Горная энциклопедия. Названия пластов нефти


Характеристика пластов

Количество просмотров публикации Характеристика пластов - 875

Геолого-физические свойства Пласты
Извлекаемые запасы нефти, млн.т
Толщина, м
Проницаемость коллектора, мкм2
Вязкость нефти, 10-3 Па*с

Рис.3.1.Схематический разрез месторождения

При этом расстояние между подошвой 1-го пласта и кровлей 2-го 15 м, а аналогичное расстояние между 2-м и 3-м пластами около 1000 м. Исходя из этого и данных табл.3.1, целœесообразно выделить 2 объекта разработки, объединив 1 и 2 пласты, а 3-й разрабатывать самостоятельно. Объединœение 1 и 2 пластов обусловлено близкими их характеристиками (проницаемость коллектора, вязкость нефти) и расположение их на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. Пласт 3, хотя и имеет меньшие запасы нефти, но содержит маловязкую нефть в высокопроницаемых коллекторах. Следовательно, скважины, вскрывшие данный пласт будут высокопродуктивными. Вместе с тем, он может разрабатываться при помощи обычного заводнения (маловязкая нефть), а при разработке пластов 1 и 2 с высоковязкой нефтью, крайне важно применять иные технологии, к примеру, закачка пара, горячей воды, либо растворы с загустителями (ПАА), для погашения вязкостной неустойчивости. Что это означает? В процессе разработким происходит фильтрайия разных по вязкости жидкостей: нефти и воды. Вода, как менее вязкая и более подвижная жидкость всœегда имеет преимущество при прохождении по проницаемым каналам и тем самым быстрее достигает эксплуатационных скважин. Обводненность быстро вырастет.

В случае если мы, таким образом выделим на данном месторождении 2 эксплуатационных объекта͵ можно говорить об одновременно-раздельной эксплуатации месторождения.

Системой разработки нефтяного месторождения считается совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства;

наличие воздействия на пласт с целью извлечения нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Важнейшим этапом создания систем разработки является выделœение объектов разработки. Создание многопластовых объектов резко сокращает капитальные затраты на разработку месторождения, но объединœение нескольких пластов в один объект может привести к значительному уменьшению коэффициента нефтеизвлечения.

Таким образом при выделœении эксплуатационных объектов крайне важно учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинœе, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелœесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов бывают эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелœесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделœении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелœесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие крайне важно сти использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелœесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, в случае если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединœение их в один объект может оказаться нецелœесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целœесообразности или нецелœесообразности применения отдельных вариантов выделœения объектов. К примеру, в случае если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделœенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. По этой причине дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причинœе.

referatwork.ru

Горная энциклопедия - значение слова Нефтяной пласт

см. Нефтегазоносный пласт.

Смотреть значение Нефтяной пласт в других словарях

Пласт — м. плоская толща чего-либо; слой: пласт отделяется разнородностию своею, по себе, от общей толщи, или называется пластом только по съемке, срезке. Под пластом чернозема........Толковый словарь Даля

Нефтяной Прил. — 1. Соотносящийся по знач. с сущ.: нефть, связанный с ним. 2. Свойственный нефти, характерный для нее. 3. Получаемый из нефти. 4. Работающий на нефти.Толковый словарь Ефремовой

Пласт М. — 1. Сплошной слой, массив чего-л. однородного по составу, расположенный на значительном протяжении. // перен. Группа, составная часть кого-л., чего-л., однородная в каком-л.........Толковый словарь Ефремовой

Нефтяной — нефтяная, нефтяное. 1. Прил. к нефть. источник. фонтан. 2. Занимающийся добычей, обработкой нефти. Нефтяная промышленность. промысел. 3. Работающий посредством нефти. ........Толковый словарь Ушакова

Пласт — пласта, м. 1. Плотный слой чего-н. снега. 2. Горизонтальная масса, слой осадочной породы (геол.). Мощность пласта (кратчайшее расстояние между верхней и нижней его поверхностью).........Толковый словарь Ушакова

Нефтяной — -а́я, -о́е.1. к Нефть. Н. запах. Н. фонтан. Н-ое месторождение. Н-ая скважина, вышка, лаборатория, промышленность. Н. газ. Н-ая смола. Н-ые масла.2. Действующий при помощи нефти. Н. двигатель.Толковый словарь Кузнецова

Пласт — -а́; м.1. Слой чего-л. однородного по составу и отделённого от другого, других. П. земли. Пласты перистых облаков. Пласты дыма, тумана. Чередование пластов чистого и грязного........Толковый словарь Кузнецова

Страховая Защита Ответственности, Связанной С Эксплуатацией Нефтяной Скважины — В страховании ответственности: страховая защита для подрядчиков при эксплуатации ими нефтяных скважин на случай причинения ими телесных повреждений и имущественного........Экономический словарь

Пласт — Общеславянское слово, восходящее к той же основе (но с изменением корневой гласной), что и плоский.Этимологический словарь Крылова

Водоносный Горизонт, Слой Или Пласт — – геологический пласт, содержащий воду, залегающий между двумя водоупорными пластами или лежащий на водоупорном пласте. Местонахождение и характеристики в.г. учитываются........Юридический словарь

Пласт — , в геологии - слой или горизонт ОСАДОЧНЫХ ПОРОД, обычно один из ряда слоев, напластовавшихся друг на друга. ом называют слой, имеющий толщину более 1 см. Первоначальное........Научно-технический энциклопедический словарь

Зародышевый Пласт — см. Зародышевый листок.Большой медицинский словарь

Водоупорный Пласт — (водоупор) - пласт водонепроницаемых горных пород,ограничивающий снизу или сверху водоносный горизонт.Большой энциклопедический словарь

Пласт — (слой) - в геологии - форма залегания осадочных и многихметаморфических горных пород; геологическое тело относительно однородногосостава, ограниченное практически........Большой энциклопедический словарь

Пласт — город, Челябинская обл. В середине XIX в. основан прииск при мощной пластообразной залежи золотоносных песков, известной как Большой пласт. Пос. при этом прииске получил название ; с 1940 г. город.Географический словарь

Пласт — Слой горной породы, сформированный из осадков, принесенных воздействием ветра, воды или силы тяжести. Последовательные слои накапливаются друг поверх друга и спрессовываются,........Исторический словарь

Международный Нефтяной Консорциум — (International petroleum consorcium) - одна из крупнейших междунар. монополий, к-рая контролирует подавляющую часть нефтедобычи Ирана. Осн. (1954) для сбыта иран. нефти на базе собственности........Советская историческая энциклопедия

Заро́дышевый Пласт — см. Зародышевый листок.Медицинская энциклопедия

Пласт. — технология пластмассСловарь аббревиатур

ПЛАСТ — ПЛАСТ, -а, м. 1. Плотный, плоский слой чего-н. П. почвы, породы. 2. перен. Однородная масса как часть чего-н. (книжн.). Пласты населения. П. новых терминов. * Лежать пластом или........Толковый словарь Ожегова

ВОДОНОСНЫЙ ПЛАСТ — ВОДОНОСНЫЙ ПЛАСТ См. Водоносный горизонт.Экологический словарь

Посмотреть еще слова :

Перевести Нефтяной пласт на язык :

slovariki.org

Режимы работы нефтегазоносных пластов

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

            Различают следующие режимы:

·       водонапорный,

·       упругий и упруговодонапорный,

·       газонапорный или режим газовой шапки,

·       газовый или режим растворенного газа,

·       гравитационный,

·       смешанный.

            Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки.

            Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи -  отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный.  При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

            Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

            Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить  при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

            В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от  текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные,  напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

 По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также  эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

            Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

            Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

            Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

oilloot.ru

Нефтеотдача пластов при различны

 

 

Коэффициентом нефтеотдачи пласта принято называть разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесенную к начальной. В лабораторной практике обычно измеряется нефтеотдача за безводный и водный периоды. При вытеснении нефти водой из модели пласта поступает сначала чистая нефть, а затем нефть с водой. Нефтеотдача, достигнутая за эти периоды, называется соответственно безводной, и водной.

Объемы добываемой нефти в безводный и водный периоды в различных геологических условиях не одинаковы. В пологих структурах с большими площадями контакта воды и нефти добыча нефти в водный период оказывается более значительной и длительной. Поэтому необходимо выделять нефтеотдачу в безводный и водный периоды эксплуатации залежей. Конечные же нефтеотдачи следует сравнивать с учетом водного фактора (водный фактор - среднее количество извлекаемой воды, приходящейся на 1 т добываемой нефти).

При современном уровне развития технологии и техники нефтедобычи физически возможный коэффициент нефтеотдачи значительно меньше единицы. Например, при разработке некоторых Залежей на Биби-Эйбате (Азербайджанская ССР) за 25 лет эксплуатации коэффициент нефтеотдачи едва достигал 0,1. Даже в том случае, если сетка расположения скважин плотная, а водные факторы значительные, нефтеотдача редко достигает 0,7-0,8.

Нефтеотдача также зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее значение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с большими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворенного в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкости нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытеснении нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способностью, чем газ.

Некоторые исследователи считают, что в большинстве залежей с активным напором воды суммарная нефтеотдача не превышает 60 % к тому моменту, когда дальнейшая эксплуатация скважин становится экономически нецелесообразной. Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффективности при других источниках пластовой энергии. В таких условиях нефтеотдача составляет 8--30 %, а в большинстве случаев 15-20 %. Это объясняется ограниченным объемом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкости газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою и первоначально происходит эффективное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Поэтому в зависимости от строения залежи наблюдаются высокие пределы нефтеотдачи в месторождениях с газовой шапкой (0,6-0,7). Однако при значительной неоднородности пластов коэффициент нефтеотдачи не превышает 30 %. Снижение эффективности расширения газовой шапки при этом обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой вязкостью его, что приводит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает, по-видимому, угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются и эффективность вытеснения нефти газом повышается. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Если бы пористая среда пласта представляла собой систему трубок или каналов, не сообщающихся между собой, то при вытеснении нефти водой и газом газовой шапки практически можно было бы достигнуть почти полной нефтеотдачи. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространства - причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное же движение различных несмешивающихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные силы проявляются во много раз больше, чем при «поршневом» вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей (т. е. при отсутствии менисков) характеризуется высокими коэффициентами нефтеотдачи, близкими к 95-100 %. Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует уменьшению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, способствующие возникновению небольших, но многочисленных участков, обойденных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия. Макронеоднородное строение пластов - наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от многочисленных свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и т. д.).

Исходя из причин, вызывающих неполную отдачу пластом нефти, можно отметить следующие пластовые формы существования остаточной нефти:

1) капиллярно удержанная нефть;

2) нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

3) нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

4) нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

5) нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых «экранов» (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Упомянутые виды остаточной нефти, по-видимому, содержатся в том или ином объеме во всех истощенных залежах.

Пленочной называется нефть, покрывающая тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Данные измерения тонких слоев жидкости, а также исследований распределения остаточной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочной состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной. Последняя находится в узких порах коллектора, в местах контакта зерен и в виде столбиков и четок, рассеянных в пористой среде. Капиллярно связанная нефть удерживается в порах капиллярными силами и ограничивается менисками на поверхностях раздела нефть — вода или нефть — газ. Формы существования капиллярно удержанной нефти и ее количество определяются геометрией перового пространства и свойствами поверхностей раздела фаз. В гидрофильной пористой среде капиллярно удержанная нефть находится в виде капель, рассеянных в водной фазе. В гидрофобных пластах капиллярно удержанная нефть, по-видимому, содержится в мелких капиллярах в местах контакта зерен.

В природных условиях, кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и в местных непроницаемых экранах и перемычках.

Остаточная нефть этого вида весьма распространена. Доказательством служат многочисленные случаи притока чистой нефти в скважины, пробуренные за водонефтяным контактом в промытой части пласта. По этой же причине перераспределение и увеличение отбора жидкости из обводненного пласта иногда приводит к повторному увеличению притока нефти к скважинам. Если бы пласты были макрооднородными, нефтеотдача их была бы весьма значительной (70—80%). Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективный — водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться (где это экономически целесообразно) к сохранению естественного или к воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. При этом, однако, возникают свои проблемы улучшения технологии заводнения залежей, так как и при водонапорном режиме нефтеотдача редко превышает 50—60 % от начальных запасов. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, поддающихся регулировке, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное натяжение ее на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными веществами), вязкость и температуру.

Но необходимо предварительно определить скорость вытеснения нефти (или депрессию давления в пласте), обеспечивающую наибольшую нефтеотдачу, и значения упомянутых регулируемых свойств воды, при которых можно получить наибольшую эффективность вытеснения из пласта нефти. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе опубликованы результаты большого числа лабораторных и промысловых опытов, проведенных различными исследователями. Результаты оказались противоречивыми. В одних случаях, например, нефтеотдача увеличивается с уменьшением поверхностного натяжения, в других же эта закономерность оказалась более сложной — нефть в большей степени вытеснялась водой, имеющей повышенное поверхностное натяжение, из гидрофильных пористых сред, тогда как низкое поверхностное натяжение оказывалось более эффективным в гидрофобных пластах.

Изучению влияния на нефтеотдачу скорости вытеснения нефти водой из пористой среды также посвящено значительное число работ отечественных и зарубежных авторов. Часть исследователей считают, что максимальную нефтеотдачу можно получить при небольших скоростях продвижения водонефтяного контакта. Другая часть авторов полагают, что наибольшая нефтеотдача наблюдается при повышенных скоростях вытеснения нефти водой. Третья часть исследователей пришли к выводу, что конечная нефтеотдача не зависит от скорости вытеснения нефти водой. По результатам, полученным многими исследователями, полная нефтеотдача не зависит от соотношения вязкости нефти и воды, — если профильтровать через породу достаточно большие количества воды. Это также оспаривается другими исследователями.

Из сказанного следует, что по важнейшим вопросам физики и физхимии вытеснения нефти из пористых сред нет единого мнения. Основная причина этого заключается в том, что свойства нефтесодержащих пластов и насыщающих их жидкостей характеризуются большим разнообразием. И каждый из упомянутых выше выводов, по-видимому, справедлив, но только для тех условий вытеснения нефти водой, при которых он был получен. Рассмотренная общая схема вытеснения нефти водой недостаточно освещает процессы, происходящие в пористой среде при замещении нефти водой или газом. Например, если не учитывать количественных показателей, то схема вытеснения нефти водами различного состава из пластов даже с неодинаковыми физическими свойствами остается той же самой.

Во всяком случае из нее нельзя получить ответ на вопрос: почему различные воды вытесняют при всех прочих равных условиях неодинаковое количество нефти из породы? Точно так же одной общей схемы вытеснения недостаточно для решения многих других вопросов промысловой практики, как, например, выбор режима нагнетания воды в залежь при ее разрезании, в результате чего обеспечивается наибольшая нефтеотдача, каковы при этом должны быть свойства нагнетаемой воды и как они должны быть связаны со свойствами пластовой системы и т. д.

Выяснить все эти вопросы чрезвычайно важно — при этом открылись бы научно обоснованные пути значительного повышения нефтеотдачи пластов за счет правильного подбора качества вод и наиболее эффективного режима вытеснения нефти. Действительно, по результатам многочисленных лабораторных исследований разница в значениях нефтеотдачи породы в процессе вытеснения одной и той же нефти водами различного состава с большим диапазоном скоростей продвижения водонефтяного контакта изменяется в пределах от 0 до 10—15 %, а иногда и более. Многие исследователи считают, что разница в нефтеотдаче при вытеснении нефти из одной и той же породы водами различного состава получается (вследствие неодинакового характера течения и интенсивности капиллярных процессов в пласте.



biofile.ru

нефтяные пласты - это... Что такое нефтяные пласты?

 нефтяные пласты oil measures

Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.

  • нефтяные остатки
  • нефтяные смолы

Смотреть что такое "нефтяные пласты" в других словарях:

  • нефтяные пласты — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN oil measures …   Справочник технического переводчика

  • пласты пород, покрывающие нефтяные залежи — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN capping beds …   Справочник технического переводчика

  • ГОСТ Р 53713-2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки — Терминология ГОСТ Р 53713 2009: Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки оригинал документа: (попутный) нефтяной газ; ПНГ: Смесь углеводородных и неуглеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Азербайджанская Советская Социалистическая Республика — (Азербайджан Совет Сосиалист Республикасы)         Азербайджан.          I. Общие сведения          Азербайджанская ССР образована 28 апреля 1920. С 12 марта 1922 по 5 декабря 1936 входила в состав Закавказской федерации (См. Закавказская… …   Большая советская энциклопедия

  • Системы разработки многопластового месторождения — ► oil field exploitation system Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения: ■ система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно: каждый вышележащий после… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • Заводнение —         нефтяных месторождений, закачка воды в нефтяные пласты в целях поддержания и восстановления пластового давления (см. Забойное давление) и баланса пластовой энергии. При З. обеспечиваются высокие темпы добычи нефти и сравнительно высокая… …   Большая советская энциклопедия

  • Экономический очерк. Горнодобывающая промышленность — Старательская добыча алмазов в Эстрела ду Сул (штат Минас Жерайс). Бразилия. Экономический очерк. Горнодобывающая промышленностьЛатинская Америка относится к регионам, богатым минеральными ресурсами. Она занимает видное место среди… …   Энциклопедический справочник «Латинская Америка»

  • Кузнецов, Олег Леонидович — Президент Российской академии естественных наук (РАЕН) с 1994 г.; родился 29 августа 1938 г. в Москве; окончил геофизический факультет Московского геологоразведочного института в 1962 г., доктор технических наук, профессор; 1962 1970 младший… …   Большая биографическая энциклопедия

  • Забойное давление —         давление на забое (См. Забой) работающей нефтяной, водяной или газовой скважины. Давление на забое простаивающей (или временно остановленной) скважины назывался пластовым давлением. Достоверный способ определения З. д. замер с помощью… …   Большая советская энциклопедия

  • Нефтеотдача —         мера полноты извлечения нефти из пласта. Под Н. понимают также меру истощённости нефтяного пласта. Коэффициент определяется отношением количества извлечённой нефти к первоначально содержащейся в пласте в одинаковых условиях и численно… …   Большая советская энциклопедия

  • Термическая нефтедобыча —         методы разработки нефтяных месторождений воздействием на нефтяные пласты теплом. Исходные положения для развития Т. н. высказаны Д. И. Менделеевым (1888), Д. В. Голубятниковым (1916), И. М. Губкиным (1928), А. Б. Шейнманом и К. К.… …   Большая советская энциклопедия

Книги

  • Геомеханические и технические основы увеличения нефтеотдачи пластов в виброволновых технологиях, Виктор Опарин,Борис Симонов,Владимир Юшкин,Владимир Востриков,Юрий Погарский,Леонид Назаров. Монография посвящена разработке методов и созданию систем вибросейсмического воздействия на нефтяные пласты для увеличения нефтеотдачи. Изложены феноменологические предпосылки виброволнового… Подробнее  Купить за 1838 грн (только Украина)
  • Геомеханические и технические основы увеличения нефтеотдачи пластов в виброволновых технологиях, Опарин В.Н.. Монография посвящена разработке методов и созданию систем вибросейсмического воздействия на нефтяные пласты для увеличения нефтеотдачи. Изложены феноменологические предпосылки виброволнового… Подробнее  Купить за 1466 руб
  • Геомеханические и технические основы увеличения нефтеотдачи пластов в виброволновых технологиях, Виктор Опарин,Борис Симонов,Владимир Юшкин,Владимир Востриков,Юрий Погарский,Леонид Назаров. Монография посвящена разработке методов и созданию систем вибросейсмического воздействия на нефтяные пласты для увеличения нефтеотдачи… Подробнее  Купить за 1186 грн (только Украина)

dic.academic.ru