Контурные воды

Cтраница 3

Зависимость суммарного дебита. с скважин от их числа в. [31]

По ряду технических причин в процессе разработки залежи в отдельных скважинах уменьшается депрессия на пласт, а следовательно, и их производительность. Во многих случаях ( в основном при водонапорном и смешанном режиме) в процессе разработки залежи контурные воды про - п двигаются и нефтеносная площадь к уменьшается, однако при этом зачастую не удается проследить за динамикой изменения площади. [32]

Плотность нефтей дана в поверхностных, а вязкость - в пластовых условиях. Пластовые воды практически всех продуктивных толщ имеют более или менее сходную характеристику: плотность их изменяется в пределах 1 14 - 1 19 г / см3, содержание солей - 200 - 270 г / л, по составу солей они относятся к хлоркальциевому типу. За редким исключением контурные воды малоактивные, поэтому их характеристика приведена лишь по части месторождений и объектов. [33]

Экспериментальные данные и расчеты соответствуют случаю, когда естественный приток воды в газоконденсатную зону извне отсутствует и первоначальное снижение водонасыщенности определяется только размерами сухого поля. Это не означает, что использовавшиеся в расчетах отправные данные более благоприятны, чем в натуре. Промысловая практика свидетельствует о том, что контурные воды в газовых и газоконденсатных залежах редко активны настолько, чтобы сколько-нибудь заметным образом компенсировать снижение давления при интенсивной их эксплуатации. В нефтегазоконденсат-ных залежах к тому же сказывается экранирующее влияние нефтяной оторочки. При снижении давления нефть в оторочке раз-газируется, в результате чего здесь образуется трехфазная система: нефть - газ - вода. Газоконденсатная шапка благодаря этому отделяется от законтурной области зоной высоких фильтрационных сопротивлений, что кстати, подтверждается и экспериментальными наблюдениями. [34]

Одним из наиболее старых методов является метод форсированного отбора жидкости. Сущность его состоит в следующем. В результате интенсивного извлечения жидкости из скважины с помощью центробежного насоса пластовые или контурные воды в залежи увлекают за собой к забою остаточную нефть. [35]

Среди продуктивных пластов угленосной толщи наиболее распространенным и выдержанным по площади является пласт Сц. Зачастую песчаники замещены плотными породами. Наибольшей продуктивностью характеризуется пласт GVI - Как правило, мощность его уменьшается к своду и наибольшие ее значения отмечены в законтурной области. В силу этого контурные воды пласта CVi обладают большой активностью. [36]

Многолетние ( с 1974 г.) исследования в геофизических наблюдательных скважинах ОГКМ показали, что информация об избирательном латеральном обводнении газового месторождения может быть получена только в том случае, когда эти скв. Зто происходит потому, что малый радиус исследования методов радиометрии позволяет фиксировать движение и смену флюидов только в самой ближней прискважинной зоне. ОГКЛ, то продвигающиеся в залежь контурные воды обходят последние, оставляя около них целики газа. [37]

Не до конца ясен механизм формирования залежей, обогащенных сероводородом. Часть исследователей ( А. Л. Козлов, И. С. Старобинец, Р. Г. Панкина и др.) считает, что сероводород в залежи поступает из пластовых вод. Однако сероводород имеет высокую растворимость. Так, в 1 л пластовых вод подсолевых отложений Астраханского свода в Прикаспийской впадине ( с учетом температуры, минерализации и давления) может раствориться 415 л сероводорода. Трудно допустить, что водонапорные системы когда-либо достигали предельного насыщения по сероводороду. Хант и др.), которые обогащение залежей сероводородом объясняют окислением УВ сформировавшихся залежей, откуда впоследствии сероводород мигрировал в контурные воды. По мнению В. С. Гончарова, факт приуроченности повышенных концентраций сероводорода к основным зонам газонакопления указывает на миграцию кислых компонентов из залежей в воду. Это подтверждается большей упругостью сероводорода в залежах по сравнению с подошвенными водами в ряде регионов. [38]

В этих водах, - писал он, - растворены органические кислоты, к сожалению, не изученные даже химически в достаточной степени. По-видимому, часть этих кислот принадлежит к ряду жирных кислот, но часть является своеобразными стойкими соединениями, может быть, связанными с нафтенами и с теми своеобразными циклическими углеводородами, которые характерны для некоторых нефтей [ 56, с. Как известно, В. И. Вернадский специфику вод нефтяных месторождений связывал с взаимодействием между водами и нефтями. В этом случае важное значение имеет пространственно-геологическое отношение вод к нефтяным залежам. В нефтегазопромысловой гидрогеологии выделяют обычно контурные воды ( краевые или подошвенные), законтурные воды и верхние ( или нижние) воды, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим выше ( или ниже) нефтегазоносного пласта. В соответствии с этой классификацией все изученные нами воды нефтяных месторождений подразделены на три группы: приконтурные, законтурные и непродуктивных горизонтов. [39]

Страницы: 1 2 3