МУН вопросы
.doc###TITLE###
Методы повышения компонентоотдачи пластов общ
Общие сведения о методах увеличения нефтеотдачи
Виды методов извлечения нефти 3
-{00}машинные
-{00}биологические
-{00}первичные
-{00}вторичные
-{00}третичные
Виды первичных методов извлечения нефти 2
-{00}фонтанная добыча
-{00}механизированная добыча
-{00}гидродинамические методы
-{00}термические методы
-{00}газовые методы
-{00}физико-химические методы
Виды вторичных методов извлечения нефти 2
-{00}фонтанная добыча
-{00}механизированная добыча
-{00}заводнение
-{00}термические методы
-{00}гидродинамические методы
-{00}газовые методы
Виды третичных методов извлечения нефти 6
-{00}фонтанная добыча
-{00}механизированная добыча
-{00}заводнение
-{00}термические методы
-{00}гидродинамические методы
-{00}газовые методы
-{00}физико-химические методы
-{00}микробиологические методы
-{00}рудничные методы
-{00}физические методы
Первичная добыча – это 7
-{00}добыча при закачке газа или воды
-{00}добыча нефти за счет механизмов естественного пластового режима
-{00}добыча нефти без воздействия на пласт (без закачки в пласт воды или газа с целью поддержания пластового давления)
-{00}добыча нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте
-{00}добыча нефти за счет растворенного газа
-{00}добыча нефти за счет естественного притока воды
-{00}добыча нефти за счет гравитационного режима
-{00}добыча нефти с поддержанием пластового давления
-{00}добыча нефти фонтанным способом
-{00}добыча нефти механизированным способом
Вторичная добыча – это 5
-{00}добыча нефти при закачке газа или воды
-{00}добыча нефти за счет механизмов естественного пластового режима
-{00}добыча нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте
-{00}добыча нефти с использованием нагнетательных скважин
-{00}добыча нефти с поддержанием пластового давления
-{00}добыча нефти за счет растворенного газа
-{00}добыча нефти за счет естественного притока воды
-{00}добыча нефти за счет газонапорного режима
-{00}добыча нефти за счет гравитационного режима
-{00}добыча нефти с использованием заводнения
-{00}добыча нефти с использованием гидродинамических методов
Третичная добыча – это 4
-{00}добыча при закачке газа или воды
-{00}добыча нефти за счет механизмов естественного пластового режима
-{00}добыча нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте
-{00}добыча нефти за счет термических методов
-{00}добыча нефти за счет газовых методов
-{00}добыча нефти за счет физико-химических методов
-{00}добыча нефти за счет растворенного газа
-{00}добыча нефти за счет естественного притока воды
-{00}добыча нефти за счет газонапорного режима
-{00}добыча нефти за счет гравитационного режима
Поставить в соответствие нефтеотдачу при различных методах извлечения нефти в процентах
-{00}[04]первичные методы
-{00}[05]вторичные методы
-{00}[06]третичные методы
-{00}[00] 5-15%
-{00}[00] 20-60%
-{00}[00] 35-75%
Определяющий фактор при принятии решений по применению УМР и МУН 2
-{00}необходимость увеличения извлекаемых запасов (или КИН)
-{00}необходимость увеличения геологических запасов
-{00}необходимость увеличения продуктивности
-{00}необходимость изменения конструкции скважин
Поставить в соответствие названиям МУН или УМР их определения (по данным Американского общества инженеров-нефтяников )
-{00}[]Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН)
-{00}[]Усовершенствованные методы разработки (УМР)
-{00}[00]методы, направленные на увеличение степени извлечения углеводородов из залежи после завершения стадии добычи первичными методами
-{00}[00]методы, в основном направленные на изменение режима залежи и повышение нефтеотдачи, которые обеспечивают улучшение притока углеводородов из пласта в скважину или извлечение дополнительной нефти после того, как применение первичных и вторичных методов добычи нефти (закачки воды или газа) стало нерентабельным
Третичные МУН 2
-{00}методы увеличения нефтеотдачи, не связанные с разработкой месторождений на природных режимах либо с закачкой в пласт обычной необработанной воды
-{00}методы извлечения нефти без воздействия на пласт
-{00}методы извлечения нефти с закачкой в пласт воды или газа с целью поддержания пластового давления
-{00}методы извлечения нефти за счет закачки веществ, как правило, не присутствующих в пласте
Цель третичных МУН 2
-{00}повысить охват пластов заводнением
-{00}уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов
-{00}оптимизировать плотность сетки скважин
-{00}увеличить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов
Поставить в соответствие основным зтапам разработки нефтяных месторождений их содержание
-{00}[06]построение геологической модели
-{00}[07]первичные методы
-{00}[08]вторичные методы
-{00}[09]третичные методы
-{00}[10]завершение эксплуатации
-{00}[00] сбор данных на разведочных скважинах
-{00}[00] естественное истощение
-{00}[00] поддержание пластового давления
-{00}[00] методы увеличения нефтеотдачи
-{00}[00] захоронение углекислого газа
Виды газовых методов повышения нефтеотдачи 5
-{00}паротепловое воздействие на пласт
-{00}внутрипластовое горение
-{00}пароциклические обработки скважин
-{00}воздействие на пласт углеводородным газом
-{00}воздействие на пласт двуокисью углерода
-{00}воздействие на пласт азотом
-{00}воздействие на пласт дымовыми газами
-{00}воздействие на пласт сероводородом
-{00}водогазовое воздействие
Виды физико-химических методов повышения нефтеотдачи 4
-{00}паротепловое воздействие на пласт
-{00}внутрипластовое горение
-{00}вытеснение нефти горячей водой
-{00}пароциклические обработки скважин
-{00}технология комплексного воздействия
-{00}технологии, повышающие коэффициент нефтевытеснения
-{00}системная технология воздействия на пласт
-{00}потокоотклоняющие технологии
Виды физических методов 3
-{00}гидравлический разрыв пласта
-{00}воздействие физическими полями
-{00}системы разработки с применением горизонтальных технологий
-{00}применение вязко-упругих систем
-{00}чередующаяся закачка нефти и воды
-{00}применение биополимеров
Виды газовых методов 6
-{00}Воздействие углеводородным газом
-{00}Воздействие азотом
-{00}Закачка дымовых газов
-{00}Воздействие двуокисью углерода
-{00}Метод смешивающегося вытеснения
-{00}Водогазовое воздействие
-{00}Комбинированные технологии воздействия
-{00}Меласская технология -{00}Дренирование подземными скважинами
Виды тепловых методов 6
-{00}Паротепловое воздействие на пласт
-{00}Вытеснение нефти горячей водой
-{00}Пароциклические термические обработки призабойных зон в добывающих скважин
-{00}Внутрипластовое горение
-{00}Комбинированные технологии воздействия
-{00}Термобарическое воздействие
-{00}Метод смешивающегося вытеснения
-{00}Меласская технология
-{00}Применение биополимеров
-{00}Полимерное заводнение
Цель методов воздействия на пласт 1
-{00}сохранение или повышение подвижности нефти
-{00}сохранение или понижение подвижности нефти
Повышение подвижности нефти может осуществляться с помощью 4
-{00}снижения вязкости нефти
-{00}увеличения проницаемости пористой среды продуктивного пласта
-{00}увеличения вытесняющей способности рабочего агента
-{00}увеличения вымывающей способности нагнетаемого агента
-{00}повышения вязкости нефти
-{00}уменьшения проницаемости пористой среды продуктивного пласта
-{00}уменьшения вытесняющей способности рабочего агента
-{00}уменьшения вымывающей способности нагнетаемого агента
Этапы, предшедствующие выбору МВ на нефтяную залежь 5
-{00} изучение геологического строения продуктивного пласта
-{00}структуры и петрофизических свойств пород, слагающих пласт
-{00}изучение геохимических условий
-{00}изучение характеристик насыщающих пласт жидкостей
-{00}построение геологической модели залежи.
-{00}изучение характеристик нефтепромыслового оборудования
-{00}построение гидродинамической модели залежи
-{00}построение термодинамической модели залежи
Цель физико-химических методов воздействия 3
-{00}увеличение отмывающей способности воды
-{00}улучшение вытесняющих свойств воды
-{00}увеличение подвижности нефти
-{00}уменьшение отмывающей способности воды
-{00}ухудшение вытесняющих свойств воды
-{00}уменьшение подвижности нефти
Улучшение вытесняющих свойств воды при физико-химическом воздействии происходит в результате 3
-{00}нагнетания полимеров
-{00}нагнетания инертных газов
-{00}закачек эмульсий
-{00}закачек оторочек углекислого газа
-{00}закачек мицеллярных растворов
-{00}воздействия щелочами
Увеличение отмывающей способности воды при физико-химическом воздействии происходит в результате 7
-{00}закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ)
-{00}закачек оторочек углекислого газа
-{00}закачек мицеллярных растворов
-{00}закачек сжиженных газов
-{00}закачек концентрированной серной кислоты
-{00}воздействия щелочами
-{00}воздействия биореагентами
-{00}закачки полимеров
-{00}закачки инертных газов
-{00}закачки пен
Методы, получившие промышленное и опытно-промышленное распространение 4
-{00}закачка водных растворов полимеров
-{00}закачка ПАВ
-{00}закачка щелочи
-{00}закачка серной кислоты
-{00}закачка двуокиси углерода
-{00}водогазовое воздействие
-{00}применение вязкоупругих систем
-{00}применение биополимеров
Методы, получившие промышленное и опытно-промышленное распространение 6
-{00}закачка мицеллярных растворов
-{00}закачка углеводородных газов
-{00}закачка двуокиси углерода
-{00}закачка азота
-{00}закачка волокнисто-дисперсных систем
-{00}закачка структурообразующих составов
-{00}паротепловое воздействие
-{00}нагнетание горячей воды
-{00}применение биополимеров
Увеличение подвижности нефти при физико-химическом воздействии происходит в результате 1
-{00}взаимного растворения газа и нефти при нагнетании газов
-{00}нерастворимости газа в нефти при нагнетании газов
Наболее активно применяющееся термические методы 2
-{00}паротепловое воздействие
-{00}закачка горячей воды
-{00}комбинированные технологии воздействия
-{00}термобарическое воздействие
-{00}внутрипластовое горение
Наболее активно применяющееся газовые методы 2
-{00}закачка СО2
-{00}закачка углеводородных газов
-{00}закачка азота
-{00}закачка дымовых газов
-{00}водогазовое воздействие
Из физико-химических методов в промышленных масштабах используется 2
-{00}полимерное заводнение
-{00}закачка углеводородных газов
-{00}закачка азота
-{00}закачка дымовых газов
-{00}водогазовое воздействие
Группы геолого-физических параметров, оказывающих влияние на возможность и эффективность применения тех или иных MB 3
-{00} Параметры, не меняющиеся ни по площади залежи, ни в процессе разработки
-{00}Параметры, изменяющиеся по площади залежи, но остающиеся неизменными в процессе разработки
-{00}Параметры, изменяющиеся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи
-{00} Параметры,не меняющиеся по разрезу продуктивного горизонта, и в процессе разработки
-{00} Параметры, изменяющиеся по разрезу продуктивного горизонта, но остающиеся неизменными в процессе разработки
Параметры, не меняющиеся ни по площади залежи, ни в процессе разработки 4
-{00} тип коллектора
-{00}глубина залегания продуктивного горизонта
-{00}мощность горизонта
-{00}температурный градиент
-{00}минеральный состав обломочной части терригенных коллекторов, глинистого материала и карбонатных пород – коллекторов
-{00} расчлененность продуктивного горизонта
-{00} песчанистость, глинистость пород
-{00} минерализация и соленость пластовых вод
-{00} плотность и вязкость нефти
Параметры, изменяющиеся по площади залежи, но остающиеся неизменными в процессе разработки 5
-{00} тип коллектора
-{00}глубина залегания продуктивного горизонта
-{00}мощность горизонта
-{00}температурный градиент
-{00}минеральный состав обломочной части терригенных коллекторов, глинистого материала и карбонатных пород – коллекторов
-{00} расчлененность продуктивного горизонта
-{00} песчанистость, глинистость пород
-{00} минерализация и соленость пластовых вод
-{00} плотность и вязкость нефти
Параметры, изменяющиеся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи 4
-{00} тип коллектора
-{00}глубина залегания продуктивного горизонта
-{00}мощность горизонта
-{00}температурный градиент
-{00}проницаемость коллекторов и их пористость
-{00} нефте-, водо- и газонасыщенность
-{00} гидрофобность и гидрофильность порового пространства,
-{00} пластовое давление
По параметрам не меняющимся ни по площади залежи, ни в процессе разработки следует проводить 1
-{00}отбраковку MB, которые не могут быть применены из-за ограниче-ний, вносимых этими характеристиками продуктивного горизонта
-{00}выделение участков, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов.
-{00}проектирование во времени смену одного MB другим на отдельных участках залежи
По параметрам изменяющимся по площади залежи, но остающимся неизменными в процессе разработки следует проводить 1
-{00}отбраковку MB, которые не могут быть применены из-за ограниче-ний, вносимых этими характеристиками продуктивного горизонта
-{00}выделение участков, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов.
-{00}проектирование во времени смену одного MB другим на отдельных участках залежи
По параметрам изменяющимся как по площади и разрезу продуктивного горизонта, так и во время разработки залежи следует проводить 1
-{00}отбраковку MB, которые не могут быть применены из-за ограниче-ний, вносимых этими характеристиками продуктивного горизонта
-{00}выделение участков, в которых существуют ограничения применимости тех или иных методов.
-{00}проектирование во времени смену одного MB другим на отдельных участках залежи
Для термических MB основными параметрами, ограничивающими их применение, являются 3
-{00}толщина
-{00}пористость
-{00}проницаемость
-{00}глубина залегания
-{00}вязкость нефти
Применение газовых методов ограничено по таким параметрам, как 3
-{00}Применение газовых методов ограничено по таким параметрам, как 3
-{00}толщина пласта
-{00}вязкость нефти
-{00}пластовое давление
-{00}проницаемость
Для физико-химических методов основными ограничивающими параметрами являются 3
-{00}температура пласта
-{00}толщина пласта
-{00}соленость
-{00}вязкость нефти
-{00}минерализация пластовых вод
Коэффициент вытеснения -- это 1
-{00}отношение накопленной добычи нефти из пласта на определенную дату к его начальным балансовым запасам
-{00}предельная величина нефтеот-дачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы
-{00}относительная величина, показывающая, какая часть нефти извлечена из заводненного объема залежи, не выработанной до предела экономической рентабельности
Коэффициент т е к у щ е й нефтеотдачи - это 1
-{00}предельная величина нефтеот-дачи, которую можно достичь в лабораторных условиях с помощью данного рабочего агента при длительной промывке образца породы
-{00}процент отбора от начальных балансовых запасов
-{00}отношение накопленной добычи нефти из пласта на определенную дату к его начальным балансовым запасам
Коэффициент нефтеотдачи можно представить как произведение коэффициентов 1
-{00}Коэффициент вытеснения нефти водой * Коэффициент охвата пласта заводнением * Коэффициент сетки
-{00}Коэффициент использования запасов * Коэффициент охвата пласта заводнением * Коэффициент залежи
К низкопотенциальным методам относятся 3
-{00}циклическое воздействие на пласты
-{00}методы вытеснения высоковязкой нефти паром
-{00}изменение направления потоков жидкости
-{00}внутрипластовое горение
-{00}применение водорастворимых поверхностноактивных веществ
-{00}вытеснения нефти углекислым газом
-{00}применение полимеров
К промежуточно потенциальным относятся методы 2
-{00}циклическое воздействие на пласты
-{00}вытеснения нефти углекислым газом
-{00}применение водорастворимых поверхностноактивных веществ
-{00}вытеснения нефти углеводородным газом
К высокопотенциальным относятся методы 3
-{00}вытеснения нефти углекислым газом
-{00}вытеснения высоковязкой нефти паром
-{00}внутрипластовое горение
-{00}циклическое воздействие на пласты
-{00}вытеснение маловязкой нефти мицеллярными растворами
-{00}вытеснения нефти полимерам
К наиболее перспективным методам МУН для нефтяных месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения относятся 3
-{00}закачка пара
-{00}закачка двуокиси углерода
-{00}внутрипластовое горение
-{00}закачка водогазовых смесей
-{00}закачка мицеллярных растворов
К наиболее перспективным методам МУН для месторождений с высоковязкими нефтями относятся 2
-{00}закачка пара
-{00}закачка двуокиси углерода
-{00}внутрипластовое горение
-{00}закачка водогазовых смесей
-{00}закачка мицеллярных растворов
Тепловые методы
Основное преимущество термических методов воздействия 1
-{00} одновременное наложение эффектов волнового и термодинамического воздействия
-{00}одновременное наложение эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия
-{00} одновременное наложение эффектов гидродинамического и волнового воздействия
Изменение фильтрационных условий при тепловом воздействии выражается в 7
-{00} уменьшении вязкости нефти и увеличении ее подвижности
-{00} ослаблении структурно-механических свойств
-{00} снижении толщины граничных слоев
-{00} переходе газообразных компонентов нефти в жидкое состояние
-{00} улучшении условий гидрофобности горных пород
-{00} ухудшении условий для капиллярной пропитки
-{00} улучшении условий для капиллярной пропитки
-{00} переходе компонентов нефти в газообразное состояние
-{00} улучшении условий смачиваемости вытесняющего агента,
-{00} увеличении коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.
Технологии термического воздействия на нефтесодержащие пласты могут осуществляться на месторождениях с вязкостью пластовой нефти 2
-{00}больше 2 тыс мПа с
-{00} меньше 10 тыс мПа с
-{00}меньше 2 тыс мПа с
-{00} больше 10 тыс мПа с
Технологии термического воздействия на нефтесодержащие пласты могут осуществляться на месторождениях с нефтенасыщенной толщиной 2
-{00}больше 4 м
-{00} меньше 60 м
-{00}меньше 4 м
-{00} больше 60 м
Технологии термического воздействия на нефтесодержащие пласты могут осуществляться на месторождениях с остаточной нефтенасыщенностью 2
-{00}больше 0,32
-{00} меньше 0,8
-{00}меньше 0,32
-{00} больше 0,8
Благоприятно влияет на процесс при термическом воздействии 3
-{00}увеличение объема нефти
-{00} испарение остаточной воды
-{00} уменьшение объема нефти
-{00} конденсацией остаточной воды
-{00} гравитационное дренирование нефти из зон, обойденных нагнетаемым теплоносителем (или тепловым потоком)
-{00} гравитационное дренирование нефти из зон, прогретых нагнетаемым теплоносителем (или тепловым потоком)
Уменьшение величины пористости приводит к увеличению расхода, подводимой теплоты 1
-{00}на подогрев самой породы
-{00} на подогрев флюида
Пористость пласта, подверженного термическому воздействию, должна быть 2
-{00}больше 10%
-{00}меньше 30%
-{00}меньше 10%
-{00} больше 30%
Увеличение гидропроводности пласта при термическом воздействии способствует 3
-{00}повышению темпа ввода в пласт теплоносителя
-{00} понижению темпа ввода в пласт теплоносителя
-{00}повышению скорости продвижения теплоносителя
-{00} понижению скорости продвижения теплоносителя
-{00}снижению теплопотери в кровлю и подошву пласта
-{00} повышению теплопотери в кровлю и подошву пласт
Не пригодны для закачки пара 2
-{00}пласты, содержащие разбухающие глины
-{00} пласты, содержащие известняки
-{00}пласты с интенсивной трещиноватостью
-{00} пласты с малой трещиноватостью
Не пригодны для организации внутрипластового давления 1
-{00}пласты, содержащие разбухающие глины
-{00}пласты с интенсивной трещиноватостью
-{00} пласты с малой трещиноватостью
Поставить в соответствие номерам зон на схеме вытеснения нефти паротепловым воздействием, их названия
-{00}[]1
-{00}[]2
-{00}[]3
-{00}[]4
-{00}[]5
-{00}[]6
-{00}[]7
-{00}[]8
-{00}[00] нагнетательная скважина
-{00}[00] добывающая скважина
-{00}[00] зона вязкой нефти
-{00}[00] зона холодной воды
-{00}[00] зона пара
-{00}[00] зона горячей воды
-{00}[00] вал нефти
-{00}[00] зона нефти и воды, близкая к начальной пластовой температуре
Этапы традиционного способа паротеплового воздействия на нефтяной пласт
-{00}[]Этап 1
-{00}[]Этап 2
-{00}[]Этап 3
-{00}[00] закачка расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины
-{00}[00] создание тепловой оторочки
-{00}[00] продвижение тепловой оторочки по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой
Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, по сравнению с тяжелой нефтью характеризуется 1
-{00}более высокой экономической эффективностью
-{00}более низкой экономической эффективностью
Базовые технологии паротеплового воздействия на пласт 2
-{00}циклическое нагнетание пара
-{00}непрерывное нагнетание пара
-{00} нагнетание пара с последующим нагнетанием горячей воды
-{00}нагнетание пара с последующим нагнетанием холодной воды
Технология непрерывного нагнетания пара применима 3
-{00} при редкой сетке скважин
-{00}при очень густой сетке скважин
-{00} при глубоком залегании пластов
-{00}при неглубоком залегании пластов
-{00} при карьерной разработке
-{00}при шахтной разработке
Технология нагнетания пара с последующим нагнетанием холодной воды называется 1
-{00}«водянаяоторочка»
-{00}«паровая оторочка»
Время реакции добывающих скважин, удаленных от нагнетательных на расстояние 200-300 м, начинается 1
-{00}через полгода после закачки пара.
-{00}через год после закачки пара.
-{00} через полтора года после закачки пара.
При выборе объекта для паротепловой обработки необходимо иметь в виду, что нефтенасыщенная толщина пласта 1
-{00}должна быть более 6 м
-{00} должна быть менее 6 м
Технология паротепловой обработки пласта применима 4
-{00} при глубине залегания пласта не более 2500 м
-{00}при глубине залегания пласта не более 1200 м
-{00} при проницемости пласта менее 0,1 мкм2
-{00}при проницемости пласта более 0,1 мкм2
-{00} при любом темпе вытеснения нефти
-{00} при достаточно высоком темпе вытеснения нефти
-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 70% от поступившей на устье скважины
-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 50% от поступившей на устье скважины.
Технология паротепловой обработки пласта применима 4
-{00} при глубине залегания пласта не более 2500 м
-{00}при глубине залегания пласта не более 1200 м
-{00} при проницемости пласта менее 0,1 мкм2
-{00}при проницемости пласта более 0,1 мкм2
-{00} при любом темпе вытеснения нефти
-{00} при достаточно высоком темпе вытеснения нефти
-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 70% от поступившей на устье скважины
-{00} при общих потерях теплоты в стволе скважины и в пласте не более 50% от поступившей на устье скважины.
Характерные зоны при паротепловом воздействии на пласт 3
-{00} зона вытеснения нефти конденсатом
-{00}зона вытеснения нефти паром
-{00} зона горячей воды
-{00}зона горячего конденсата
-{00}конечная зона пласта
-{00} начальная зона пласта
На профиле распределения температуры при паротепловом воздействии поставить в соответствии
-{00}[]4
-{00}[]3
-{00}[]1
-{00}[]2
-{00}[00]зона пара
-{00}[00]зона горячего конденсата
-{00}[00]зона нефтяного вала и воды
-{00}[00]нечальная зона пласта
При паротепловом воздействии на пласт в первой зоне 3
-{00}сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких УВ и газ
-{00}нефтенасыщенность изменяется как за счет процессов вытеснения, так и за счет испарения легких фракций нефти
-{00}нефтенасыщенность изменяется за счет проникновения пара в нефть
-{00}значение температуры практически не меняется, но на границе со второй зоной происходит ее некоторое снижение
-{00}сосуществуют две фазы: смесь жидких УВ и газ
-{00}значение температуры практически не меняется, но на границе с передним нефтяным валом происходит ее некоторое снижение
При паротепловом воздействии на пласт во второй зоне 4
-{00}реализуется механизм вытеснения нефти паром
-{00}при контакте с нагретой частью пласта и нефтью вода и легкие УВ испаряются
-{00}вязкость нефти уменьшается
-{00}при контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и легкие УВ конденсируются
-{00}водонасыщенность пласта уменьшается
-{00}вязкость нефти увеличивается
-{00}водонасыщенность пласта увеличивается
-{00}реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях
На профиле распределения нефтенасыщенности при паротепловом воздействии поставить в соответствие
-{00}[]4
-{00}[]3
-{00}[]1
-{00}[]2
-{00}[00]зона пара
-{00}[00]зона горячего конденсата
-{00}[00]зона нефтяного вала и воды