Количество - погребенная вода
Cтраница 1
Количество погребенной воды в нефтяном коллекторе важно не только для подсчета запасов, но и для рациональной разработки пласта, выбора метода воздействия на него. При закачке в пласт промышленных стоков с большим содержанием в нем погребенной воды необходимо предусматривать ( при внутриконтурном заводнении) возможность выпадения в осадок ряда солей из-за реакции между закачиваемым промышленным стоком и погребенной водой. [1]
Количество погребенной воды в нефтесодержащих породах колеблется в широких пределах. Как показывают исследования [63, 153], содержание погребенной воды в нефтяных пластах до некоторой степени зависит от их проницаемости. В указанной зависимости наблюдается общая тенденция увеличения водонасыщенности пород с уменьшением их проницаемости. [2]
В период разработки, по-видимому, уменьшается количество погребенной воды в нефтяной залежи и, таким образом, значительная часть поверхности пород, вероятно, гидрофобизируется. Незначительное уменьшение количества погребенной воды в центральной части и на Бухте Ильича, где отсутствует продвижение контурных вод, связано также с испарением молекул погребенной воды, которые совместно со свободным газом, выделяющимся из пласта, просачиваются по пористой среде к забою эксплуатационных скважин. Указанное выше подтверждается данными анализа газа, отобранного из V пласта с целью определения его влажности. Из проведенных 75 анализов газа почти везде улавливаются водяные пары, свидетельствующие о влажности газа. [3]
Следует, однако, отметить, что количество погребенной воды в нефтяных пластах зависит не только от капиллярных Сил и адсорбционных явлений, но и от условий формирования нефтяных залежей. [4]
В наших расчетах объем замещенной нефти и количество погребенной воды выражаются в процентах от эффективной пористости. [5]
 |
Зависимость удельного электрического сопротивления пород ( ом-м от натяжения смачивания соответствующих нефтей широтного течения р. Оби ( эрг / ел 2. [6] |
Как видно из графика, электрическое сопротивление, зависящее от количества погребенной воды, функционально контролируется натяжением смачивания соответствующих нефтей. Это обстоятельство следует объяснить тем, что смачиванию принадлежит основная роль в явлении электропроводности пород. [7]
Таким образом, истинную водонефтенасыщенность обводненного пласта и пласта, содержащего такое количество погребенной воды, при котором она становится подвижной, по керцовому материалу определить нельзя. Возможности использования геофизических методов для определения водонефтенасыщенности таких пластов пока еще недостаточно изучены. [8]
Ранее нами, а также авторами работ [5, 37] было установлено, что с ростом количества погребенной воды ( до 20 %) капиллярные процессы идут интенсивнее, поэтому сравнению подлежат только опыты, проведенные с примерно равным содержанием погребенной воды в пористой среде. [9]
 |
Результаты сопоставлений методов определения водонасыщенности. [10] |
Поэтому метод центрифугирования ни в какой мере не может конкурировать с прямыми методами определения количества погребенной воды в нефтесодер-жащих пластах. [11]
Так, например, как уже указывалось, некоторые исследователи считают, что между количеством погребенной воды в пласте и его проницаемостью существует определенная зависимость. [12]
В период разработки, по-видимому, уменьшается количество погребенной воды в нефтяной залежи и, таким образом, значительная часть поверхности пород, вероятно, гидрофобизируется. Незначительное уменьшение количества погребенной воды в центральной части и на Бухте Ильича, где отсутствует продвижение контурных вод, связано также с испарением молекул погребенной воды, которые совместно со свободным газом, выделяющимся из пласта, просачиваются по пористой среде к забою эксплуатационных скважин. Указанное выше подтверждается данными анализа газа, отобранного из V пласта с целью определения его влажности. Из проведенных 75 анализов газа почти везде улавливаются водяные пары, свидетельствующие о влажности газа. [13]
В связи с проникновением водного фильтрата из глинистого раствора в породу керны, взятые обычными колонковыми долотами при глинистом растворе на водяной основе, дают минимальное первоначальное нефтенасыщение и максимальное водо-насыщенме по сравнению с Истинным содержанием погребенной воды в породе. Вследствие того, что бурильная жидкость может вытеснить из керна некоторое количество погребенной воды, Остаточное водосодержание последней в таких хернах может быть значительно ниже их начальной водонасыщенности. Керны, взятые выше переходных зон вода-ефть при помощи бурильных растворов на нефтяной основе в неразбуренных пластах, показывают минимальное значение нефтенасыщенности, но зато соответственно правильные значения насыщенности связанной водой. [14]
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. [15]
Страницы: 1 2