Подошвенные воды
Cтраница 3
При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи. В этом случае контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и, следовательно, можно считать, что объем порогового пространства газовой залежи во времени также практически не изменяется. [31]
Песчаные пласты продуктивной толщи насыщены нефтью, газом и водой; вода в большинстве пластов контурная. В более мощных песчаных горизонтах встречаются также подошвенные воды, XV пласт и его свита, XVI пласт и ПК относятся к пластам с явно выраженными подошвенными водами. [32]
 |
Динамика изменения добывающих возможностей фонда скважин месторождения Самгори с различными конструкциями забоев. [33] |
Коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, тре щинно-порового или порово-трещинного типов. Близкорасположенные напорные водоносные ( газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют. [34]
Продолжительная эксплуатация хранилища газа на таких форсированных режимах отрицательно сказывается на общем количестве отобранного газа. При этом ранее расчетного времени обретают высокую подвижность краевые и подошвенные воды. [35]
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. [36]
Нетрудно видеть сколь важно наперед правильно спрогнозировать все возможные последствия проявления водонапорного режима, заранее принять меры для устранения негативных воздействий. Так, в частности, представляет практический интерес вопрос о поведении продуктивных коллекторов водоплавающих залежей сеномана в случае если подошвенные воды за счет конусо-образования будут поступать к забоям эксплуатационных скважин. [37]
Еще более сложным оказывается решение вопроса о потерях в движущиеся подошвенные и контурные воды. При движении форма диффузионного ореола под залежью и вокруг нее существенно изменяется. Подошвенные воды уже не всегда будут предельно насыщены газом, а в законтурных водах дальность проникновения газа оказывается различной в различных частях контура. В тыловой части дальность, наоборот, максимальна и она тем больше, чем больше скорость движения и степень насыщенности подошвенных вод. Очевидно, она будет наибольшей в том случае, когда подошвенные воды, двигаясь под залежью, успеют полностью насытиться газом. В боковых частях залежи, где воды движутся под различным углом к контуру, дальность проникновения газа по направлению их движения будет возрастать, и ширина диффузионного ореола достигнет своей максимальной величины где-то в тыловой части залежи. [38]
Анализ движения ГВК при отборе газа из Щелковского ПХГ выявляет основную тенденцию фильтрации подошвенных пластовых вод. Обнаружено, что наиболее мощное вторжение воды отмечается в феврале - марте. В этот период происходит переход залежи в водонапорном режиме работы с больших темпов к малым темпам отбора газа. Подошвенные воды подтягиваются через разрывы сплошности полупроницаемого глинистого экрана толщиной 1 - 3 м к забоям эксплуатационных скважин, а затем при сохранении темпа отбора прорываются в скважины. Благоприятные условия для поднятия ГВК ( рис. 6.2) создает зона литологиче-ского нарушения у подошвы пласта-коллектора в районе скв. [39]
Это явление свидетельствует о наличии опресненных вод в подошвенной части залежи, а также о меньшей минерализации погребенной воды по сравнению с далекими законтурными пластовыми водами. Действительно, на многих месторождениях Куйбышевской области погребенная вода в несколько раз менее минерализованная, чем пластовая, но содержит больше сульфатов. Весьма маломинерализованные, почти пресные подошвенные воды характерны для многих глубоких залежей в районах с сильной тектонической активностью. По своему происхождению пресные подошвенные воды считаются конденсационными, выделившимися в пласте из газообразного состояния при формировании залежей. [40]
Это обстоятельство благоприятствует нефтеотдаче коллекторов при низких газонефтяных факторах и ( или) пониженных значениях загрязненности нефтяной продукции водой. Если пониженная проницаемость коллектора по вертикали связана с малопроницаемыми осадочными породами, например, появлением глинистых фаций в пласте песчаника, желательно завершать скважину выше этого непроницаемого барьера. В случае недоразвитости последнего подошвенные воды постепенно топят скважину вследствие повышения нефтеводяного контакта. [41]
В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерными являются два режима: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем перового пространства газовой залежи практически не изменяется во времени. [42]
Для практики разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерны два режима - газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем порового пространства газовой залежи практически не изменяется по времени. [43]
В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений характерными являются два режима: газовый и водонапорный. При газовом режиме приток газа к добывающим скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи по мере его отбора. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в газовую залежь и, следовательно, объем перового пространства газовой залежи практически не изменяется во времени. [44]
Таким образом, потери газа на остаточную газонасыщенность при сжатии газовых залежей существенно превышают количество газа, которое могло бы раствориться в подошвенных водах путем диффузии. Однако в рассматриваемых условиях учет этих диффузионных потерь теряет смысл, так как сам процесс диффузии будет протекать не за счет газа залежи, а путем растворения газа зоны остаточного газонасыщения, которая в данном случае будет являться своеобразным экраном, буфером, защищающим залежь от рассеивания. Поскольку диффузионные потери газа в подошвенные воды не превышают, в соответствии с приведенными выше расчетами, единиц процентов от объема залежи даже при самых неблагоприятных условиях, то свободного газа буферной зоны остаточного газонасыщения будет для этого вполне достаточно. [45]
Страницы: 1 2 3 4