Cтраница 2
Естественно, что падение давления в поровом пространстве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа. [16]
Нефть, вода и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов в нефтяном месторождении, а также сам пористый коллектор находятся под определенным давлением, которое оказывают на них вышележащие породы. Это давление называется пластовым давлением. До начала разработки всего месторождения и в начальной стадии эксплуатации пластовое давление является начальным пластовым давлением или иначе статическим. [17]
Нефть, вода и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов в нефтяном месторождении, а также сам пористый коллектор находятся под определенным давлением, которое оказывают на них вышележащие породы. Это давление называется пластовым давлением. До начала разработки всего месторождения и в начальной стадии эксплуатации пластовое давление является начальным давлением или иначе статическим. [18]
Нефть, иода и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, в зависимости от глубины залегания пласта находятся иод определенным давлением. Давление в продуктивном пласте до качала его разработки называют ттласто-вым давлением. [19]
Такие складки способны на - капливать в поровом пространстве коллекторов углеводороды и сохранять их в течение геологических периодов. Газ и нефть, согласно законам гравитации, располагаются в повышенных частях структур. В зонах залегания углеводородов поровое пространство частично также занято водой, оставшейся в породах под влиянием капиллярных и поверхностных сил в виде пленок на гидрофильных участках минералов, в тонких капиллярах и в местах контактов зерен. Встречаются залежи с содержанием остаточной воды от 2 - 3 до 65 - 70 %, в большинстве же случаев она занимает 15 - 25 %, объема пор породы. Содержание ее увеличивается с ростом глинистости пород. [20]
Поскольку его показания зависят от наличия свободного флюида в поровом пространстве коллектора, то данные ЯМК практически характеризуют эффективную емкость. Однако при значительных зонах коль-матации ( более 2 - 3 см), присутствии в породах ферро-парамагнит-ных минералов, добавок в промывочную жидкость нефтепродуктов этот метод неприменим. [21]
Процесс гидронамыва можно регулировать путем размыва к копившейся в поровом пространстве коллекторов глинистой су пензии, что достигается за счет чередования закачки отороч дисперсных частиц и воды. [22]
Биомасса в технической воде кислотного характера образует желеобразную массу и кольматирует поровое пространство коллектора. [23]
Сама же нефтяная фаза не определяет в общем случае исключительного заполнения порового пространства коллектора углеводородной жидкостью. [24]
Отбор углеводородов из газоконденсатного пласта на режиме истощения сопровождается массообменными явлениями в углеводороднасыщен-ном поровом пространстве коллектора, которые соответствуют процессу дифференциальной конденсации смеси. В области высоких давлений ( обычно выше 15 - 20 МПа) состав отбираемой из пласта продукции скважин изменяется практически таким же образом, как при контактной конденсации смеси. Процесс контактной конденсации отличается от процесса дифференциальной конденсации тем, что снижение давления в системе проводится путем изотермического увеличения объема системы. Этот процесс исследуют либо расчетным путем, используя данные о константах межфазного равновесия составляющих смесь индивидуальных углеводородных компонентов, либо на сосуде фазовых равновесий с раздвижными поршнями. [25]
Объем профильтрованной воды через модель пласта не оказывает определяющего влияния на содержание остаточной нефти в поровом пространстве коллектора. Как правило, для гидрофильных коллекторов уже после фильтрации через модель пласта 1.5 - 2.0 поровых объемов воды содержание остаточной нефти стабилизируется и практически при последующей фильтрации воды не изменяется. Для гидрофобных коллекторов объем закачиваемой воды до стабилизации содержания остаточной нефти существенно увеличивается и может составлять 4 - 6 поровых объемов модели пласта. [26]
Изменение напорного режима пласта-коллектора, в который осуществляется нагнетание отходов, является первым характерным признаком поступления отходов в поровое пространство коллектора и вытеснения подземных вод. Изменение напоров выражается в повышении пьезометрических уровней подземных вод в наблюдательных скважинах ( уменьшение глубины их залегания) или давления на устье скважины, если уровень подземных вод выше поверхности земли, а устье скважины загерметизировано. [27]
На основании комплекса проведенных экспериментальных исследований авторы работ [207, 352] объясняют увеличение коэффициента вытеснения нефти водой при набухании глины изменением структуры порового пространства коллектора, а именно сокращением эффективной пористости. [28]
Следует отметить, что разработка данной методики не являлась целью исследований, однако она является переходным шагом для определения структуры порового пространства коллектора и эффективной пористости. [29]
Форма проявлений антраксолитов чаще всего жильная, гнездовидная, хотя нельзя исключить возможность нахождения антраксолитов в виде мелких включений, выполняющих поровое пространство коллектора. Часто проявления антраксолита в жилах сопровождаются кварцем, кальцитом и другими минералами, свидетельствующими о гидротермальном генезисе жил. [30]