Различие - свойство - нефть
Cтраница 1
Различие свойств нефти и воды обуславливает особенности их нахождения в поверхностных и подземных водах. Растворимость углеводородов увеличивается в ряду: ароматические циклопарафиновые парафиновые. [1]
Различие свойств нефти может быть обусловлено различной фракционирующей способностью тех или иных сланцев. Фракционирующая способность зависит, в свою очередь, от степени пористости и влажности породы. Тяжелая нефть сохраняется в сланцах до тех пор, пока вода, проникающая в сланцы, не вытеснит ее в песчаные породы. В последних выталкивающая сила воды прекращается. Капиллярные силы намного превышают силы гравитации. Поэтому вода может вытеснять нефть как в песчаники, перекрывающие сланцы, так и в песчаники, залегающие ниже сланцев. Этот процесс приводит, в конечном итоге, к образованию залежи тяжелой или легкой нефти. Сорт нефти зависит от степени пористости и влажности сланцев. Нефть будет сорбироваться сланцами, прилегающими к песчаникам, и рассеиваться в них, если сланцы являются сухими. Фильтрация нефти сквозь сланцы кверху будет продолжаться либо до выхода нефти на дневную поверхность, либо пока нефть не будет остановлена непроницаемыми для нее сланцами, насыщенными водой. Образовавшееся скопление нефти может вновь рассеяться в случае дегидратации сланцев, перекрывающих залежь. [2]
Влияние это обусловлено неоднородностью пласта и различием свойств нефти и воды. Вокруг каждой скважины при любой схеме расположения и характере питания залежи выделяется зона с радиальным движением жидкости. Вокруг скважины внутренних рядов эти зоны больше, а вокруг внешних - меньше. При установившемся движении жидкости изобару, окаймляющую эту зону вокруг скважины, можно рассматривать за условный, промежуточный контур питания. [3]
Анализ показывает, что, несмотря на различие физико-зошйэдеких свойств нефтей и особенностей реологического строения рассматриваемых объектов, сохраняется постоянная тенденция падения выработки неф-чш с увеличением объемного запаса на одну скважину при одинаковой об-зодаенности продукции. В зависимости вФ расположения конкретной окввдины, геслого-фиэичвских свойств пласта в точке дренирования фактическая картина выработки яожет отличаться о. [4]
Наблюдаемая в настоящее время восполняемость эксплуатационных запасов на месторождениях, различие геохимических свойств нефти в пределах одного месторождения свидетельствуют не в пользу осадочно-миграционной гипотезы происхождения нефти и требуют своего объяснения. [5]
 |
Компоненты глинистого цемента. [6] |
Необходимо отметить, что даже в случае одного и того же продуктивного пласта различия свойств нефти, воды и горной породы могут привести к совершенно различным физическим процессам, протекающим при вытеснении нефти водой. При этом для Радаевского месторождения коэффициент вытеснения достигает наибольшего значения по сравнению с другими чисто фильными или фобными объектами. Необходимо отметить, что гидрофобизация поверхности горной породы для рассмотренных объектов находится в прямой зависимости от вязкости нефти и содержания в ней асфальтенов и смол. [7]
Методика, чтобы не допустить опасной идеализации, специальными параметрами учитывает все известные несовершенства: зональную и послойную неоднородность; неравномерность; различие свойств нефти и агента; нехватку исходных данных; частичную негерметичность скважин; отклонение забоев скважин; ограниченную долговечность скважин и случайное их выбытие; фактическое пластовое давление и угрозу оттока и потери нефти; ухудшение продуктивности нефтяных слоев при снижении забойного давления скважин ниже давления насыщения; нестационарность. [8]
С учетом определения продуктивности отдельных пластов при их последовательном освоении в скважинах, а также определений их дебитов глубинными расходомерами и доли пластов в общем дебите скважин, установленной по различию свойств нефтей среднего и нижнего карбона, в официальной отчетности по скважинам отдельно по пластам даны текущие и накопленные отборы нефти. [9]
Многочисленными исследованиями установлено, что свойства нефти даже в пределах единой залежи не одинаковы и закономерно зависят от геологических условий ее залегания. Наибольшее влияние на различие свойств нефти в пределах одной залежи оказывают при-контурные и подошвенные воды. Поэтому в процессе разработки месторождения, сопровождаемом перемещением контуров нефтеносности и подъемом водо-нефтяного контакта, происходит, изменение свойств нефти, добываемой из одних и тех же скважин. [10]
Говоря об изменениях физико-химических свойств нефтей ( прежде всего плотности) следует отметить, что эти изменения обусловлены не только вторичными явлениями. Губкин совершенно справедливо указывал, что различия свойств нефтей могут объясняться и первичными причинами, зависящими от состава исходного ОВ, геохимической обстановки образования нефти и литологических особенностей нефтемате-ринских пород. [11]
С увеличением расстояний между скважинами в рядах повышается в начальной стадии темп роста обводненности продукции, добываемой из залежи, и снижается конечный коэффициент охвата залежи заводнением. Но увеличение безводной добычи нефти из второго ряда скважин, за счет удаления его от контура нефтеносности, обусловливает временное превышение текущего коэффициента охвата залежи заводнением ( для конкретной обводненности) даже при разрежении сетки скважин. При более высоких неоднородности пласта и различии свойств нефти и воды влияние параметров сетки скважин на коэффициент охвата увеличивается. [12]
Свойства нефтей в пределах одной залежи в пластовых условиях различны. Однако для многих залежей эти различия невелики и не всегда обнаруживается направленность изменений в пределах залежи. Для крупных месторождений, как правило, наблюдается четкая закономерность различия свойств нефти по площади или по глубине. Изучением изменения свойств в пределах отдельных залежей и выявлением закономерностей этих изменений занимаются многие исследователи на конкретных месторождениях. [13]
Страницы: 1