Cтраница 4
Несмотря на большие трудности, в настоящее время здесь накоплен определенный опыт контроля за прослеживанием перемещения водонефтяного контакта, контуров нефтеносности, источников обводнения скважин и др. Широко применяются методы, позволяющие определять состав и величину притока жидкости ( резистивиметр, гамма-плотностномер, диэлектрический влагомер, механический и термоэлектрический де-битомеры, наведенная активность по кислороду), с учетом предположения, что интервалу поступления воды в скважину соответствует обводнившаяся часть пласта. Однако установленный этими методами водонефтяной раздел в скважинах не всегда соответствует действительному положению водонефтяного контакта в пласте. [46]
Пласт Дн характеризуется широким развитием начальной водонефтяной зоны и имеет геологическое строение, типичное для месторождений платформенного типа, приуроченных к девонским отложениям. При изучении характера подъема поверхности водонефтяного раздела были использованы следующие геолого-промысловые материалы: данные отбивки водонефтяного контакта методом БКЗ во вновь пробуренных скважинах; данные об отметке текущего водонефтяного контакта в окружающих работающих скважинах; данные радиометрического исследования скважин; сведения о появлении воды в добывающих скважинах, расположенных в различных частях залежи; данные о продолжительности безводной эксплуатации скважин, пробуренных в водонефтяной зоне, а также о средних скоростях подъема ВНК. [47]
Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении. При промывании ловушки водой в ней наблюдается наклонный водонефтяной раздел либо вся нефть может быть унесена водой из ловушки. [48]
Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении. При промывании ловушки водой в ней наблюдается наклонный водонефтяной раздел, иногда вся нефть может быть унесена из ловушки водой. Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Нарушение такого вполне закономерного распределения внутри ловушки может быть вызвано действием капиллярных сил при неоднородности коллектора, составляющего ловушку. [49]
Расстояние между скважинами теоретически влияет на механизм вытеснения нефти, воздействуя а скорости и градиенты давления у водо-нефтяного раздела. Существование такого воздействия спорно, так как скорость и градиенты давления на водонефтяном разделе определяются, в основном суммарным отбором жидкости из пласта, но не расстоянием между скважинами. Это влияние может проявиться только в непосредственной близости к забоям скважин. [50]
Эта величина капиллярных давлений кажется несущественной по сравнению с обычно создаваемыми при разработке внешними перепадами давления. Но эти внутренние, капиллярные силы локализованы в весьма ограниченном объеме, на водонефтяном разделе, а градиенты их могут быть значительно выше внешне созданных градиентов давления, вследствие чего влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из пластов очень большое. [51]
Приконтурное заводнение, когда нагнетательные скважины размещают в водонефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют вместо законтурного заводнения на залежах с проявлением так называемого барьерного эффекта на водонефтяном разделе или при сниженной проницаемости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной частей может ухудшиться вследствие окисления тяжелых фракций нефти на водонефтяном разделе, разрывных нарушений, литологических замещений и др. Приконтурное заводнение удачно запроектировано, например, по пласту Сщ Дмитровского месторождения ( Куйбышевская обл. [52]
Существует определенная геологическая терминология по отношению к нефтяным или газовым залежам. Поверхность, разделяющая нефть, газ и воду, называется подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела. Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности. [53]
Когда система имеет сферическую симметрию1, можно также решить для нее совершенно точно проблему продвижения воды или водонефтяного раздела. Однако системы общего типа, в которых геометрическая форма поверхности раздела не видна непосредственно из геометрии всей проблемы, представляют для решения большие трудности. В таких системах геометрическую форму поверхности раздела следует найти одновременно с его мгновенным положением и с распределением потенциала по обе стороны раздела. Представляется вполне возможным разработать такой метод последовательных приближений2, где необходимо найти совершенно независимо для каждого этапа решение потенциального уравнения, геометрической формы и положения поверхности раздела. Однако для практического использования полученных результатов остаются все же непреодолимые трудности. [54]
Существует определенная геологическая терминология, относящаяся к нефтяным или газовым залежам. Так, поверхность, разделяющую нефть и воду в залежи, называют подошвой нефтегазовой залежи или поверхностью водонефтяного раздела. Линию пересечения этой поверхности с кровлей пласта называют внешним контуром нефтеносности. Скопление газа в залежи над нефтью называют газовой шапкой. Поверхность раздела между газом и нефтью в залежи называют поверхностью нефтегазового раздела. Линию пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта называют внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта - внутренним контуром газоносности. Для формирования газовой шапки в пласте нужны определенные условия и, в частности, необходимо, чтобы давление в залежи было бы равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре в пласте. [55]