Cтраница 2
Между тем, чем глубже изучается проблема формирования залежей нефти, тем очевиднее становятся значительные масштабы влияния на состав флюидов процессов их миграции. В самом деле, если учесть, что образование залежей происходит в результате аккумуляции с площади, измеряемой десятками и даже первыми сотнями километров, вполне очевидно, что движение нефти по пористой среде на такие расстояния должно существенным образом влиять на состав флюидов. Изменение состава нефти в процессе миграции неизбежно. Действительно, с одной стороны, нефть, как известно, состоит из огромного числа соединений, обладающих самыми различными физико-химическими свойствами, с другой стороны, горные породы сложены разнообразными минеральными частицами с различными свойствами, в том числе сорбционными. Если же учесть, что миграция происходит в породах, насыщенных минерализованными водами, то развитие самых различных физико-химических процессов в нефтях становится несомненным. [16]
Важнейшими выходными переменными, которые прежде всего должны контролироваться в процессе разработки, являются: суммарный отбор нефти, газа, жидкости; состав флюида, отбираемого из добывающих скважин; количество воды, отбираемой вместе с УВ; текущий объем залежи ( т.е. положение ВНК или ГВК и других контактов, а также контуров нефтегазо-носности или фронта нагнетаемого флюида); величина текущего охвата объема залежи процессом истечения У В; текущая нефтегазоотдача; текущее пластовое давление в ГБ скважины. [17]
Применение метода капиллярной хроматографии для анализа легких фракций нефтей и конденсатов было подготовлено рядом работ, проведенных по разделению углеводородов, входящих в состав рассматриваемых флюидов. [18]
Независимо от способов разработки нефтегазовых объектов нужен оперативный контроль за местоположением нефти, газа и воды в пластах, их отдачей при неоднородном по составу флюидов потоке, величиной взаимовытеснения многофазных жидкостей по мощности пластов. [19]
Данные результатов закачки индикаторов выявили зоны очень высокой проницаемости, по которым произошел быстрый прорыв меченой жидкости, а контакт оторочки С02 с нефтью был незначительным, что хорошо согласовывалось с данными о составе флюида пласта. [20]
Рассмотрены алгоритмы решения двух - и трехмерных задач теории фильтрации жидкостей, газов и их смесей, а также алгоритмы решения задач неустановившейся многокомпонентной фильтрации с фазовыми переходами, позволяющие проектировать системы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с учетом реальной неоднородности коллектора, изменения свойств и состава флюидов по толщине и площади пласта без традиционных допущений и упрощений. [21]
Рассмотрены алгоритмы решения двухмерных и трехмерных задач теории фильтрации в однофазной, двухфазной и трехфазной постановках, а также алгоритмы решения задач неустановившейся многокомпонентной фильтрации с фазовыми переходами, позволяющие проектировать системы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с учетом реальной неоднородности коллектора, изменение свойств и состава флюидов по толщине и площади пласта и без традиционных допущений и упрощений. [22]
Рассмотрены алгоритмы решения двух - и трехмерных задач теории фильтрации в одно -, двух - и трехфазной постановках, а также алгоритмы решения задач неустановившейся многокомпонентной фильтрации с фазовыми переходами, позволяющие проектировать системы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с учетом реальной неоднородности коллектора, изменения свойств и состава флюидов по толщине и площади пласта и без традиционных допущений и упрощений. [23]
Проходное отверстие запорного оборудования должно быть не меньше сечения, по которому поступает флюид скважины. При наличии в составе флюида сероводорода должно использоваться запорное оборудование в антикоррозийном исполнении. [24]
Физические свойства ( удельное электрическое сопротивление, диэлектрическая проницаемость, плотность) жидкостей ( нефть и вода) и газа, находящихся в стволах эксплуатационных действующих и остановленных скважин, различны. В основу каждого геофизического метода для определения состава флюида в стволе скважины положена та или иная физическая характеристика. Состав флюидов может быть установлен с помощью электрометрии, радиометрии и термометрии. [25]
Газоконденсатные залежи сходны с газовыми парообразным состоянием флюидов в пласте и отличаются от них появлением жидкой фазы при снижении температуры и давления. Разработка газоконденсатных месторождений ссяровождается непрерывными фазовыми превращениями в пласте и изменением составов добываемых флюидов. [26]
Излучаемые при распаде - кванты имеют высокие энергии ( 6 13 и 7 12 МэВ), превышающие в 2 раза и более энергию у-кван-тов естественного излучения и других радиоактивных изотопов в скважине, пласте и приборе. Глубинность кислородного метода невелика ( 20 см), что позволяет исследовать состав флюидов в колонне и затрубном пространстве при минимальном влиянии окружающих пород. Используются установки двух типов - однозондо-вая и двухзондовая. Различают прямой зонд, у которого детектор расположен относительно источника нейтронов по ходу исследуемой жидкости, и противоположный ему обращенный зонд. [27]
Следы миграции могут быть установлены при изучении тектонического строения региона, изменения состава флюидов по вертикали, пластовых давлений, а также по результатам предложенного нами метода подсчета прогнозных запасов нефти и газа. Так, если в отложениях ( в свите или толще) установлен дефицит нефтегазовых УВ при наличии в них залежи с промышленными запасами, то допускается возможность межформационной миграции флюидов. Степень достоверности полученных данных зависит от детальности проведенных исследований по определению конфигураций бассейна и установлению в его разрезе нефтегазопроизводящих свит, отложений или пород, качественной и количественной их характеристики и генетических типов рассеянного в них ОВ. [28]
Совпадение фактической величины дроссельной тепловой аномалии с расчетной однозначно указывает на работу данного пласта нефтью. Поэтому при регистрации дроссельной тепловой аномалии, меньшей расчетной, для правильного суждения о составе флюидов в пласте необходимо использовать результаты других методов изучения работы пласта и состава поступающих флюидов. [29]
В условиях Западной Сибири наиболее приемлем, вероятно, должен быть метод влагометрии, позволяющий определить процентное соотношение воды и нефти в объеме колонны, но, ввиду технического несовершенства пакеровки ствола скважины, пользоваться им можно лишь ограниченно. Предложенный недавно в ВУФВНИИгеофизика влагомер радиально-осевого потока позволяет проводить непрерывные исследования по стволу скажины, определять состав флюида и характер радиального потока в интервале перфорации. [30]