Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Средняя глубина залегания нефти


Глубина - залегание - залежи

Глубина - залегание - залежи

Cтраница 1

Глубина залегания залежей 400 - 3000 м, высота 11 - 102 м, начальное пластовое давление залежей девона и нижнего карбона 23 6 - 32 1 МПа, 172 - 74 С.  [2]

Увеличение глубины залегания кайнозойских терригенных залежей сопровождается сокращением средней концентрации Fe в нефти.  [3]

С уменьшением глубины залегания залежей от пашийских слоев к бобриковско-му горизонту происходит последовательное утяжеление разгазированных нефтей. Вышезалегающие продуктивные отложения насыщены наиболее тяжелой высоковязкой нефтью. Плотность нефти повышается от 857 кг / м3 до 907 - 908 кг / м3, динамическая вязкость при 20 С - от 19 3 мПа с до 128 - 131 мПа с. Массовое содержание асфальтенов и смол увеличивается с 10 - 15 % для легких нефтей и до 35 - 40 % для высоковязких тяжелых нефтей. Выход фракций, выкипающих до 200 С и 300 С, снижается вначале медленными темпами, затем скачкообразно в три-четыре раза.  [4]

Первые попытки определения глубин залегания залежей в Курской аномалии были сделаны Лейстом, который исходил из следующих соображений.  [5]

В соответствии с глубиной залегания залежей изменяются свойства пластовых нефтей. Изменяется не только газовый фактор, но и состав растворенного газа. С утяжелением нефтей растет содержание неуглеводородных компонентов - сероводорода и азота. Объемное содержание растворенного азота увеличивается от 7 - 10 % в составе легких нефтей до 28 - 29 % - в тяжелых. Это отражается на характере изменения давления насыщения нефти газом.  [6]

Значения остаточного пластового давления заметно возрастают с увеличением глубины залегания залежей.  [7]

Газы месторождения Кызыл-Тумщук метановые со значительным содержанием азота, концентрация которого снижается с глубиной залегания залежей от 10 % в I горизонте до 6 % в нижележащему горизонте. В нижележащих продуктивных горизонтах верхнемеловых отложений ( IV и V горизонты) сероводород не обнаружен.  [8]

С севера на юг, но мере общего погружения прогиба, происходит последовательное увеличение глубин залегания залежей.  [9]

На примере газов Курдюмо-Елшанского месторождения хорошо наблюдается общая зависимость утяжеления углеводородного состава газов по глубине залегания залежей, от газовых к газонефтяным и нефтяным.  [10]

Нет обоснованных критериев для обоснования оптимального давления нагнетания, в ряде работ оно рекомендуется 30 - 40 МПа независимо от глубин залегания залежей и литолого-физических особенностей коллекторов. Промысловый опыт невсегда подтверждает целесообразность повышения пластового давления в залежах, тем не менее некоторые авторы считают возможным значительно повысить пластовое давление по отношению к начальному для обеспечения фонтанирования скважин.  [11]

Крайне низкие пластовые давления в чокракских отложениях на всех вышеуказанных поднятиях и особенно на Северо-Ставропольском и Пелагиадинском поднятиях совершенно не соответствуют глубине залегания залежей. Такое несоответствие отдельные исследователи [8] объясняют близким расположением выходов чокракских отложений на поверхность и недостаточным их питанием на выходах вследствие сравнительно небольшого количества атмосферных осадков.  [12]

Однако успешность решения геологических задач и в этом случае определяется акустической контрастностью продуктивных резервуаров относительно вмещающих пород, степенью тонкослоистости разрезов, глубинами залегания залежей, поверхностными и глубинными сейсмогео-логическими условиями, качеством используемых материалов.  [13]

Из рассмотрения данных анализов газа по изученным месторождениям Крыма устанавливается общая зависимость утяжеления состава газов сверху вниз по стратиграфическому разрезу, которая пе определяется в рассматриваемом случае глубинами залегания залежей, а связана в большей части с нефтеносностью продуктивных комплексов, давлениями и температурой залежей.  [14]

Для установления приоритетности освоения площадей сначала необходимо провести анализ всей геолого-геофизическов информации, а также данных о стоимости и успешности бурения, коэффициенте открытий нефтяных и газовых месторождений, глубине залегания залежей, ожидаемых начальны дебитах скважины.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Глубины - залегание - продуктивный горизонт

Глубины - залегание - продуктивный горизонт

Cтраница 1

Глубины залегания продуктивных горизонтов колеблются в пределах от 4000 до 6200 м, пластовые давления составляют 50 - 75 МПа и превышают гидростатические на 15 - 20 %, конденсато-содержание достигает 150 - 300 см3 / м3, сера в продукции скважин отсутствует, имеются следы механических примесей. Начальные дебиты скважин достигают 300 т / сут нефти и более 1 млн. м3 газа.  [1]

Глубины залегания продуктивных горизонтов от 700 ( Елшанское) до 2800 м / ( Приволжское), пластовые температуры 23 - 75 С, давления 9 - 30 МПа, содержание конденсата 17 - 259 г / м3, плотность 0 710 - 0 780 г / см3, содержание ароматических углеводородов 1 - 15 %, нафтеновых 13 - 43 %, метановых 55 - 83 %, тип конденсата АН-М. Характерные месторождения Любимовское, Коробковское, Совхозное, Приволжское и др. Основным газоконденсатным месторождением этой провинции является Оренбургское.  [2]

Степень воздействия на величину затрат добычи нефти, глубины залегания продуктивного горизонта существенно усиливается для месторождений одной и той же крупности. При росте глубины залегания с 1 до 2 км удельные затраты возрастают в 1 6 раза, с 2 до 4 км - в 2 2 раза, с 4 до 8 км - в 5 раз.  [3]

Забойная температура колеблется от 120 до 135 С в зависимости от глубины залегания продуктивного горизонта.  [4]

В НГП открыто более 75 месторождений, приуроченных к брахиан-тиклиналям, разбитым сбросами; глубины залегания продуктивных горизонтов от 500 до 3300 м; залежи пластовые сводовые, часто с тектоническим, стратиграфическим и литоло-гическим ограничением. Наиболее известные нефтяные месторождения в Аргентине Ла-Сара, Рио-Авилес, Сан-Гойо, Серро-Редондо, в Чили Манантьялес, Чанарчильо, Кульен, Трес-Лагос, Пунта-Дельгада - Эсте.  [5]

Большое разнообразие свойств нефтей зависит как от тектонического строения территории, так и от глубины залегания продуктивных горизонтов. Девонские нефти являются наиболее легкими, менее сернистыми, менее вязкими и характеризуются большим выхоДом легких фракций по сравнению с нефтями вышележащих горизонтов. Каменноугольные нефти, как правило, тяжелее-девонских, более вязкие, более сернистые, с большим содержанием смол и асфальтенов и с меньшим выходом легких фракций. Нефти пермских отложений в большинстве случаев тяжелые, более вязкие и, главным образом, более сернистые.  [6]

В НГП открыто более 75 месторождений, приуроченных к брахиан-тиклиналям, разбитым сбросами; глубины залегания продуктивных горизонтов от 500 до 3300 м; залежи пластовые сводовые, часто с тектоническим, стратиграфическим и литоло-гическим ограничением. Наиболее известные нефтяные месторождения в Аргентине Ла-Сара, Рио-Авилес, Сан-Гойо, Серро-Редондо, в Чили Манантьялес, Чанарчильо, Кульен, Трес-Лагос, Пунта-Дельгада - Эсте.  [7]

Показатели, рассчитанные по формулам (1.5) и (1.6) характеризуют абсолютную эффективность процесса закачки на конкретном объекте, которая зависит от глубины залегания продуктивного горизонта. Поэтому для оценки достигнутого уровня на данном объекте в сравнении с другими объектами или, например, со средним уровнем в отрасли предлагается использовать безразмерный показатель энергоемкости ср.  [8]

Показатели, рассчитанные по формулам (1.5) и (1.6), характеризуют абсолютную эффективность процесса закачки на конкретном объекте, которая зависит от глубины залегания продуктивного горизонта.  [9]

Эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ принято оценивать в виде прироста запасов на 1 м проходки, однако этот показатель не отражает стоимости 1 м разведочного бурения, которая в зависимости от глубины залегания продуктивных горизонтов, необходимости применения утяжеленных промывочных растворов и других факторов может в различных регионах меняться в значительных пределах. Другой показатель - прирост запасов на одну разведочную скважину - отражает геологическую эффективность и является характерным для оценки методов поисково-разведочных работ, однако скважины могут иметь различные глубины и в этой связи стоимость их также будет резко отличаться.  [10]

Планирование объема бурения по старым и новым месторождениям, которые в силу сложившихся условий разрабатываются без проекта, ведут на основе заданий по приросту добычи нефти, годовой производительности скважин, вводимых из бурения, и глубины залегания продуктивных горизонтов.  [11]

Вследствие большой стоимости гидротехнических сооружений проектами разработки предусматривается, чтобы данное месторождение было разбурено с минимального количества стационарных платформ. Количество платформ и количество скважин на одной платформе определяют исходя из площади месторождения и глубины залегания продуктивного горизонта, обеспечивающего на данной глубине максимально допустимое отклонение скважины от вертикали и качества проводки наклонно-направленного ствола скважины современными техническими средствами.  [12]

Вследствие большой стоимости гидротехнических сооружений проектами разработки предусматривается, чтобы данное месторождение было разбурено с минимального числа стационарных платформ. Число платформ и скважин на одной платформе определяют, исходя из площади месторождения и глубины залегания продуктивного горизонта, обеспечивающего на данной глубине максимально допустимое отклонение скважины от вертикали и качество проводки наклонно направленного ствола скважины современными техническими средствами. Эффективность разработки морских нефтяных и газовых месторождений повышается благодаря одновременному бурению скважин и добыче нефти или газа с пробуренных скважин на этой платформе.  [13]

Вследствие большой стоимости гидротехнических сооружений проектами разработки предусматривается, чтобы данное месторождение было разбурено с минимального количества стационарных платформ. Количество платформ и количество скважин на одной платформе определяют, исходя из площади месторождения и глубины залегания продуктивного горизонта, обеспечивающего на данной глубине максимально допустимое отклонение скважины от вертикали и качества проводки наклонно-направленного ствола скважины современными техническими средствами.  [14]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Условия залегания нефтей - Справочник химика 21

из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2"

Физико-химические параметры нефти существенно зависят от условий их залегания. Известно, чем глубже находится залежь нефти, тем выше пластовые давление и температура. При высоких давлениях в нефтях, как правило, растворено больше газа, что обусловливает более высокое давление насыщения. При пониженных значениях температуры вязкость нефти, при прочих равных условиях, будет более высокой, нефти таких залежей в пластовых условиях могут быть насыщены парафином и т. д. [c.16] Для установления условий залегания нефтей были систематизированы и обработаны данные по более чем 1200 залежам. В расчетах для каждой залежи принимались средние значения пластовых давлений и температуры в начальной стадии разработки, а среднюю глубину ее залегания определяли с учетом этажа нефтеносности. [c.16] Из приведенного графика, не претендующего на абсолютную точность, видно, что ряд данных не подчиняется найденной зависимости. Чаще всего эти залежи нефти приурочены к глубокозалегающим пластам месторождений Чечено-Ингушской АССР, Туркменской ССР, Западной Украины. При этом, чем больше глубина, тем больше число залежей с аномально высоким пластовым давлением. [c.17] ЛИЧИНЫ Среднего пластового давления (рис. 4, I). Анализируя приведенный график, можно показать, что средневзвешенное по плош,ади гистограммы значение пластового давления в 50% залежей нефти колеблется от 12,3 до 24,4 МПа, в 207о наиболее часто встречающихся залежей пластовое давление изменяется от 16 до 21 МПа. Наиболее вероятная величина пластового давления среднегипотетической залежи составляет 18,5 МПа. [c.18] На основании обработки тех же данных была построена гистограмма частости средней температуры залежей (см. рис. 4, 2). Несмотря на большой диапазон встречающихся температур в залежах от нескольких градусов до 160° С и более, 50% наиболее часто встречаемых залежей имеет средневзвешенную величину температуры от 30 до 67 С. При учете 20% залежей наиболее вероятная температура будет от 39 до 54° С, средневзвешенная по площади гистограммы величина температуры пласта среднегипотетической залежи равна 46° С. [c.18] Известно, что температура пласта с глубиной возрастает в соответствии с геотермическим градиентом, при этом в разных районах и на различных глубинах геотермический градиент не остается постоянным и изменяется в большом диапазоне от 0,6 до 10° С/100 м и более. Для различных районов при одинаковых глубинах залегания продуктивных пластов нефтяных залежей температура может существенно различаться, тогда как среднее пластовое давление, при таком же сопоставлении, будет достаточно близким. [c.18] Четкой зависимости температуры залежей нефти от их глубины не наблюдается (рис. 5). [c.18] Следует отметить, что район сосредоточения залежей нефти в Западной Сибири, расположенный близко к северным широтам СССР, по величине геотермического градиента тяготеет к горячим районам. [c.19] Пределы значений средневзвешенной величины глубины залежей нефти, пластового давления в них и средневзвешенное значение пластовой температуры, характерные для 50 и 20% наиболее часто встречающихся залежей нефти, а также наиболее вероятные условия залегания среднегипотетической залежи приведены ниже. [c.19] Для сопоставления помещены данные об условиях залегания нефтей в различных нефтеносных районах. [c.20] Из этих данных следует, что условия залегания нефтей отдельных залежей в различных районах весьма близки к условиям, характерным для 20% наиболее часто встречающихся условий в залежах. [c.20]

Вернуться к основной статье

chem21.info


Смотрите также