Поверхность - водонефтяной контакт
Cтраница 1
Поверхность водонефтяного контакта ( ВНК) представлена контактными окнами нефть-вода и неконтактными зонами, имеющими разделяющий плотный пласт. [1]
Поверхности водонефтяных контактов не всегда строго горизонтальны; в ряде случаев отмечается падение этих поверхностей в сторону крыльев антиклинальных складок, которым подчинены нефтяные залежи. Отмечается также сползание контуров в сторону погружений длинных осей складок. Кроме того по некоторым данным контакт между нефтью и водой нельзя представлять себе как плоскость, четко разделяющую эти две разнородные среды; в действительности в пластах существуют зоны той или иной мощности, в которых вода и нефть смешаны между собою. Правда, такая точка зрения не может быть признана доказанной. [2]
 |
Схема определения контактов [ IMAGE ] Смешение залежи нефти газ - нефть и нефть - вода по данным / вода. 2 нефТь о давлениях в скважинах. [3] |
Наклон поверхности водонефтяного контакта весьма четко прослеживается на месторождениях девонской нефти Западной Башкирии и Юго-Восточной Татарии - Туймазинском, Бавлин - ч ском, Ромашкинском; причем во всех месторождениях поверхность контакта наклонена с северо-востока на юго-запад, в сторону регионального движения вод. Наклонное положение контакта газ - вода отмечается на газовых месторождениях Ставропольского края, Куйбышевской и Оренбургской областей. [4]
Линию пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности. [5]
Скорость подъема поверхности водонефтяного контакта определяется обычно геофизическими методами и, как правило, не превышает 5 - 10 м / год. Сложнее определяются скорости вытеснения по напластованию. [6]
Для изучения характера поверхности водонефтяного контакта в пределах залежи, определения положения внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, а также для построения карт эффективной нефтенасыщенной мощности рекомендуется строить карты изогипс поверхности водонефтяного контакта. [7]
Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта. [8]
В следующем разделе анализируется перемещение поверхности водонефтяного контакта и определяется текущая нефтеотдача заводненных зон пластов Дг, Дц и Д.У. Приводится карта поверхности ВНК. Намечаются скважины, в районе которых наблюдается наивысшее положение ВНК, наибольшие скорости продвижения контуров нефтеносности. Изучается характер обводнения скважин и пластов. [9]
Карта водонефтяного контакта - изображает в горизонталях поверхность водонефтяного контакта. По построенным через определенные промежутки времени К.в.н.к. судят о скорости продвижения и конфигурации поверхности водонефтяного контакта, что необходимо для своевременного регулирования его продвижения. [10]
Объединение пластов целесообразно при единых водонапорной системе и поверхности водонефтяного контакта и нецелесообразно при условиях быстрого обводнения одного или нескольких пластов и при химической несовместимости пластовых вод. Совместная разработка пластов облегчается, если природные их условия способствуют проявлению или поддержанию одинакового гидродинамического режима работы. [11]
Литологическая невыдержанность пачки, низкая продуктивность, запеча-танность вблизи поверхности водонефтяного контакта большинства залежей в карбонатных коллекторах не всегда позволяют достаточно эффективно использовать опыт разработки месторождений, приуроченных к терригенным коллекторам. Значительные отличия в степени и характере геологической неоднородности, вязкости нефти и других показателей между разными группами залежей в изучаемых нефтесодержащих отложениях требуют дифференцированного подхода к проведению анализа и проектирования систем разработки для достижения высоких технико-экономических показателей. [12]
При сравнительно пологом падении залежи и при значительной ее мощности по мере продвижения контура воды вверх по восстанию поверхность водонефтяного контакта все возрастает и, наконец, вся подошвенная часть залежи может быть занята водой. [13]
Если в продуктивном пласте содержится две жидкости ( нефть, вода), забой эксплуатационный скважины необходимо располагать выше поверхности водонефтяного контакта, а перфорацию производить таким образом, чтобы нижние отверстия были сделаны достаточно выше водонефтяного контакта для исключения подтягивания воды в продуктивную часть и скважину. [14]
Появление пластовой воды в эксплуатационных скважинах, расположенных на краю площади, ограниченной внутренним контуром нефтеносности, является прямым признаком перемещения поверхности водонефтяного контакта к своду залежи. Поэтому сведения о дате появления воды в эксплуатационных скважинах используются для построения на карте контура обводнения эксплуатационных скважин. Контур обводнения - это линия, проходящая через скважины, в которых примерно в одно и то же время ( в пределах двух-трех месяцев) появилась пластовая вода. [15]
Страницы: 1 2 3