Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

МУН вопросы

.doc
Скачиваний:
21
Добавлен:
04.06.2015
Размер:
2.55 Mб
Скачать

###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

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.