Водо-нефтяной контакт

Cтраница 2

Понятие водо-нефтяной контакт является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая бы разделяла области, содержащие 100 % воды и 100 % нефти, не существует. Обычно считают, что водо-нефтяной контакт - это уровень, ниже которого получают 100 % воды. Хорошим способом определения водо-нефтяного контакта являются исследования скважин при помощи испытателей пластов с установкой пакера на различных уровнях вблизи предполагаемого местонахождения водо-нефтяного контакта. Анализы кернов являются вторым способом определения поверхности раздела нефти и воды. [16]

Схема действия дистанционного пьезо графа. [17]

Положение водо-нефтяного контакта может быть определено при помощи следующего простого способа. В скважину опускают насосно-компрессорные трубы по возможности ближе к забою и прокачивают в них нефть с таким расчетом, чтобы вся скважина была заполнена только нефтью. Затем скважину оставляют некоторое время в покое, в течение которого поступающая из пласта в скважину вода достигает уровня, соответствующего положению водо-нефтяного контакта в пласте. [18]

Обоснование водо-нефтяного контакта ( ВНК) производится на основании изучения промыслово-геофизических материалов, испытаний, исследований и эксплуатации скважин, а также кернового материала. Последняя фиксируется по керну в виде-неравномерной и пятнистой пронитки пород нефтью, на диаграммах бокового каротажного зондирования ( БКЗ) наблюдается постепенное уменьшение удельного сопротивления от явно нефтенасыщенной части пласта к водонасыщенной; при испытании интервалов пласта, относящихся к ПЗ, в скважину поступает вода с нефтью. [19]

Продвижение водо-нефтяного контакта крайне неравномерно. [20]

Продвижение водо-нефтяного контакта регулируется изменением отбора нефти из отдельных скважин или участков залежи, а при применении законтурного и внутриконтурного заводнения - также и изменением объема закачки воды в нагнетательные скважины. [21]

Единой поверхностью водо-нефтяного контакта характеризуются нефтяные и газоконденсатные месторождения южной части Предуральского прогиба ( Введеновское, Тереклинское, Грачев-ское, Старо-Казанковское и др.), связанные с выступами рифовых массивов артинского яруса, этаж нефтеносности которых достигает 400 - 450 м и которые разрабатываются одной сеткой скважин. [22]

Единой поверхностью водо-нефтяного контакта отличаются также некоторые залежи Апшеронского архипелага, приуроченные к пологопадающим пластам мощной подкирмакинской свиты. На морском месторождении Гюргяны, несмотря на то, что глинистые разделы по данным каротажных диаграмм скважин позволяют расчленить подкирмакинскую свиту мощностью 150 м на четыре пачки: ПК ] 50 м, ПК2 40 м, ПКз 40 м и ПК4 20 м, в процессе разработки наблюдается закономерное перемещение водо-нефтяного контакта в вертикальном направлении вне зависимости от количества нефти, отобранного из различных частей разреза. Следовательно, на данном месторождении глинистые пласты, зафиксированные в скважинах ПК, не протягиваются по всей залежи и не являются разделами, разобщающими свиту на отдельные, изолированные друг от друга горизонты. [23]

Единая поверхность водо-нефтяного контакта может быть использована также в качестве поискового признака. В тех случаях, когда в сводовых частях поднятия выше отметок водо-нефтяного контакта залегают карбонатные трещиноватые породы, последние в пределах тех же отметок могут оказаться нефтеносными. Подобное явление наблюдается в залежах турнейского и угленосного горизонтов карбона Волго-Уральской области. [24]

Неустойчивое движение водо-нефтяного контакта по высокопроницаемому пласту при малых отношениях вязкостен нефти и воды нельзя объяснять вязкостной неустойчивостью, так как получить неустойчивое движение фронта вытеснения при ( iH / f B 2 на однородной модели не удается даже при малых скоростях фильтрации. Одной из причин неустойчивого движения воды по пласту В являются перетоки нефти из пласта М в пласт В через окна слияния. Такие перетоки происходят с самого начала процесса вытеснения и, по-видимому, во всех окнах слияния. Однако интенсивность их в пределах различных окон может быть различной. Происходит искривление фронта и образование языков воды, движущихся далее по пласту В. Другим обстоятельством, способствующим развитию неустойчивости в пласте В, являются перетоки воды в пласт М при прохождении фронтом окон слияния. Таким образом, на режиме вытеснения Пх; Попт перетоки нефти и воды, существующие между пластами, создают неблагоприятные условия для движения водо-нефтяного контакта по высокопроницаемому пласту. [25]

Слабое продвижение водо-нефтяного контакта при значительной проницаемости коллекторов в нефтенасыщенной зоне пласта отмечена по многим нефтеносным горизонтам песчаных свит. [26]

Смещение залежи нефти. [27]

Наклон поверхности водо-нефтяного контакта весьма четко прослеживается в месторождениях девонской нефти западной Башкирии и юго-восточной Татарии: Туймазинском, Бавлинском, Ромашкин-ском; причем во всех месторождениях поверхность контакта наклонена с северо-востока на юго-запад, в сторону регионального движения вод. Наклонное положение контакта газ - вода отмечается по газовым месторождениям Ставропольского края, Куйбышевской и Оренбургской областей. [28]

Выявление области водо-нефтяного контакта весьма затруднительно, так как на положение его влияет множество факторов: фазовая проницаемость для нефти и воды, капиллярное давление, поверхностное натяжение, величина краевого угла между фазой и породой в системе вода-нефть-порода и др. В каждом конкретном случае положение водо-нефтяного контакта следует устанавливать в зависимости от геологических условий на основе детальных промысловых исследований. [29]

Вытеснение нефти водой в условиях одномерного движения, когда контур водоносности не параллелен галлерее. [30]

Страницы: 1 2 3 4