Cтраница 3
Песчаники переходят в алевролиты и песчанистые глины. Большая мощность приурочена к средней части разреза. Увеличение мощности прослоев происходит в сторону сводовой и присводовой частей структуры. Эффективная мощность 21 - 38 0 м, эффективная пористость 15 %, проницаемость от 1 - 2 до 700 мд. [31]
Подобная ситуация может возникнуть при крайне затрудненных условиях перетока жидкости из подконтактной зоны высоких давлений в зону отбора с меньшим давлением. Возможными путями такого перетока могут быть гидродинамические окна в пачке пород на границе нефть - вода. Очевидно, на участках залежи, где мощность прослоя пород на границе нефть - вода, емкость которого заполнена высоковязким битумом и галитом ( о чем упоминалось выше), минимальная, при высоких перепадах давления создаются условия для вертикального перетока жидкости. Вода, поступающая в нефтяную залежь через эти гидродинамические окна, ввиду высокой проводимости пород-коллекторов распространяется по залежи, создавая очаги заводнения. Дальнейшее направление внедрения воды в нефтяную залежь по площади и мощности контролируется величиной отбора жидкости в скважинах, окружающих очаг, и коллекторскои характеристикой разреза. [32]
Однако одноименные коэффициенты исследователи оценивают по-разному. Так, при определении коэффициента расчлененности ( отношения суммы прослоев коллекторов по всем скважинам к числу скважин) одни специалисты учитывают все непроницаемые разделы, другие - только те, которые обусловливают гидродинамическое разобщение прослоев. Кроме того, применяемый метод определения этого параметра, как показано в работах [78, 79], не дает объективной сравнительной оценки расчлененности горизонтов, так как не учитываются различия в их мощности в целом и в соотношении мощности выделяемых прослоев коллекторов. Поэтому в настоящей работе по характеру строения пласты подразделены укрупненно, по качественным признакам. К числу монолитных отнесены эксплуатационные объекты, в которых почти все части залежи гидродинамически связаны между собою. Расчлененными названы объекты, состоящие из нескольких ( двух-четырех) пластов, гидродинамически разобщенных в значительных частях залежей. К резко неоднородным отнесены объекты, представленные частым чередованием коллекторов с непроницаемыми породами, при значительной зональной неоднородности прослоев-коллекторов. [33]
Делювиально-солифлюкционные и гравитационные образования крутых склонов, представленные щебнисто-глыбовым материалом, обычно полностью входят в слой сезонного протаивания. Для отложений этого типа, находящихся в многолетнемерзлом состоянии, характерна криогенная текстура облекания, сочетающаяся с массивной криогенной текстурой супесчаного заполнителя. Они характеризуются различными криогенными текстурами: тонкослоистой, линзовидной и массивной. Мощность прослоев и линз льда обычно не превышает 2 см, чаще измеряется миллиметрами. На этих элементах рельефа делювиально-солифлюкционные отложения заключают также сингенетические полигонально-жильные льды, заходящие своими нижними концами в подстилающие их коренные или аллювиальные отложения. При протаивании супеси приобретают пластичную или текучую консистенцию, проявляются тик-сотропные свойства. [34]
Сторонники миграции флюидов из юрских отложений в меловые для объяснения ее высказали мнение о возможности перетока флюидов либо прямо через толщу солей, ангидритов и глин карабильской свиты, аргументируя эту мысль песчани-стостью солей и ангидритов, либо по линии разлома. Относительно песчанистости соленосно-ангидритовой толщи имеет смысл отметить следующее. Действительно, на некоторых месторождениях Амударьинского бассейна ( Байрамали, Майское, Елани) в соленосно-ангидритовой толще распространены пласты и пачки пластов ангидритов и солей, обогащенных мелкими комочками глин, песчаными частицами. Однако наряду с такими типами солей и ангидритов в разрезе месторождений всегда присутствуют чистые соли и ангидриты, причем их суммарная мощность всегда значительно превышает мощность прослоев, обогащенных терригенными частицами. В случае с ангидритами и солями, обогащенными терригенными частицами, матрица выражена ангидритом или солью, которые и носят характер породообразующего компонента, поэтому терригенная примесь практически не повышает их пористость и проницаемость, а если еще учесть и способность солей и ангидритов к пластичному уплотнению за счет горного давления, становится очевидным, что считать такие соли и ангидриты проницаемыми нет никаких оснований. Высказывания о проницаемости глин карабильской свиты, ангидритов и солей кимеридж-титона, не подкрепленные фактическим материалом, противоречат одному из основных положений нефтегазовой геологии относительно экранирующей роли глин, а тем более солей, и их значение для сохранения от разрушения залежей нефти и газа в залегающих под ними резервуарах не вызывает сомнений. [35]
У мощности пласта скорости перемещения разделов пластовой жидко сти с рабочей и вспомогательной жидкостями различны. При различии вязкости ход процесса меняется в общем так же, как в однородном пласте. В частности, подбором соотношения вязкости можно, видимо, добиться более или менее полного совпадения скоростей перемещения разделов плас товой жидкости с нагнетаемыми. Но при этом рабочая жидкость у контакта с пластовой будет выходить за пределы прослоя, если проницаемость прослоя меньше проницаемости остальной части пласта, и занимать не всю мощность прослоя, если проницаемость прослоя больше проницаемости остальной части пласта. [36]
Итак, принимаем, что нефть не фильтруется ( замерзает) лишь в прослоях, проницаемость которых равна и меньше kcp / n при плоскопараллельном потоке и & cp / j / w при плоскорадиальном. Далее, расчетная схема предполагает, что все прослои равновероятностно распределены по мощности пласта. Тогда для гидродинамических расчетов вытеснения нефти холодной водой плотность и кривая распределения проницаемости должны быть преобразованы, а именно, в исходной кривой распределения проницаемости должен быть повышен нижний предел проницаемости до значения & ср / ге при плоскопараллельном потоке и до / сСр / / га - при плоскорадиальном. Однако поскольку характер распределения k аналогичен kh, то эффективная нефтенасыщенная мощность пласта НЭф должна быть пропорционально уменьшена до значения Аэф. Другими словами, из эффективной мощности необходимо вычесть сумму мощностей замерзающих прослоев. [37]
Обеспечить перемещение рабочей жидкости строго в пределах заданного прослоя можно лишь в том случае, если линии тока будут идти по границам этого прослоя. Рассмотрим условия направленной закачки в призабойную зону, только в избранный прослой однородного и изотропного, горизонтально расположенного кругового пласта постоянной мощности Н, вскрываемого в центре гидродинамически совершенной вертикальной скважиной радиусом ге. Для такого случая направленная закачка имеет место, если линии тока горизонтальны. Горизонтальное расположение линий тока обеспечивается, в частности, при закачке одной жидкости по всей мощности пласта. Предположим, что та часть жидкости, которая нагнетается в избранный прослой, окрашивается. Условиями направленной закачки окрашенной жидкости в избранный прослой являются равенство давлений на забое скважины, приведенных к одной отметке, против всех прослоев пласта или равенство отношения расхода окрашенной жидкости к расходу неокрашенной жидкости и отношения мощности прослоя к мощности остальной части пласта. [38]