Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Залежи нефти в


Понятие о нефтяной залежи, нефтяном месторождении. Источники пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных залежей

 

Нефть и газ скапливаются в пластах- коллекторах, в так называемых ловушках, образовавшихся в результате:

 

 

1)изгибов земной коры 2)выклинивания пласта 3)запечатывание пласта

другими непроницаемыми

породами

 

Скопление нефти газа в ловушке одного или нескольких гидродинамически связанных пластов- коллекторов называется залежью.

Пласты- коллектора состоят из проницаемых горных пород, которые переслаиваются с непроницаемыми горными породами, верхняя граница- кровля, нижняя граница – подошва.

Складки, обращенные выпуклостью вверх, называются антиклиналями, а складки направленные выпуклостью вниз - синклиналями.

 

 

 
 
Антиклиналь Синклиналь

 

Самая высокая точка антиклинали называется ее вершиной, а центральная часть сводом. Наклонные боковые части складок (антиклиналей и синклиналей) образуют крылья. Антиклиналь, крылья которой имеют углы наклона, одинаковые со всех сторон, называется куполом.

Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочены к антиклинальным складкам.

Обычно одна складчатая система слоев (пластов) представляет собой чередование выпуклостей (антиклиналей) и вогнутостей (синклиналей), причем в таких системах породы синклиналей заполнены водой, т.к. они занимают нижнюю часть структуры, нефть (газ) же, если они встречаются, заполняют поры пород антиклиналей.

 

Газ, нефть и вода располагаются внутри ловушки под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотностей.

Граница между нефтью и водой называется водо- нефтяным контактом (ВНК),между газом и нефтью- газо- нефтяным контактом ГНК.

Залежи бывают по геологическому строению:

1) пластовые

2) сводовые

3) литологически- экранированные

по насыщающему их флюиду:

1) нефтяные

2) нефтегазовые

3) газовые

4) газоконденсатные

Совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади называется месторождением.

В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым.

Пластовое давление в различных точках залежей переменно, поэтому его определяют как средневзвешенное значение (при одинаковой глубине) по всем скважинам данного пласта именуют приведенным. Пластовое давление обычно соответствует гидростатическому давлению столба воды в скважине до глубины залегания данного пласта.

Температура нефти или газа в пластовых условиях называется пластовой температурой. Она возрастает с увеличением глубины скважины. Повышение температуры пласта на 1оС в метрах от устья скважины ( по вертикали) называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. В среднем геотермический градиент равен 3 оС.

Разрабатываемые залежи ТПДН «Муравленковскнефть» относятся к нефтяным, где газ содержится в нефти в растворенном состоянии и по геологическому строению к типу пластовых, сводовых, литологически- экранированных. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных пластов, залегающих на глубинах от 1200 м до 3070 м существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

 

Источниками энергии, обеспечивающей движение жидкостей и газов в продуктивных пластах, является собственная пластовая энергия системы и энергия , подаваемая извне, главным образом путем нагнетания в пласты под высоким давлением жидкостей и газов.

Запас естественной энергии в пласте определяется главным образом его размерами, давлением, под которыми находятся в нем жидкости и газы и частично температурой.

Различают следующие виды пластовой энергии:

1. Энергия напора краевых и подошвенных вод.

2. Энергия напора газа, находящегося в газовой шапке.

3. Энергия расширения выделившегося газа из нефти, первоначально растворенного в ней.

4. Упругая энергия пород и жидкостей.

5. Гравитационная энергия (сила тяжести).

 

Режимы работы нефтяных залежей

Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил в залежи, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин.

Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи- отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим запасам ее в пласте.

 

В зависимости от вида энергии, под влиянием которой нефть и газ вытесняются из пласта, различают следующие виды режимов эксплуатации нефтяных месторождений:

1. Водонапорный режим

2. Газонапорный режим

3. Режим растворенного газа

4. Упругий режим

5. Гравитационный режим

6.Смешанные режимы

Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам происходит под воздействием напора краевой (контурной) воды, которая в процессе разработки залежей стремится продвинуться в зону пониженного давления – к забоям скважины. Эффективность напора краевых вод тем выше и тем активнее питание пласта (атмосферные осадки, подрусловые воды рек и т.д.), чем больше проницаемость пород и меньше вязкость пластовой жидкости. В этом случае поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ.

При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи для пластов с водонапорным режимом может быть в пределах 0,5-0,7 и более.

 

Газонапорный режим –движение нефти в пласте происходит за счет напора расширяющегося газа, сосредоточенного в сводовой части залежи (газовой шапки). В чистом виде газонапорный режим проявляется в гидродинамической изоляции. Хотя запасы энергии газовой шапки достаточно большие, эффективность работы залежи ниже, чем при водонапорном режиме из-за плохой вытесняющей способности газа. Кроме того дебиты скважин нужно ограничивать вследствие прорыва в них газа из газовой шапки. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6

 

Режим растворенного газа.При эксплуатации залежей в режиме растворенного газа, когда пластовое давление становится меньше давления насыщения, то происходит выделение пузырьков газа из нефти, которые распределяются равномерно по всему поровому пространству, и расширяясь вытесняют нефть из пласта. Коэффициент нефтеотдачи при этом режиме будет 0,2-0,4.

 

Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей. При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.

Сжимаемость пород- коллекторов и жидкостей невелика, но при значительных объемах пласта, особенно его водоносной части, за счет упругих сил в скважины могут быть вытеснены большие объемы жидкости.

Этот режим проявляется в гидродинамически-изолированных залежах при пластовых давлениях выше давления насыщения. Коэффициент нефтеотдачи -0,5-0,6

 

Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести. Этот режим проявляется в том случае, когда в пласте давление снизилось до атмосферного, а в нефти не содержится растворенный газ. В этом случае нефть стекает в скважины только под действием гравитационной силы (силы тяжести). При гравитационном режиме добыча нефти из пласта ведется в основном механизированным способом до тех пор, пока эксплуатационные расходы окупаются стоимостью добытой нефтью. Коэффициент нефтеотдачи- 0,1-0,2.

 

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

 

cyberpedia.su

Залежи - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Залежи - нефть

Cтраница 2

Залежи нефти в отложениях нижнего карбона являются основными эксплуатационными объектами.  [16]

Залежи нефти в карбонатных коллекторах содержат 19 % начальных балансовых запасов рассматриваемой группы месторождений, и на их долю приходится около 10 % добычи нефти.  [18]

Залежи нефти в карбонатных коллекторах, разрабатываемые с заводнением, приурочены к турнейским отложениям, исключением является Карача-Елгинское месторождение, где таким же способом разрабатываются объекты Верейского и каширского горизонтов. Большинство залежей нефти турнея находятся в эксплуатации 35 лет.  [20]

Залежи нефти этого типа имеют хорошую гидродинамическую связь с вневрезовыми боб-риковскими коллекторами и турнейскими карбонатами одновременно за счет увеличенной толщины.  [21]

Залежи нефти и их отдельные блоки характеризуются различной геологической неоднородностью. При рассмотрении средних значений фильтрационно-емкостных параметров происходит их сглаживание как для различных опытных участков, так и для залежей нефти в целом. В качестве примера ( табл. 8) приведена геолого-физическая характеристика по 19 участкам, расположенным в пределах залежей 5 и 31 бобриковского горизонта Ро-машкинского месторождения.  [22]

Залежи нефти, скопившиеся в отложениях дельты средневи-зейской реки, наблюдаются также в Шкаповском и других районах на юго-востоке Башкирии, где запасы нефти, содержащейся в нижнекаменноугольных песчаниках, достаточно велики.  [23]

Залежи нефти могут быть приурочены и к линзам песчаников, со всех сторон окруженных глинами. Иногда они связаны с песчаными образованиями русел древних рек, уже погребенных под более молодыми осадками. Такие залежи впервые были открыты И. М. Губкиным в 1911 г. в Майкопском районе Краснодарского края.  [24]

Залежи нефти и газа отличаются большим разнообразием форм и размеров. Большая часть залежей относится к группе пластовых. Имеются также залежи массивного типа. Первый тип залежей характерен для терригенной части продуктивного разреза, второй - для карбонатной. Залежи, относящиеся к пластовому типу, вследствие литологической изменчивости коллекторов зачастую имеют характер литологически ограниченных. Имеются также залежи тектонически экранированные.  [25]

Залежи нефти в Среднеобской нефтегазоносной области установлены в весьма широком стратиграфическом диапазоне. Здесь нефтеносны тюменская, васюганская свиты юры, мегионская свита валанжина, вартовская свита валанжина и готерив - баррема. Залежи газа известны в отложениях апт - сеноманского горизонта. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхами мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых почти 20 с доказанной промышленной нефтеносностью.  [26]

Залежи нефти этих пластов являются пластовыми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет наклонный характер ( с запада на восток), что, видимо, связано с линзовидным строением пластов и значительным ухудшением их [ коллекторских свойств.  [28]

Залежи нефти в карбонатных коллекторах разрабатываются в отложениях турнейского, башкирского яруса и верейского горизонта. Отложения среднего и нижнего карбона нефтяных месторождений Татарстана отличаются от залежей этого возраста других районов Урало-Поволжья худшими коллекторскими характеристиками пластов и более высокой вязкостью углеводородов. Так, вязкость нефти месторождений Пермской и Куйбышевской областей, Республики Башкортостан достигает 40 МПа с. В связи с этим, перенос опыта разработки таких месторождений из одних районов в другие, в том числе на месторождения Татарстана, затруднен.  [29]

Залежи нефти распространены на всей пл. Туймазин-ско - Шкаповском, в пределах Южно-Татарского свода ( зап. Благовещенской впадины и юго-вост.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нефтяные залежи - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтяные залежи

Cтраница 1

Нефтяные залежи в терригенном Девоне юго-восточного склона русской платформы, экранированные грабенами и сбросами.  [1]

Нефтяные залежи характеризуются различными режимами дренирования. IX и I пласты имеют естественные запасы пластовой энергии, достаточные, чтобы отобрать основную долю промышленных запасов нефти фонтанным способом. Для VIII3 4 пластов этой энергии уже не хватает, поэтому потребовалось применение искусственного воздействия на пласт с целью поддержания пластового давления. Пласты VIII2 и VIII имеют незначительные естественные запасы пластовой энергии. Они должны разрабатываться только с поддержанием пластового давления путем внутриконтурного и приконтурного заводнения.  [2]

Нефтяные залежи в природном начальном состоянии находятся под действием множества уравновешенных больших и малых, внешних и внутренних сил.  [3]

Нефтяные залежи в этих отложениях могут быть встречены на северо-западе Южно-Ямальской нефтегазоносной области: на Нурминском мегавалу, в пределах Харасавэйского и Нахарьянско-го валов, на структурах, расположенных на Усть-Еркутаяхском валу, а также на Преображенском и Малыгинском локальных поднятиях.  [4]

Нефтяные залежи Саудовской Аравии составляют 15 % нефтезалежей всей планеты. Благодаря чему это малонаселенное государство является третьим крупнейшим производителем нефти в мире.  [5]

Нефтяные залежи характеризуются режимом растворенного газа с влиянием одностороннего напора краевых вод, вследствие чего залежи частично смещены на восточное крыло.  [7]

Нефтяные залежи, приуроченные к терригенным и карбонатным коллекторам, занимают достаточно обширные площади. Площадь нефтеносности может изменяться от нескольких квадратных километров до десятков, сотен и даже тысяч квадратных километров. Толщина продуктивных отложений может варьировать от нескольких метров до десятков метров. В результате нефтяная залежь или месторождение образуют в толще осадочных пород тело, в котором объемы продуктивных нефтеносных отложений измеряются миллионами и миллиардами кубических метров.  [8]

Нефтяные залежи в карбонатных коллекторах вполне правомерно относятся к категории сложно построенных, а запасы нефти в них - к трудноизвлекаемым. Недостаточная изученность карбонатных коллекторов связана в значительной мере с тем, что карбонатные разрезы, в отличие от терригенных, не поддаются достаточно тонкому изучению геофизическими или лабораторными методами.  [9]

Нефтяные залежи не имеют в плане правильной геометрической формы. Процесс разработки залежи неправильной геометрической форм аналитически не может быть рассчитан вполне точно.  [10]

Нефтяные залежи ( месторождения) разрабатывают в основном пробуренными скважинами, Существуют также шахтные и карьерные способы разработки.  [11]

Нефтяные залежи и месторождения различаются по глубине залегания нефтяных пластов. Глубина залегания четко определяет гидростатическое давление на забое скважин - давление столба воды. У большинства нефтяных пластов начальное пластовое давление примерно равно гидростатическому давлению. Поэтому принимаем, что забойное давление добывающих скважин, равное давлению насыщения, составляет 0 5 от начального пластового давления; соответственно депрессия на нефтяные пласты составляет ( 1 - 0 5) 0 5 от начального пластового давления, а последнее примем равным гидростатическому давлению.  [12]

Нефтяные залежи на Нурлатском месторождении обнаружены в горизонте Д ] пашийских слоев и в горизонте Д0 кыновских слоев девона. Залежи имеют небольшие размеры и небольшую мощность продуктивных песчаников. В каменноугольных отложениях залежи установлены в карбонатных пластах башкирского яруса и верейского горизонта, а также в песчаниках верейского и угленосного горизонтов.  [13]

Нефтяные залежи были выявлены в отложениях хадумского горизонта и черкесской свиты, в палеоценовых и верхнемеловых отложениях. Нефтеносность почти всех горизонтов приурочена в основном к трещинным коллекторам. Тип залежей хадумского горизонта - пластовый, сводовый с элементами литологического и, возможно, тектонического экранирования. Хадумский горизонт представлен глинами с прослоями мергелей, аргиллитов и очень редко алевролитов. Черкесская свита представлена аргиллитами, глинами и мергелями с редкими прослоями глинистых алевролитов. Продуктивный горизонт палеоцена также сложен аргиллитами, глинами и глинистыми алевролитами; III горизонт верхнего мела представлен известняками, иногда неравномерноглини-стыми.  [14]

Нефтяные залежи, имеющие обширные водонефтяные зоны, составляют от 25 до 85 % общей площади нефтеносности. Выработка запасов из этих зон значительно отстает от выработки в чисто нефтяных зонах.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Физико-химические свойства нефти и газа в залежи

    Для экспериментального изучения свойств нефти в залежи потребовалось разработать специальные методы отбора и анализа проб в связи с тем, что физико-химические свойства нефти в залежи под давлением отличаются от свойств нефти, извлеченной на поверхность земли. При выходе нефти на поверхность меняется ее состав в связи с изменением давления и температуры выделяются растворенные газы, выпадают твердофазные компоненты. [c.41]     Физико-химические свойства нефти — удельный вес, содержание смол, асфальтенов, газов, бензиновых фракций, вязкость и давление насыщения — изменяются в пределах одной залежи по мощности и по простиранию пласта. [c.15]

    Физико-химические свойства нефти и газа в залежи [c.41]

    В распределении газов по разрезу осадочного чехла существует определенная зональность. Снизу вверх возрастает коэффициент сухости, увеличивается доля изобутана (относительно л-бутана), увеличивается содержание легкого изотопа углерода. Зональность эта хорошо знакома исследователям, однако объясняют они ее с разных точек зрения. Одни считают, что причина в различии физико-химических свойств компонентов газов (растворимость в воде и нефти, коэффициенты диффузии и т.д.) и связанных с этим эффектов, сопровождающих процессы формирования и разрушения залежей. Сторонники этой точки зрения, как правило, большое значение придают процессам вертикальной и латеральной миграции. Другие исследователи наблюдаемые различия в составе газов объясняют особенностями механизма их генерации. [c.117]

    Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи — её запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится всё количество нефти (газа), находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (/) и с учётом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от 15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Они зависят от 1) физико-химических свойств нефти 2) свойств коллекторов 3) методов разработки. [c.68]

    Условия, в которых нефть находится в залежи, резко отличны от поверхностных, где обычно и изучаются ее физико-химические свойства. В пластовых условиях в нефти содержатся значительные количества растворенных газов. Основными компонентами попутных газов являются метан, этан, пропан и азот. Первые три из них являются наиболее энергичными осадителями асфальтенов из нефти. [c.34]

    Как показывают теоретические и фактические результаты, без должного контроля не только физико-химических свойств смешиваемых пластовой нефти (смеси пластовых нефтей в случае многопластовых залежей) и закачиваемого газа, но и их относительного количества невозможно с приемлемой (промысловой) точностью оценить практически все параметры получающейся нефтегазовой смеси  [c.192]

    Выбор наиболее рационального способа разработки месторождений нефти и газа зависит от многих факторов, в частности, от энергетического режима залежи, меняющегося по мере эксплуатации залежи, геологического строения и размеров площади, физико-химических свойств пластовой нефти, физико-механических свойств пород-коллекторов и др. [c.33]

    Таким образом, во всех геохимических зонах будут фиксироваться изменение элементного и минерального состава пород, а также их физических свойств. На основе приведенных теоретических данных и фактического материала по ряду регионов наметились основные направления исследований. Они сводятся к необходимости рассматривать изменения пород под воздействием флюидов, мигрирующих из залежей нефти и газа, как единый взаимосвязанный процесс перераспределения элементного и минерального состава пород и изменения их физических и физико-химические свойств. [c.103]

    Оценивая в целом условия формирования УВС в породах неоком-апта необходимо отметить, что наиболее сильное влияние на величину и тип (фазовое состояние) отдельных скоплений УВ, физико-химические свойства газа и нефти в залежах и другие характеристики в данном комплексе оказывают в равной мере тектонический и литологический факторы, несколько меньшим влиянием характеризуется геохимический фактор. [c.86]

    На газонефтяном контакте также имеется переходная зона от нефтяной до чисто газовой части пласта. Строение этой части залежи определяется равновесием гравитационных и капиллярных сил, а также физическими и физико-химическими свойствами системы нефть-порода-газ. [c.152]

    Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворимость их в воде и нефти различна. Свойства газов на поверхности и в пластовых условиях отличаются, они во многом определяются термобарическими условиями и физико-химическими параметрами среды. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти. Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры она растет в ряду С1-С4. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти. Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения, если давление в залежи падает, то газ вьще-ляется в свободную фазу. [c.44]

    В справочнике даны геологическое описание нефтяных и газонефтяных месторождений, физико-химические свойства нефти и растворенных в них газов. Приведены результаты статистической обработки систематизированного материала. По этим результатам выявлены некоторые закономерности изменения свойств нефти, построены гистограммы для большинства нефтей и условий залеганий. Во второе издание (1-е изд.— 1974) включены дополнительные данные, дана новая количественная классифика-Щ1Я залежей природных углеводородов, обосновано существование месторождений нефтей, насыщенных парафином. [c.2]

    Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

    Изменение физико-химических свойств пластовой нефти в залежи и на забое добывающей скважины при пластовом давлении ниже давления насьпцения пластовой нефти газом [c.152]

    Далее на примере этих залежей Куйбышевской области Ле-бежинской (скв. 84) и Лещевской (скв. 10), охарактеризованных в табл. 1.30, рассматривается возможность расчетной оценки физико-химических свойств представленной гипотетической смеси пластовых нефтей. В табл. 1.31 дан компонентный состав пластовых нефтей, нефтяных газов однократного стандартного разгазирования (ОСР) этих пластовых нефтей и рассматриваемого варианта их смеси. [c.180]

    Некоторые из газообразных тяжелых углеводородов (бутан, нентан и более тяжелые) имеют изомеры. Изомерами называются вещества с одинаковым составом, но различаюпщеся по химическому строению и физико-химическим свойствам. Например, существование нормального и изомерного бутана объясняется структурной изомерией углеводородного скелета (рис. 1.2, в). В природных условиях изомеры бутана и пентана ведут себя иначе, чем нормальные формы. Этим различием пользуются, в частности, для определения типа залежей газа и нефти по соотношению нормального бутана к изобутану или другим термобарическим показателям углеводородных систем. По мнению многих ученых, использованию термобарических показателей при разведке газовых и нефтяных месторождений принадлежит большое будущее. [c.13]

    На стадии поиска местоскоплений (залежей) основной целью является открытие скоплениГ1 УВ открытие местоскопления или выявление новых залежей в неизученной части разреза в пределах местоскоплений, находящихся в разведке. В комплекс задач, решаемых на данной стадии, входят выявление продуктивных пластов-коллекторов, перекрытых непроницаемыми слоями (покрышками) определение параметров пластов опробование и испытание продуктивных горизонтов и скважин получение промышленных притоков нефти и газа определение коллекторских свойств пластов и физико-химических свойств флюидов (нефти, газа, конденсата, воды) оценка запасов УВ открытых залежей выбор объектов для проведения детализационных и оценочных работ. [c.109]

    Параметр, характеризующий физические свойства пластовых угле-водорододных систем с учетом условий их залегания,— это средняя молекулярная масса, которая не зависит от пластовых условий давления и температуры. Так, если определенная смесь газообразных, жидких или твердых углеводородов (при давлении выше давления насыщения) находится в различных залежах в неодинаковых условиях залегания, но при этом не происходит их физико-химического преобразования, то средняя молекулярная масса останется одинаковой. Например, если в залежи при небольшом давлении и низкой температуре находится вязкая, тяжелая, насыщенная газом нефть, то эта же нефть [c.13]

chem21.info

Нефтяная залежь - Справочник химика 21

    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]

    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]

chem21.info

Залежи нефти и газа - Справочник химика 21

    Таким образом, можно предполагать, что пластовая нефтегазовая система относительно находится в равновесии, если ее состояние при заданных внешних условиях в течение какого-либо времени не изменяется. Это вполне возможно для условий реальных нефтяных или газовых месторождений, ибо, как известно, на каком-либо отрезке времени (и часто очень длительном) всегда можно задать и достигнуть постоянство внешних параметров Т и р. Нужно отметить, что до начала разработки исходное состояние залежей нефти и газа, вероятно, отвечает состоянию термодинамического равновесия. [c.108]     Выделение генетических типов и соответственно циклов нефтегазообразования позволяет судить об интенсивности и масштабности процессов нефтегазообразования в данном регионе, а также прогнозировать залежи нефти и газа в конкретных стратиграфических комплексах. Так, в Предкавказье было теоретически обосновано наличие самостоятельных циклов нефтегазообразования в триасе, юре, нижнем и верхнем мелу. Особо важное значение для выбора направления геологоразведочных работ в Предкавказье имеет выделение триасового и верхнемелового циклов нефтегазообразования, которым ранее не придавали самостоятельного значения. [c.110]

    Для специалистов, занимающихся изучением карбонатных отложений, прогнозированием и поисками залежей нефти и газа в рифовых комплексах. [c.199]

    Вслед за отложением на дне водоемов всех указанных выше материалов начинается медленная их переработка, выражающаяся сначала в поверхностном их изменении, а затем в возникновении более глубоких процессов распада органического материала под водой без доступа воздуха и нри участии бактерий в условиях повышенных температуры и давления. Эти процессы, известные под именем битуминизации, в конечном результате привели к образованию жидких и газообразных битумов, первоначально, по-видимому, рассеянных по всей массе породы, а потом собравшихся в определенных местах в виде локализованных залежей нефти и газа. Эти процессы находятся в самой начальной стадии их изучения. [c.337]

    Широкому промышленному применению мембранного способа оч истки природного и нефтяного газов способствуют несколько причин. Во-первых, исходный газ находится, как правило, под повышенным давлением, поэтому отпадает необходимость в установке компрессоров. Во-вторых, пермеат, обогащенный извлекаемыми кислыми компонентами, может быть утилизирован непосредственно на месторождении (как правило, залежи нефти и газа соседствуют друг с другом), например для увеличения нефтеотдачи пластов и отработанных скважин. В-третьих, применение мембранной технологии позволяет получать очищенный и осушенный до необходимых стандартов газ без дополнительной обработки его другими (традиционными) методами. [c.285]

    Геологи США считают, что наиболее обширная площадь с вероятными залежами нефти и газа на глубинах свыше 4570 м находится в прибрежной части акватории Мексиканского залива. На этой площади объем перспективных на газонефтеносность осадочных пород, залегающих на глубине свыше 4570 лг, на 70% больше, чем в районе Персидского залива, и составляет, даже с вычетом осадочных пород, находящихся на глубинах свыше 9140 лосадочных толщ земного шара, залегающих на глубине свыше 4570 м. По оценке нефтяников США, этот район является единственным местом на Земле, где имеет смысл бурить скважины на нефть и газ глубиной свыше 7600 м. По мнению этих же специалистов, пет никаких оснований считать, что на глубинах свыше 9000 м не будут обнаружены запасы более легкой нефти с высоким содержанием газа. [c.92]

    По современным представлениям залежи нефти и газа формировались путем аккумуляции УВ, образующихся при преобразовании остатков органических веществ (ОВ), захороненных в рассеянном состоянии в осадочных породах. [c.121]

    Ованесов Г. П., Формирование залежей нефти и газа в Башкирии, Гостоптехиздат, 1962. [c.206]

    В структуре пластов горных пород может быть несколько залежей нефти и газа. Совокупность этих залежей в какой-либо складке или иной структуре горных пород называют нефтяным, газовым или нефтегазовым месторождением, в зависимости от соотношения нефти и газа. [c.47]

    Скопления нефти и газа всегда образуются в результате их постепенного накопления в той или иной как говорят ловушке, понимая под ловушкой какой-либо участок пористого пласта или массива горных пород, условия залегания которых благоприятны для улавливания нефти и газа. Благодаря своей способности к миграции, т. е. к перемещению в горных породах нефть и газ могут попасть в ловушку, находящуюся на большом расстоянии от того места, где происходило их образование. На рис. 15 по И. О. Броду схематически представлены основные типы ловушек, содержащих залежи нефти и газа. [c.47]

    Залежи нефти и газа находятся в пористых породах — в песках, песчаниках, карбонатах. Нефть и газ заполняют поры этих пород. Коэффициент пористости горных пород, т. е. объем норового пространства по отношению к всему объему породы, имеет большое значение. Чем больше величина коэффициента пористости, тем [c.48]

    На рис. 16 показано расположение основных нефтяных и газовых месторождений Советского Союза. К числу наиболее известных нефтегазоносных бассейнов относится Южно-Каспийская впадина. Залежи нефти и газа приурочены здесь к очень молодым по геологическому возрасту породам (плиоцен) и располагаются в складчатых очень нарушенных структурах. [c.51]

    Некоторые исследователи предполагают, что углеводороды существовали еще в том протопланетном облаке, из которого образовалась земля, а в дальнейшем они попали в осадочные породы и сохранились в виде залежей нефти и газа. [c.78]

    В то же время, как это описано выше, не приходится сомневаться в возможности образования нефти и газа из органического вещества в осадочных породах, где имеются также благоприятные условия для миграций и накопления газообразных углеводородов и нефти в виде залежей. Следует помнить, что все известные залежи нефти и газа находятся в осадочных породах и лишь как исключение в метаморфических и изверженных, куда нефть и газ скорее всего попали из покрывающих и прилегающих осадочных пород. [c.81]

    Ркс. Зв. Образование вторичных залежей нефти и газа при вертикальной миграции. [c.84]

    Предположим, что в крупнопористой, например песчаной, породе движется вода, содержащая мелкие пузырьки газа и капельки нефти, а на пути движения встречается тонкопористая песчано-глинистая или иная порода. Тогда здесь может образоваться скопление или залежь нефти и газа, так как вода будет продвигаться и дальше по тонкопористой породе, а газ и нефть будут задерживаться. [c.84]

    Известно много примеров, когда структуры, казавшиеся весьма перспективными в отношении их нефтегазоносности, оказывались при бурении пустыми, т. е. не содержащими промышленных запасов нефти и газа. В то же время крупные залежи нефти и газа находили иногда там, где этого не ожидали. [c.152]

    Некоторые исследователи принимают, что количество образовавшихся нефти и газа по отношению к количеству органического вещества составляет от 5 до 15%. Однако несомненно, что этот коэффициент превращения в зависимости- от геологических и физико-химических условий и от состава органического вещества может сильно различаться в разных районах, а кроме того возможность накопления и сохранения залежей нефти и газа зависит от условий миграции, которые не учитываются. [c.164]

    Совершенствование сушествующих й внедрение новых методов разработки залежей нефти И газа требуют глубокого изучения механизма осуществляемых процессов. Жидкости и газы, насыщающие пористую среду нефтегазоносных пластов, представляют собой, многокомпонентную смесь углеводородов. Кроме углеводородных компонентов в пористой среде имеются также неуглеводородные компоненты, растворимые или практически нерастворимые в углеводородных смесях (например, вода) В результате отклонения системы от термодинамического равновесия, вызванного изменением пластовых условий, могут возникать сложные движения двух-трехфазных многокомпонентных систем в пористой среде, при которых скорости движения отдельных фаз, их плотность и вязкость меняются во времени и в пространстве. Эти движения характеризуются переходом отдельных компонентов из газовой фазы в жидкую, различием фазовых скоростей, диффузией компонентов, составляющих фазы и др. Такой характер фильтрационных течений возникает в пористой среде при движении газированной жидкости и ее вытеснении из пласта водой и газом, при фильтрации газоконденсатных систем, вытеснении нефти из пласта газом высокого давления или обогащенными газами, при взаиморастворимом вытеснении жидкостей и других процессах.,  [c.3]

    По Бакирову [15], скопления нефти и газа подразделяются на локальные и региональные. В категорию локальных включаются залежи и месторождения. Под залежью понимается скопление нефти и газа в той части природного резервуара, которая характеризуется равновесием сил, заставляющих нефть и газ перемещаться,— с одной стороны, и сил, препятствующих этому — с другой. Совокупность залежей нефти и газа в пределах одной ограниченной по размерам площади, характеризующейся определенной структурой, образует месторождение. [c.7]

    Ну, а каким образом на земное тяготение влияют залежи нефти и газа Нефть легче воды, и породы, насыщенные нефтью или ее непременным спутником — газом, имеют меньшую плотность, чем если бы в них помещалась вода. И это, естественно, отмечает гравиметр. [c.41]

    И наконец, несколько слов еще об одном перспективном методе. Как мы уже говорили, над месторождением наблюдаются изменения в составе почвенных вод. Эти изменения можно выявлять и прямым гидрохимическим анализом взятых проб воды. Определяя количество содержащихся в воде газов и органических веществ, можно с какой-то долей уверенности судить о наличии в данном месте глубинных залежей нефти и газа. [c.44]

    Ббльшая часть геологических и геохимических наблюдений и фактов, накопленных в мировой науке о нефти на сегодняшний день, включая и масштабы различных процессов образования углеводородов лучше подтверждают гипотезу органич.еского происхождения нефти. Особенно убедительно выглядит хорошо доказуемая генетическая связь между компонентами нефти, живого вещества и органического вещества древних осадочных пород и современных осадков. Что же касается количества углеводородов органического происхождения, то оно исключительно велико и вполне обеспечивает образование залежей нефти и газа. [c.8]

    Процессы нефтегазообразования характеризуются определенной периодичностью во времени и в пространстве отложения, содержащие значительные запасы нефти и газа, чередуются с комплексами пород, в которых очень мало скоплений УВ или они полностью отсутствуют. Как правило, в каждой нефтегазоносной провинции такие чередования (отложения со скоплением УВ и без них) повторяются неоднократно, что свидетельствует о цикличности процессов нефтегазообразования, т. е. о наличии в регионе нескольких циклов нефтегазообразования. Нами вслед за Н.А. Еременко и С.П. Максимовым было применено понятие - цикл нефтегазообразования, под которым понимается совокупность взаимосвязанных процессов образования нефти накопления материнского ОВ и осадках и его преобразование в нефтяные и газовые УВ, формирование залежей нефти и газа и их разрушение. Так же как и в геологических явлениях, цикл нефтегазообразования — процесс необратимый — от прошлого к будущему. Цикл нефтегазообразования, как и любой другой цикл, включает несколько стадий (возникновение, формирование, устойчивое бытие, переход в другое состояние) или, как мы назвали, этапов. С.П. Максимов, Н.А. Еременко, Т.А. Ботнева в цикле нефтегазообразования выделяют четыре этапа  [c.103]

    При прогнозировании состава углеводородных скоплений в Западной Сибири И.И. Нестеров и А.В. Рыльков моделировали условк1я формирования залежей нефти и газа. При этом определяющими являлись тип ОВ и степень его метаморфизма. При моделировании процесса формирова ния залежей авторы исходили из предположения о близости залежей к источникам генерации УВ. Теоретическая модель выражалась формулой = f (МррХ), где — количество мигрировавших нефтяных и [c.150]

    Рассмотрены комплексы и особенности карбонатного осадконакопления, положение рифовых комплексов в составе карбонатных формаций. Предложены методы построения седиментационных моделей карбонатных отложений и палеогеоморфоло-гических реконструкций для прогнозирования нефтегазоносных рифовых комплексов. Описаны типы рифовых ловушек, их поисковые признаки, методы прогнозирования и поисков залежей нефти и газа. [c.199]

    Для девонских залежей нефти и газа Саратовской области, расположенных в зоне среднего катагенеза, глинистые толщи служат хорошими покрышками. Встречаются залежи нефти и газа и в зоне позднего катагенеза (жирные и коксовые угли), там, где толщи аргиллитов имеют мощность 100—200 м (например, на Шляховской и Кудиповской площадях Волгоградской области). Однако залежи нефти отсутствуют в терригенном девоне Жирновского и Бахметьевского поднятий из-за воздействия динамометаморфизма на аргиллиты в своде этих поднятий. Они изменены здесь больше, чем в других районах Пижней Волги. [c.370]

    На ряде площадей Волгоградской области в отложениях девона вскрыты залежи нефти и газа. Так, на Бахметьевской площади в евлановско-ливен-ских слоях франского яруса в известняках, доломитах и доломитизированных известняках, с пористостью в среднем около 11% и суммарной мощностью, равной 12 м, встречена газонефтяная залежь. В атом же стратиграфическо.и горизонте на Жирновской площади в известняках детритусовых, мелкообломочных, с пористостью 1,5—13% в средней пачке, мощностью от 25 до 38 м, также обнаружена газонефтеносная залежь. [c.373]

    Нефтяные месторождения Астраханской области и Калмыцкой АССР приурочены к сводовой части и южным склонам вала Карпинского. Залежи нефти и газа относятся к типу пластовых сводовых и тектонически экранированных они связаны с ннжнемеловыми и юрскими отложениями. [c.345]

    В пределах Кавказской части Азово-Кубанского бассейна можно выделить Западно-Кубанскую, Восточно-Кубанскую, Ейско-Березанскую и Адыгейскую нефтеносные зоны, отличающиеся друг от друга геолог 1ческим строением, типом структур и залежей нефти и газа. [c.338]

    В будущем, как полагают геологи США, местом активных морских разведочных работ на нефть и газ могут явиться прибрежные районы Калифорнии. Так, в прибрежных водах северной части штата Калифорния на акватории Хаф-Мун-Бей и Гумбольд-Бей была открыта небольшая залежь нефти и газа. Залежь выявлена структурной скважиной, пробуренной за пределами 4,8 км прибрежной полосы нри глубине моря 76,2 м.  [c.93]

    Образование залежей нефти и газа осуществляется только в песчаноалевритовых слоях и в глинистых отложениях, в которых на стадии раннего диагенеза возникают крупные поры. Отсюда следует, что обнаружение большого количества УВ различных типов в глинистых осадках еще не дает оснований рассматривать их в качестве нефте- или газопроизводящих. Больше того, обнаруживая, скажем, нефтяные УВ в каких-либо отпо- [c.96]

    Нефтяные и газовые месторождения, открытые на Бухаро-Газлинокой и Чарджоуской ступенях Амударьинской впадины, на Каракумском своде и в Мургабекской впадине (рис. 102), имеют залежи нефти и газа в отложениях мезозоя. [c.263]

    Открытые до настоящего времени залежи нефти и газа ютно-сятся к отложениям юрской и меловой систем. Больш инств10 [c.357]

    Разведка месторождений. Выявление, оценка запасов и подготовка к промышленной разработке залежей нефти и газа производится с помощью нефтеразведки. Процесс нефтеразведки состоит из двух этапов поискового и разведочного. В ходе поискового этапа осуществляются геологическая, аэромагнитная и гравиметрическая съемки местности, гес химическое исследование пород и вод, составление различных карт. Затем проводится разведочное бурение поисковых скважин. Результатом поискового этапа является предварительная оценка запасов новых месторождений. Главные цели разведочного этапа — обозначить (оконтурить) залежи, определить мощность и нефтегазоиасыи1енность пластов и горизонтов. После заверш( ния разведочного этапа подсчитываются промышленные запась нефти и разрабатываются рекомендации о вводе месторождения в эксплуатацию. [c.10]

    По представлению Менделеева, углеводороды под дейсте.ч высоких температур в недрах испарялись и поднимались в оё ласть меньи1их давлений в наружную холодную оболочку Земли, сложенную осадочными породами. Здесь и должны были формироваться промышленные залежи нефти и газа. [c.28]

    По мере дальнейшего развития поисков и добычи нефти стали более детально изучать состав и свойства пород, их геологический возраст, строение и расположение пластов пород и залежей нефти и газа. Так начала создаваться специальная отрасль геологии — геология нефти и газа. Начало этой науке было положено еще в прошлом столетии работами русского геолога Г. Абиха и американских геологов Е. Эндрюса, Т. Ханта и И. Уайта, установивших несомненную связь распределения нефти, газа и воды со строением толщ горных пород. Было установлено, что нефтяные залежи встречаются главным образом в наиболее приподнятых участках пористых песчаных пластов — в сводовых частях складок горных пород. Поэтому для успешного открытия нефтяных залежей важно знать строение горных пород. [c.29]

    В связи с этим стали разрабатывать прямые геохимические методы поисков нефти и газа. Указанными методами пользуются для выявления именно залежей нефти и газа по их микропроявлениям в верхних слоях пород с помощью специальной высокочувствительной аппаратуры. Проведенные этим способом поисковые работы показали,, что нефтегазовые залежи, действительно, могут быть установлены по микропроявлениям газообразных углеводородов в верхних слоях. Поэтому сочетание геологогеофизических и геохимических исследований должно повысить эффективность нефтегазопоисковых работ. [c.87]

    За последние годы большое значение получили разведка и добыча нефти и газа на морских площадях. Когда требуется вскрыть нефтегазоносные нласты, находящиеся под морским дном, по недалеко от берега, то задача может быть решена путем бурения направленных скважин с берега. Однако мелководные площади шельфа, где можно ожидать открытия залежей нефти и газа, распространяются от берега на расстоянии десятков километров и больше. В связи с этим получили развитие специальные способы бурения скважин на море. Совершенно очевидно, что чем глубже находится морское дно, тем труднее проводить бурение. [c.114]

    Успешное решение ключевых проблем экономического и социального раави ия нашей страны во многом зависит от увеличения и эффективности освоения минерально-сырьевых ресурсов недр, в первую очереаь топливно- энергетических, главными из которых являются нефть и газ. Это немыслимо без коренного повьш1ения эффективности поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, что может быть достигнуто лишь на основе кардинального ускорения научно-технического прогресса в решении наиболее важных проблем геологии нефти и газа, которые являются решающими при определении образования углеводородов, их миграции и аккумуляции, а также существенными при поисках, разведке и разработке как общеизвестных залежей нефти и газа, так и новых - нетрадиционного типа. Несомненно, одной из таких проблем в геологии нефти и газа, да и вообще в науках о Земле, является проблема аномальных давлений. Например, такие давления играют в нейшую роль в решении многих вопросов охраны окружающей среды, в частности при подземном захоронении разнообразных отходов, в том числе радиоактивных, чему до сих пор, к сожалению, не уделяется должного внимания. [c.3]

chem21.info