Справочник химика 21

Химия и химическая технология

Водонефтяной контакт

    В случае, если первоначальное положение водонефтяного контакта АВ в пласте не параллельно галерее (рис. 7.5), то решить задачу можно приближенно, используя, например, метод полосок. предложенный [c.208]

    Пусть нефтяная залежь в наклонном пласте (рис. 7.7) имеет горизонтальное начальное положение водонефтяного контакта АдВ . [c.213]

    Контакт нефти и воды в большинстве залежей приближается к горизонтальной поверхности. Но нередки случаи, когда поверхность водонефтяного контакта имеет наклонное положение. На положение поверхности водонефтяного контакта влияет целый ряд факторов, но основным является движение воды. Ведь залежь нефти в ловушке омывается пластовой водой. Поток движущейся воды может быть настолько интенсивным, что [c.28]


    Из (7.34) следует, что при очень малых скоростях при р > р и при вытеснении снизу вверх (а > 0) движение устойчиво. даже если вязкость нефти г) существенно превышает вязкость воды т). Поэтому, например, когда водонефтяной контакт (ВНК) далек от добывающих скважин и мала, граница раздела движется устойчиво. С приближением ВНК и с увеличением согласно (7.33) разность Aw увеличивается. Когда А н > О, движение неустойчиво. и язык подошвенной воды будет двигаться гораздо быстрее. [c.215]

    В точной постановке требуется решить уравнение Лапласа для потенциала V = О при следующих граничных условиях кровля плас- та непроницаема поверхность водонефтяного контакта, форма которой [c.222]

    Капиллярное давление по высоте каждого канала является обратной функцией среднего радиуса канала в каждом сечении. Если ограничить радиус сечения на перекрестке каналов суммой радиусов пересекающихся каналов, то распределение капиллярного давления по высоте каналов над плоскостью водонефтяного контакта будет отображаться эпюрой, показанной на рис. 5. Как видно, в любой плоскости, параллельной водонефтяному контакту, капиллярное давление в различных каналах различно. [c.44]

    В каком случае более вероятно устойчивое продвижение водонефтяного контакта вдали от добывающих скважин или в призабойной зоне  [c.227]

    Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется поверхностью водонефтяного раздела, или контакта. Она может иметь различную форму. В залежах, приуроченных к структурным ловушкам. при их полном заполнении она может иметь кольцеобразную форму в плане. При этом линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности. [c.28]

    Так, если пласт полностью насыщен нефтью на всю мощность, водонефтяной контакт будет иметь форму кольца, внутренняя часть которого называется внутри-контурной зоной. Сами воды. подстилающие залежь [c.29]

    Так, И. Г. Пермяков [142] на основе анализа промысловых данных показал, что для Туймазинского нефтяного месторождения. разработанного с поддержанием пластового давления. скорости продвижения водонефтяного контакта колеблются от 10) до 100 м/год. Аналогичные данные получены и И. X. Сабировым [162] при анализе разработки Серафимовского нефтяного месторождения. [c.178]


    В точной постановке задача о продвижении водонефтяного контакта одна из наиболее сложных в теории фильтрации. Первые исследования ее были выполнены Л.С. Лейбензоном [42]. Дальнейшее развитие эта задача получила в работах М. Маскета [7], В. Н. Щелкачева [87], П. Я. Полубариновой-Кочиной [60], И. А. Чарного [81], А. М. Пирвердяна [57], Н. Н. Веригина, Г. С. Салехопп и других. [c.202]

    Исследователями [8, 10, 36] также было отмечено влияние скорости продвижения водонефтяного контакта на нефтеотдачу. Указанные исследователи проводили опыты на несцементированных и сцементированных породах различной длины и проницаемости и разными углеводородными жидкостями. [c.178]

    Исходя из изложенного, следует считать, что в опытах по вытеснению нефти водой следует устанавливать скорости вытеснения, соответствующие пластовым скоростям продвижения водонефтяного контакта. [c.180]

    Относительно небольшие по площади залежи нефти могут быть окружены кольцом водонапорных скважин. По мере эксплуатации залежи и продвижения водонефтяного контакта крайние по периферии нефтяные скважины обводняются и их начинают использовать для нагнетания воды. Как показала практика, действие напора [c.133]

    Установлено также, что увеличение вязкости нефти ири одной и той же скорости фильтрации приводит к выравниванию водонефтяного контакта. Это можно объяснить тем, что для сохранения заданной скорости фильтрации к системе с вязкой нефтью требуется приложить повыщенные гидродинамические градиенты давления. Следовательно, усиливается влияние гидродинамических сил ио сравнению с воздействием капиллярных сил. [c.110]

    Физико-химические и тепловые методы обработки призабойной зоны добывающих скважин могут способствовать в определенных условиях более интенсивному отложению асфальтосмолистых веществ. Обработка ПЗП скважин низкомолекулярными углеводородными растворителями. сжиженными газами. соляной кислотой может вызвать осаждение асфальтенов в пористой среде [6, 29, 39, 41 и др.]. Отмечено гакже, что при относительно невысокой температуре в кислородосодержащей среде (например, закачка горячей воды. поверхностной воды ) активно развиваются процессы конденсации углеводородов, сопровождающиеся накоплением заметных количеств асфальтосмолистых образований в области водонефтяного контакта [6, 39, 67, 70]. [c.105]


    В. Н. Щелкачевым. В потоке выделяются узкие полоски, в пределах каждой из которых водонефтяной контакт считается параллельным галерее, и движение в каждой полоске описывается выведенными в этом параграфе формулами. При этом, как видно из формулы (7.17), чем больше значение х. тем большё скорость фильтрации и. Отсюда [c.208]

    Рассмотрим задачу о притоке нефти к несовершенной скважине (по степени вскрытия пласта ) при устойчивом неподвижном конусе подошвенной воды. Будем считать пласт изотропным, кровлю и подошву пласта горизонтальными. начальное положение водонефтяного контакта 1акже горизонтальным. Предположим, что водяной конус неподвижен и устойчив и к скважине притекает чистая нефть. Направим оси координат так, как показано на рис. 7.11, а. Обозначим нефтеносную толщину А, глубину вскрытия-А, радиус скважины-/- . [c.222]

    В трещиноватых коллекторах с интенсивной водопропиткой пористых блоков повышение скорости движения водонефтяного контакта приводит к преждевременному прорыву воды по трещинам и сокращению нефтеотдачи. [c.47]

    Анализ результатов исследований свойств адсорбционного и граничного слоев нефти показал, что значительная часть нефти за водонефтяным контактом остается в пленочном состоянии. Следовательно, об эффективности закачиваемого в пласт агента для увеличения нефтеотдачи можно судить по его нефтеотмывающим свойствам. [c.163]

    Теоретически установлено, что нефть в источнике залегания может образовываться из полярных компонентов. содержащих азот, серу, кислород, металлы, а также углеводороды с широким диапазоном изменения молекулярных масс. включая ароматические, нафтеновые, парафиновые вещества. Во время миграции нефти те компоненты, которые являются более полярными или более поляризующими, адсорбируются в первую очередь. Например, компоненты, содержащие аминовые нитрогены, порфирины, могут вести себя как катионы и адсорбироваться ria глинах. Это — одна из-причин формирования весьма неровных границ раздела нефть—вода. особенно в породах, содержащих небольшое количество глин. Концентрация активных компонентов вблизи первоначального водонефтяного контакта приводит к образованию более низких поверхностных натяжений между нефтью и водой, чем в точках, более отдаленных от водонефтяного раздела. Возможно также. что вода вблизи области залегания нефти может иметь-растворенные органические компоненты, такие, как нафтеновые-кислоты или их соли, которые в условиях неоднородного коллектора могут изменить поверхностное натяжение между нефтью-и водой в ту или иную сторону. Кроме того, на характеристику смачиваемости коллекторов заметное влияние оказывает их неоднородность по минералогическому составу, степень шероховатости. чистоты отдельных минеральных зерен, их окатанность, структура кристаллической решетки. Одни минеральные частицы обладают лучшей смачиваемостью, другие— худшей в зависимости от их химического состава и строения кристаллической решетки. [c.207]

    В исследованиях Ньюкомбп, как и в других исследованиях. обращают на себя внимание высокие абсолютные скорости. обеспечивающие максимальную безводную нефтеотдачу. При наилучшем сочетании угла смачивания и поверхностного натяжения (о = 0,044 Н/м, 0 = 66—80°) величина этой скорости фильтрации (см. рис. 18, кривая 2) равна 100 м/год. Если принять пористость примерно 0,3, а остаточную нефтенасыщенность 0,10, то окажется, что для получения максимальной безводной нефтеотдачи необходимы скорости продвижения водонефтяного контакта порядка 350—400 м/год. При других сочетаниях указанных выше характеристик системы оптимальные скорости фильтрации изменяются в пределах от 400 до 3000 м/год. [c.95]

    Нагнетаемая в такие коллекторы вода под действием гидродинамического градиента давления проникает в высокопроницаемые слои. Из высокопроницаемых слоев под действием капиллярных сил вода в различных направотениях внедряется в малопроницаемые пропластки, вытесняя из них нефть перед фронтом заводнения и в зоны активного гидродинамического дренирования (высокопроницаемые пропластки). При прочих идентичных условиях фильтрации эффект от капиллярного обмена жидкостями в значительной степени определяется скоростью нагнетания воды. При высоких скоростях нагнетания воды. когда водонефтяной контакт в высокопроницаемых слоях значительно опережает фронт заводнения в малопроницаемых пронластках, эффект капиллярного обмена жидкости на фронте заводнения относительно невелик и нефтеотдача в безводный период определяется практически послойной схемой вытеснения. Вытеснение нефти из малопроницаемых слоев происходит в основном в водный период разработки пласта за счет продольного перемещения в них водонефтяного контакта и прямоточного и противоточного капиллярного внедрения воды в различных направлениях из высокопроницаемых пропластков. [c.102]

    Таким образом. форма водонефтяного контакта, характеризующая охват пласта вытесняющим агентом в слоистых пластах. при прочих идентичных условиях вытеснения определяется соотношением капиллярных и гидродинамических сил. При вытеснении нефти водой из слоистых пористых сред существует оптимальная скорость фильтрации, соответствующая максимальному коэффициенту макроохвата. [c.102]

    Эксперименты со связанной водой показывают, что начальная водонасыщенность, если она не превышает в среднем 30 % порового пространства, способствует ускорению капиллярного обмена жидкостя.ми. Более равномерное продвижение водонефтяного контакта в слоистом пласте в присутствии связанной воды можно объяснить уменьшсинем относительной водопроницаемости в высокопроницаемом слое и ускорением капиллярного проникновения нагнетаемой воды из высокопроницаемого слоя в малопроницаемый. [c.104]

    По мере продвижения водонефтяного контакта по пласту размер оторочки чистой воды в более проницаемом слое уменьшается, а в менее проницаемом, наоборот, увеличивается. При этом проникновение окрашенной воды из высокопроницаемого слоя, в малопроницаемый начиналось только после того, как оторочка чистой воды в высокоироницаемом слое полностью исчезла. [c.104]

    К сожалению, все исследования заводнения слоистых пластов носят качественный характер. поскольку они не моделируют реальные пластовые условия. Однако, используя законы подобия, можно весьма приближенно оценить эффект установленного в лабораторных условиях капиллярного обмена жидкостей. на коэффициент охвата реальных пластов. Пересчет лабораторных данных на естественные условия показал, что при обычных для практики скоростях продвижения водонефтяного контакта (100— 150 м/год) капиллярное проникновение воды в малопроницаемые пропластки может достигнуть 0,6 м. Если принять, что степень смачиваемости для промысловых условий при пересчете была за-выщена (a os0 = 15) на порядок, то даже в этом случае все малопроницаемые прослойки толщиной 0,06 м должны быть охвачены водой до ее прорыва в ряд добывающих скважин. [c.105]

    Изменение содержания асф ьтенов по простиранию пласта меняет интенсивность аномалий вязкости нефти. У Манчаровской нефти от свода складки к водонефтяному контакту индекс аномалии вязкости изменяется от 3,5 до 6. Изменение индексов аномалий вязкости по пласту обусловливает разницу в величинах коэффициентов вытеснения. Последние оказываются особенно низкими вблизи водонефтяного контакта. Такие явления, как гидрофобизация пород асфальтосмолистыми веществами. проницае-мостная неоднородность пород, еще более усиливают зависимость нефтеотдачи от содержания асфальтенов в нефти, от ее аномалий вязкости. Неудивительно, что именно на месторождениях, нефти которых содержат много асфальтенов, нефтеотдача особенно низкая. [c.92]

    В экспериментах на модели с единичным малопроницаемым включением, как и следовало ожидать из теоретических соображений. наблюдалось опережение водонефтяного контакта на участке с пониженной проницаемостью. При этом с увеличением скоростей нагнетания воды опережение фронта вытеснения в малопроницаемом включении уменьшается. Однако, несмотря на чрезмерно большие скорости нагнетания воды. полного выравнивания или даже отставания фронта вытеснения в соответствии с проницаемостью включения не было достигнуто. Это объясняется тем, что в данных исследованиях использовалась система с повышенным поверхностным натяжением и углом смачивания, приближающимся к 0°. Так же, как в микронеоднородных пористых средах. в макронеоднородных системах подобного типа для выравнивания фронта воды целесообразно в качестве вытесняющих жидкостей использовать растворы с высоким поверхностным натяжением (а = 0,045 Н/м) и углы смачивания 45—60°. [c.109]

    По этой же причине увеличение абсолютных проницаемостей высокопроницаемого включения малоироницаемой среды при постоянных их отношении п скорости нагнетания воды способствует выравниванию фронта вытеснения. Более равномерное продвижение водонефтяного контакта отмечено также при уменьшении отношения пpoницaeмo т неоднородных участков, т. е. при уменьшении разницы в капиллярных давлениях. возникающих на участках разной проницаемости. [c.110]

    Промышленно-нефтеносным в пределах Киенгоиской площади является пласт A4. При разбуривании залежи выявлено весьма сложное ее геологическое строение — высокая расчлененность продуктивного пласта. В разрезе выделяется до десяти нефтенасыщенных пропластков, разделенных плотными непроницаемыми прослоями небольшой толщины (1—3 м). Все пласты имеют единый водонефтяной контакт. Таким образом. существует еще один осложняющий фактор — слоистая неоднородность коллектора. [c.176]

    Выше проблема защитных мероприятий Осинского промысла была рассмотрена по состоянию на 1995 г. до того как он был акционирован. Ход и результаты этих мероприятий в последующее время здесь не освещены из-за отсутствия необходимой информации. Известно только, что 21.09.1996 г. было утверждено "Положение о службе радиационной безопасности ОАО "ЛУКОЙЛ - Пермнефть", в котором общие требования к технологии разработки месторождения заимствованы из устаревшего "Временного положения по радиационно безопасной эксплуатации объекта "Грифон", разработанного в 1991 г. Оба этих документа базируются на признании того, что при определенных технических и гидродинамических условиях в районе ПЯВ не исключено "вовлечение воды первичного источника радионуклидного загрязнения в сферу добычи нефти ". В связи с этим в п. 2,2. формулируется требование " в радиусе 300 м от распо южения точки взрыва эксплуатационные и нагнетательные скважины не должны иметь забой ниже водонефтяного контакта". Тем самым "ЛУКОЙЛ - Пермнефть" при разработке Осинского месторождения отдает пред1ючтение упомянутой выше концепции защитных экранов. которая, однако, не выдерживает критики, [c.90]

    Англиз геофизического материала показал, что во всех шести скважинах значительно снижена кавернозность по сравнению с соседними скважинами, пробуренными с применением промывочных жидкостей. стабилизированных кальцинированной или каустической содой. Это объясняется удовлетворительным качеством промывочных жидкостей. стабилизированных КМЦ-500, КМЦ-600 и КССБ, а также положительным влиянием этих реагентов, находящихся в фильтратах на устойчивость глинистых пород. Несмотря на близость водонефтяного контакта (от 4 до 8 м), все четыре скважины давали безводную нефть. в то время как обводнение соседних скважин наступило в первые же месяцы эксплуатации. В пробуренных нагнетательных скважинах затрубных перетоков воды не наблюдалось. [c.249]

    Первая схема предусматривала проведение ПЯВ под водонефтяным контактом (ВПК) залежи, разрабатываемой с применением различных систем заводнения. Замысел состоял в том, что ПЯВ разрушит перемычку между нефтеносной и водоносной зонами, напор подошвенных вод повысит пластовое давление в залежи и вытеснит нефть к добывающим скважинам. Эта схема была опробована на нефтяных месторождениях Осииском в Пермской области (1969 г.), Средне-Балыкском (1985 г.) и Пальяновском (1980 г.) в Тюменской области. [c.63]

    Продуктивная толща подстилается водонасыщенными известняками и доломитами общей толщиной около 180 - 200 м. Её строение осложнено сеткой вертикальных трещин, имевших до ПЯВ раскрытость от 2-10 мкм до 1000 мкм. Общая эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 48 м. Покрышкой служит толща переслаивания глинистых и кремнистых известняков и аргиллитов в кровле башкирского яруса и в верейском горизонте общей мощностью 58 - 70 м. Залежь нефти - пластовомассивная, высота её - 117м водонефтяной контакт (ВИК) залегает на абсолютной отметке 1002 м (на глубине 1100 м) размеры залежи - 36,5 х 15 км. на глубине 1270 - 1320 м она подстилается терригенной толщей пород мощностью 64 - 82 м. [c.72]

    Таким образом. при разработке залежей необходимо вести систематический контроль за изменением содержания асфальтенов и смол в добываемой нефти. Содержание асфальтенов и смол в пределах одной залежи меняется довольно сильно. Так, в нефтенасыщенных пластах нижнего карбона Манча-ровского месторождения содержание асфальтенов меняется от 2,5 до 8 мас.%, увеличиваясь от свода складки к водонефтяному контакту. Содержание смол в зтом же направлении увеличивается от 15 до 16,5%. [c.92]

ПОИСК

http://chem21.info