Погребенная вода

Cтраница 2

Если в пласт без погребенной воды перед нагнетанием растворителя закачать так мало воды, что ее не хватит для образования связанной воды по всей длине модели, то это может привести к исчезновению четырех зон на схеме - от II до V включительно. [16]

Определению соотношения нефти и погребенной воды в различных нефтяных горизонтах посвящен ряд работ; первой в этой области была работа Н. Т. Линдтропа и В. М. Николаева [143], в которой впервые в 1929 г. был поставлен вопрос о необходимости-учета погребенной воды в нефтяных пластах при определении абсолютных и промышленных запасов нефти. В дальнейшем этому вопросу были посвящены работы [21, 47, 79, 81, 82, 103,, 167, 208], которыми установлено, что количество погребенной воды в нефтяных залежах может колебаться от нескольких до 50 - 60 % от объема пор. Различное содержание погребенной воды в нефтяных залежах обусловлено различием физических и физико-химических свойств как самих пород, так и содержащихся в них нефти, воды и газа, а также условиями, при которых происходило вытеснение воды нефтью. Чем выше поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть, чем лучше смачиваемость породы водой, чем меньше радиус пор и больше их количество и, наконец, чем меньше давление вытеснения воды нефтью, тем большее количество погребенной воды должно содержаться в пласте. [17]

Рассматривая таким образом распределение погребенной воды в нефтяных залежах, можно перейти к важному практическому выводу, что нефть в пластах содержится только в тех порах, в которых происходило движение жидкостей в период формирова - ни я залежи. [18]

Соотношение погребенных и пластовых ( краевых и подошвенных вод и изменение состава попутных вод в процессе разработки. [19]

Сказывается также на составе погребенной воды нефтяных залежей. [20]

Естественно, что находящаяся породе погребенная вода уменьшает полезный объем пористого пространства, и порода вмещает меньше нефти. Поэтому при исследовании образцов породы, отобранных из нефтяной залежи, определяют не только ее пористость, но и такие качества, как нефтенасыщенность и водонасыщенностъ. [21]

Схема вытеснения нефти из пласта при нагнетании в модель его оторочки растворителя. [22]

Впереди нагнетаемой воды формируется вал погребенной воды, который служит барьером между нагнетаемой водой и углеводородными жидкостями. [23]

Водяной пар получается при испарении погребенной воды и в результате сгорания водорода нефти. При влажном горении водяной пар также образуется при испарении закачиваемой в пласт воды. Содержание двуокиси углерода в газах горения обычно не превышает 18 % мол. [24]

Некоторое отклонение получается за счет погребенной воды. [25]

В пластах с малым содержанием погребенной воды ( 10 - 20 %), что характерно для многих месторождений Урало-Поволжья ( Ромашкинское, Куле-шовское), неизвлекаемый объем фильтрата раствора может достигать 25 - 30 % и более от объема пор. В пластах с большим содержанием погребенной воды ( до 30 - 33 %), что характерно для полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири ( Са-мотлорское) и Западного Казахстана ( Узеньское), неизвлекаемый объем фильтрата раствора составляет 15 - 20 % от объема пор. [26]

Кроме прямых методов определения содержания погребенной воды в кернах, в лабораторной практике прибегают иногда к косвенным методам. К их числу в первую очередь относится метод, основанный на центрифугировании, и метод, основанный на построении кривой зависимости между капиллярным давлением и остаточной водонасыщенностью, или, как его еще называют, метод капиллярных давлений. [27]

Небольшое количество данных о содержании погребенной воды объясняется тем, что ее определение сопряжено прежде всего с большими трудностями получения безупречных образцов пород-коллекторов, а также с отсутствием достаточно разработанной методики, которая позволила бы отделить воду, задержанную в тончайших поровых пространствах, от воды кристаллизационной. В таких случаях обычно прибегают к нагреву и перегонке исследуемых образцов и анализу содержащейся в них жидкости. При этом неизбежны частичный распад отдельных зерен в, стало быть, выделение кристаллизационной воды. Те же методические недостатки присущи и способу определения содержания нефти и воды в породе методом отгонки горячим воздухом, при котором температура поднимается до 450 - 500 С. Ближе к реальным условиям стоит дестилляционно-экстракционный способ, испытанный С. Л. Заксом [34] в лаборатории Института горючих ископаемых АН СССР. [28]

По материалам прямого изучения состава погребенных вод установлено, что их минерализация может быть как больше, так и меньше минерализации пластовой воды, окружающей залежь. Так, для условий месторождений в палеоген-неогеновых отложениях Северного Кавказа, приуроченных к водонапорным системам инфильтрационного типа, характерно превышение минерализации погребенных вод в 1 4 - 8 раз по сравнению с пластовой. Напротив, для районов Урало-Поволжья с застойными пластовыми водами минерализация погребенных вод составляет всего 40 - 80 % от минерализации пластовой воды. [29]

Изменение содержания воды и ионов хлора в продукции скв. 79 Осташковичского месторождения. [30]

Страницы: 1 2 3 4