Поверхность - водонефтяной контакт
Cтраница 3
 |
Построение контура залежи с помощью карты гидроизопьез ( по 3. Г. Бо. [31] |
При изучении разрезов скважин выделяются общая мощность ( от кровли до подошвы горизонта, пласта); эффективная мощность, к которой относят часть разреза, за вычетом непродуктивных прослоев ( глинистых и др.), а также часть мощности коллектора, не удовлетворяющую требованиям кондиций по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности; эффективная нефтенасыщенная ( газонасыщенная) мощность. В пределах внутреннего контура нефтеносности эффективная нефтенасыщенная мощность по величине совпадает с эффективной мощностью. В водонефтяной зоне нефтенасыщенная мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности водонефтяного контакта. [32]
Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется поверхностью водонефтяного раздела, или контакта. Она может иметь различную форму. В залежах, приуроченных к структурным ловушкам, при их полном заполнении она может иметь кольцеобразную форму в плане. При этом линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности. [33]
Истинное пластовое давление зависит от точки измерения и на него накладываются соответствующие изменения давлений ао площади, обусловленные изменением глубины залегания пласта. В связи с этим удобнее относить величины пластового давления в залежи к какой - ибо плоское. Часто за такую плоскость принимают уровень моря ьлч условную плоскость первоначального положения поверхности водонефтяного контакта. [34]
Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется поверхностью водонефтяного раздела, или контакта. Она может иметь различную форму. В залежах, приуроченных к структурным ловушкам, при их полном заполнении она может иметь кольцеобразную форму в плане. При этом линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта - внутренним контуром нефтеносности. [35]
Существуют два метода определения нефтеотдачи по фактическим данным эксплуатации залежи. По этому способу определяется коэффициент нефтеотдачи заводненных участков пласта задолго до завершения процесса разработки месторождения в целом. Для этих целей на отдельные даты разработки устанавливается текущее положение водо-нефтяного контакта по вновь пробуренным скважинам, результатам радиометрии по наблюдательным и действующим скважинам, а также по промысловым данным содержания воды в продукции скважин. Зная начальное и текущее положение поверхности водонефтяного контакта, подсчитывается объем промытой части пласта, а затем, делением суммарной добычи нефти на величину промытого объема, устанавливается коэффициент нефтеотдачи. Определенный таким способом коэффициент нефтеотдачи характеризует незавершенное, текущее состояние выработки заводненных зон. По мере увеличения объема заводненных участков рассматриваемый коэффициент нефтеотдачи возрастает, что свидетельствует о повышении степени их промывки и увеличении охвата пласта вытесняющей водой с течением времени. [36]
При современном развитии науки и техники не удается извлекать на поверхность все те запасы нефти и газа, которые находятся в залежи. Количество нефти и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое может быть извлечено из залежи современными методами добычи, называется извлекаемыми запасами. Более подробно извлекаемые запасы и их классификация рассматриваются в курсе промысловой геологии. Прежде чем перейти к определению объема залежи, следует остановиться на ее некоторых элементах и параметрах. На рис. 66 приведена принципиальная схема сводовой пластовой залежи. Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной ( газовой) з а л е ж и, или поверхностью водо нефтяного ( газонефтяного или газоводяного) раздела. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, или просто контуром нефтеносности. Если поверхность водонефтяного контакта горизонтальна, то контур нефтеносности в плане параллелен изогипсам кровли пласта. [37]
Контакта частиц нефти друг с другом и с внутренней поверхностью трубы не происходит. В результате по всей внутренней поверхности трубы образуется водяное кольцо, по которому скользит водонефтяная смесь. Стабилизации эмульсии типа н / в добиваются применением анионных ПАВ. Эти вещества также улучшают смачиваемость водой внутренней поверхности трубы, что создает положительные условия для перекачки вязких жидкостей. Известно, что нефти с водой без ПАВ легко образуют достаточно стойкие эмульсии типа в / н, которые получили название обратных. Вязкость таких эмульсий значительно превышает вязкость чистого нефтепродукта. Устойчивость прямых эмульсий типа н / в зависит от характеристики и концентрации ПАВ, температуры, режима движения потока, соотношения воды и нефти в потоке. Увеличение в смеси количества воды улучшает устойчивость эмульсии, но снижает экономические показатели данного вида гидротранспорта. Минимальное количество воды, обеспечивающее надежную эксплуатацию трубопровода, составляет 30 % по объему от общего количества транспортируемой смеси. Для стабилизации эмульсий применяют водорастворимые ПАВ. Асфальтосмолистые вещества, содержащиеся в нефти, адсорби-руясь на поверхности водонефтяного контакта, образуют вязкие гелеобразные адсорбционные слои, обладающие высокими структурно-механическими свойствами. [38]
Страницы: 1 2 3