброс загрязненных пластовых вод в открытые водоемы недопустим по санитарным нормам, а для строительства прудов-накопителей и прудов-испарнтелей для их сбора и хранения требуются большие затраты. При сбросе в водоемы такие воды подлежат обязательной очистке. Утилизация нефтепромысловых сточных вод для поддержания пластовых давлений на разрабатываемых нефтяных месторождениях позволит иметь постоянный источник воды и одновременно решить проблему защиты водоемов от загрязнения сточными водами. Наиболее широко в нефтяной и 1азовой промышленности применяют самый простой и дешевый способ — отстой в резервуарах-отстойниках. Однако такой способ не обеспечивает необходимой степени очистки. [c.205]

    Особенно важную роль играют эти источники получения газообразных парафинов в странах, где отсутствуют сколько-нибудь значительные нефтяные месторождения, но имеются большие запасы ископаемых углей и крупные гидрогенизациониые установки. Так как эти условия существуют в Германии, необходимо несколько подробнее рассмотреть указанные процессы. [c.31]

    Назвать нефтяные месторождения СССР, освосп-ные в XII пятилетке, и рассказать о перспективах их развития. [c.234]

    В работе Ф. Байльштайна и А. Н. Курбатова [1], опубли. кованной в 1883 году, указывается, что в нефти Царских колодцев (Красных колодцев) присутствует бензол и толуол. Указанная работа, по всей вероятности, относится к мирзаанской нефти, так как в Красных колодцах нет нефтяных месторождений, самое близкое месторождение от Красных колодцев является мирзаанское. [c.57]

    Тарпбанское месторождение является одним из перспективных нефтяных месторождений Грузинской ССР. В данной работе. мы задались целые исследовать индивидуальный углеводородный состав бензиновой фракции (28—170°) тари-банской нефти. [c.203]

    В мире насчитывается в настоящее время более 25 тыс. нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, — 29 из них являются уникальными — сверхгигантами (монстрами) (табл. 1.4). Среди последних в четырех месторождениях сконцентрировано почти 30 млрд. т (22 %) извлекаемых запасов. Больолинство уникальных и гигантских (их 45 в мире) месторождений нефти находится в странах Среднего Востока и Латинской Америки. [c.14]

    Самыми крупными из уникальных нефтяных месторождений мира являются Ганар и Большой Бурган. Месторождение Гавар Саудовской Аравии с извлекаемым запасом нефти 10,2 млрд. т (что 1[ревышает суммарные запасы всех месторождений бывш. СССР) открыто в 1948 г. Д ина его 225 км, ширина от 16 до 25 км, глубина [c.14]

    Разработка нефтяных месторождений подразделяется на четыре стадии 1) стадия промышленного освоения — характеризуется ростом /1,обычи нефти до максимального проектного уровня (и при малой обводненности нефти) 2) стадия поддержания высокого и стабильного фовня добычи нефти и перехода скважин с фонтанной добычи на механизированную (при нарастающей их обводненности) 3) стадия начительного снижения добычи нефти — наблюдается прогрессирующее обводнение продукта и 4) завершающая стадия — характери — уется низкими дебитами и высокой обводненностью нефти. [c.30]

    I [остепенно вытесняется к центру контура. Этот способ применяется обычно на малых и средних по размерам нефтяных месторождени — [c.30]

    В табл.5.3 приведен состав природных горючих газов некоторых газо1 Ых, газоконденсатных и нефтяных месторождений быв — 1иего СССР. [c.156]

    При решении практических задач нефтепромысловой геологии с помощью температурных исследований могут быть использованы работы [47, 53—54], в которых по данным многочисленных наблюдений рассматриваются и уточняются термодинамические и тектонические особенности ведущих нефтяных месторождений Татарии и Азербайджана. Так, в работе Ш. Ф. Мехтиева и др. [47] излагаются основк геотермии применительно к естественному и искусственному тепловым полям земной коры в бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, разработке нефтегазовых залежей и методам определения геотермического градиента и приводятся значения геотермического градиента некоторых месторождений. Работа Н. Н. Непримерова и др. [54] написана на основании многолетних экспериментальных исследований авторов и посвящена изучению нарушений теплового режима Ромашкинского нефтяного месторождения с внут-риконтурной выработкой продуктивных пластов холодной водой и последствий, вызванных этими нарушениями. В книге дается описание измерительной аппаратуры и методики исследований нефтегазовых месторождений, приведен разбор геотермических параметров и описаны наиболее распространенные типы тепловых полей над геологическими структурами, исследована роль термо- [c.8]

    На основании значений эффектов дросселирования, найденных по кривым восстановления температуры и определенных по диаграммам состояния теплосодержания движущегося потока (константы энтальпии и энтропии) и его теплоемкости, предприняты попытки с помощью предлагаемого в работе [10] метода выявить теплопроводности и температуропроводность коллекторой, слагающих продуктивную толщу пластов на площади Песчаный-море и некоторых горизонтов Сабунчино-Ра-манинского нефтяного месторождения, и особенно величину температуропроводности, которая является анало- [c.10]

    Максимальная растворимость наступает при таких высоких давлениях, которые в практике р азработки нефтяных месторождений пока не сталкиваются [18, 38, 45, 59, 75, 88]. [c.17]

    Л й о л л о Г. С., Воробьев Ю. А. Опыт использования дифференциальной термометрии для решения некоторых вопросов разработки нефтяных пластов. НТС Опыт проведения промысловоисследовательских работ с целью контроля за разработкой нефтяных месторождений . М., ВНИИОЭНГ, 1966. [c.134]

    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]

    Наща страна занимает ведущее положение в развитии эффективных методов разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой воды. Комплексный подход к разработке нефтяных месторождений, обоснованный группой ученых Российской академии нефти и газа им. Губкина под руководством академика А. П. Крылова (А. П. Крылов, М. М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И. А. Чарный), нащел широкое распространение в нашей и других странах [53]. Достаточно указать, что более 90% ежегодной добычи нефти в нашей стране обеспечивается месторождениями, на которых осуществляется закачка воды. Объемы закачки воды примерно в 3 раза превышают объемы добычи нефти. Средний коэффициент нефтеотдачи превышает 0,4. При этом по существу в полной мере используются все возможности гидродинамики для обеспечения эффективности процесса законтурное, внутриконтурное, приконтурное, барьерное, очаговое И другие заводнения, изменение направлений фильтрационных потоков, волновое и циклическое воздействие на призабойную зону и т. д. Однако в связи с постепенным изменением структуры извлекаемых запасов нефти, связанным с ухудшением горно-геологических условий их залегания, открытием месторождений, приуроченных к глубокозалегающим низкопроницаемым коллекторам (пористым или трещиновато-пористым), обладающим значительной неоднородностью, насыщенных к тому же высоковязкими (малотекучими) нефтями возможности чисто гидродинамических методов воздействия оказались недостаточными для обеспечения высокой нефтеотдачи пластов. [c.300]

    Из практики разработки многих нефтяных месторождений (Азербайджана, Башкирии, Татарии, Казахстана и др.) известны факты необычного поведения пластовых систем, которые можно объяснит ь проявлением неньютоновских свойств флюидов при их фильтрации. Особенности фильтрации таких, как называемых, аномальных нефтей связаны в основном с повышенным содержанием в них высотсомолеку-лярных компонентов смол, асфальтенов, парафина и наличием предельного напряжения сдвига. [c.335]

    В случае, если вместо электропроводной бумаги использовать раствор электролита, то можно смоделировать пространственную задачу фильтрации. При помощи электролитических моделей решались гидротехнические задачи (модели ГЭС), а также задачи разработки нефтяных месторождений. Большую известность получили опыты В. И. Шурова по моделированию притока к несовершенным скважинам (см. гл. 4). Вариант подобных моделей - электролитические гелевые модели (желе на растворе электролита). На этих моделях возможно моделирование задач поршневого вытеснения одной жидкости ( нефти ) другой жидкостью ( водой ). [c.378]

    Кричлоу Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений. Проблемы моделирования.-М. Недра, 1979.-303 с. [c.399]

    Майдебор В. Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами,-М. Недра, 1980.-288 с. [c.399]

    Максимов М. М Рыбицкая Л. П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений,-М, Недра, 1976.-264 с. [c.399]

    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]

chem21.info