Зона пластового окисления

По формуле (8.19) определяется усредненная скорость движения зоны пластового окисления в проницаемом пласте. Параметры, входящие в (8.19), равны и = Б м/год, ao = 2-10- г/см [c.143]

Для определения зоны окисленных углей непригодных для коксования отбирают пластовые пробы по простиранию (на расстоянии 75—100 м друг от друга) и восстанию пласта (примерно через каждые 10 м). На основе результатов исследования этих проб намечают предварительную границу зоны окисленных углей. Для установления окончательной границы набирают еще несколько пластовых проб по восстанию пласта, через каждые [c.555]

Таким образом, анализ материалов по газовой составляющей нефтей и конденсатов Западной Сибири позволяет выделить два основных фактора, контролирующих ее качественный состав и содержлиио. Во-первых, наличие сухого, с легким и.с.у. газа в залежах с пластовой температурой ниже 70 °С указывает на его биохимическое происхождение. Во-вторых, в зоне повышенной температуры (> 70 °С) количество газа в нефти и его состав определяются степенью окисленности исходного ОВ на стадии седиментогенеза и диагенеза. Нефти, образовавшиеся из ОВ, накопление которого протекало в восстановительной обстановке, имеют сравнительно низкие газонасыщенность и величины отношений С /С, п/ф, 6/5, /и-ксилол/о-ксилол, 2 ксилолов/этилбензол. В них повышено содержание метана, эти нефти тяжелые, сернистые. Нефти из окисленного ОВ содержат в своем составе значительно больше газа. При соответствующих термобарических условиях они способны образовывать газоконденсатные системы. Эти нефти имеют низкие плотность и сернистость, вь Сокие выход светлых фракций, содержание парафина и отношение п/ф. Среди н-алканов в них часто преобладают гомологи С —С с нечетным числом атомов С. В бензинах велики отношения б7 , /и-ксилол/о-ксилол, 2 ксилолов/этилбензол. В газах этих нефтей и газоконденсатов повышено отношение С /С и понижено содержание метана относительно его высших гомологов. [c.122]

Выражение (8.25) (как и развитая выше модель) характеризует зону пластового окисления правильной формы, симметричную относительно оси х. В действительности, такая идеальная конфигурация наблюдается не всегда. Нередко зона- пластового окисления более сильно развита в нижних частях разреза проницаемого пласта, что особенно характерно для относительно мощных водоносных комплексов. Природа данного явления в настоящее время недостаточно ясна. Можно предположить его связь с влиянием неучтенной в теоретической модели переменной плотности фильтрующегося раствора на распределение концентраций растворенного кислорода (см. главу 2). [c.144]

Для типичной зоны пластового окисления, задаваясь значениями параметров в (8.62) о=10 м/год, L 400 м, [c.154]

Проведенный анализ позволяет объяснить закономерности размещения конденсатов разного состава в пределах Западно-Сибирской низменности. Конденсаты первого типа в основном распространены на средних и больших глубинах, где температура выше 70 °С и исходное ОВ подвергалось существенному окислению на стадии осадконакопления. Это прежде всего северные районы Тюменской области и бортовые части Западно-Сибирской впадины. Конденсаты второго типа могут быть распространены повсеместно, где нефтяные залежи оказались в зоне пластовой температуры более 70 °С и где имеются другие благоприятные для этого факторы (гидрологические, литологические и т.д.). [c.116]

Под влиянием вторичной цементации пористость коллекторов существенно может снизиться или даже полностью исчезнуть. Так, в ряде местоскоплений за контурами нефтегазоносности расположены зоны пониженной пористости и проницаемости, обнаруженные при закачке воды для поддержания пластового давления (например, Покровское местоскопление в Волго-Уральской провинции). Вследствие окисления УВ растворенными в водах сульфатами выпадают вторичные карбонаты, которые и приводят к закупорке пор и каверн в пласте. Уменьшение объема пор может привести к изменению давления в резервуаре и к миграции УВ. [c.139]

Структура пород поглощающего горизонта и химический состав пластовых вод должны способствовать минимальной кольматации пород в призабойной зоне, вызывающей сильное уменьшение приемистости скважин. Так, при смешении пластовых вод, богатых хлористым кальцием, с сульфатными сточными водами выпадает сернокислый кальций сточные воды, содержащие гидрокарбонат кальция, могут при изменении физико-химических условий выделять углекислый кальций соли закиси железа при окислении кислородом или другими компонентами, растворенными в сточной воде, могут давать коллоидный осадок водной окиси железа, а сероводородные воды — дисперсную серу. [c.186]

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. Фактическая же газонасыщенность составила 17 л/л. Трудно допустить, что водонапорные системы когда-либо достигали предельного насыщения по сероводороду Очевидно, в большей степени правы те исследователи (А. С. Зингер, Л. М. Зорькин, Д. 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. [c.81]

Формула (8.21) применена [Голубев В. С., Шмариович Е. М., 19762] для расчета конфигурации восстановительного геохимического барьера на месторождении в глинисто-песчаных отложениях с относительно однородной литологией рудовмещающего проницаемого пласта. Рудная залежь обрамляет зону пластового окисления и имеет в разрезе форму ролла. Мощность водоносного пласта 2/ 3,1 м, истинная скорость движения пластовых вод, рассчитанная по данным замеров, и 5 м/год. В соответствии с [c.142]

Рио. 10. Зона пластового окисления на приподнятом крыле артезианского №соейпа. Иа выклиипванпи образовались урановые руды [c.67]

Таким образом, существует наглядный признак участия кислородных вод в образовании и изменении горных пород окраска последних приобретает красные, желтые, бурые и другие теплые тона. Напротив, сизые, зеленые, черные, т. е. холодные, топа характерны для пород, образовавшихся из бескислородных вод в восстановительных условиях, о которых мы еще расскажем. В результате кислородная граница часто отмечена сменой теплой окраски на холодную, например красных пород на зеленые или черные. С этими явлениями связано важное открытие советских геологов, сделанное в 50-х годах. Они обнаружили, что кислородные воды местами внедряются в толщи сероцветных осадочных пород, содержащих восстановители — углистое и битумное органическое вещество, пирит и другие сульфиды, сидерит и т. д. При этом водоносные горизонты окисляются, образуется желтая или охристая зона пластового окисления (ЗПО) в виде языка, заключенная в сероцветных водоупорных породах. Изучение ЗПО приобрело важное практическое значение, так Как с ней связано формирование урановых и других руд в водоносных горизонтах (рис. 10). [c.67]

Нефти (цифры внутри фигур — номер месторождения или площади, рядом с фигурами — пластовая температура, °С) в — с признаками окисления (Опю < 1) б — окисленные Шпю >0,1), в — с признаками потери бензиновой фракции (бензина менее 15—20 %), г — потерявшие бензиновую фракцию (бензиновой фракции нет или менее 1 %), д — без признаков окисления или потери бензиновой фракции зоны е — идиогипергенеза ж — криптогипергенеза, з — катагенеза, и — условная граница геохимической зоны. [c.126]

АСФАЛЬТ (греч. asphaltos-горная смола). Различают естеств. (прир.) и искусста А. Первый образуется в результате окисления тяжелых нефтей нлн нх остатков после испарения легких фракций. Встречается в виде пластовых жильных залежей, а также пропитанных проницаемых пластов (т. наз. закирований) и озер в зонах естеста выходов нефти на земную пов-сть (содержание в породах от 2-3 до 20%). Твердая легкоплавкая масса черного цвета с блестящим или тусклым раковистым изломом. Плотн. 1,1 г/ м т.пл. 20-100°С. Содержит 25-40% масел и 60-75% смоли-сто-асфальтеновых в-в. Элементный состав (%) 80-85 С, 10-12 Н, 0,1-10 S, 2-3 0. Месторождения А. имеются в СССР, Венесуэле, Канаде, Франции, на о. Тринидад и др. Искусств. А.-смесь битумов нефтяных (13-60%) с тонкоиз-мельченными минеральными наполнителями, гл. обр. известняками. Применяют А. обычно в смеси с песком, гравием, щебнем для устройства дорог, тротуаров, полов пром. зданий, как кровельный, гидро- и электроизоляц. материал, а также для приготовления замазок, клеев, лаков и др. [c.211]

Фильтрационное исследование композиции КЭГ+ОК проводилось на составной линейной модели пласта Уршакского месторождения (табл.51). Первоначально нефть из модели пласта вытесняли минерализованной водой до стабилизации перепада давления и 100%-ной обводненности на выходе из модели. Затем испытьшали нефтевытесняющее действие композиции 20% КЭГ+80% ОК. Для уменьшения влияния гелеобразования до и после оторочки состава закачивали по 0.3 п. о. деминерализованной воды. Закачивание 0.5 п. о. композиции, а затем воды позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснеиия на 8.5%. Высокая нефтевытесняющая способность композиции объясняется образованием ПАВ при взаимодействии ОК с активными и окисленными компонентами нефти. В пластовых условиях эго будет способствовать очистке забоя и призабойной зоны пласта. [c.133]

Из изложенных выше гидрогеохимических материалов ошбого внимания заслуживают факты увеличения концентрации гидрокарбонатов и сульфатов выше таковых в исходных пластовых и закачиваемых водах, повышения ЕЬ вод. Анализ данньк натурных наблюдений показьшает, что увеличение содержания гидрокарбонатов происходит в результате сле ющих процессов 1) выщелачивания карбонатов из пород опресненными пластовыми водами 2) обогащения пластовых вод продуктами взаимодействия пород с шляпой кислотой в случаях обработки ею призабойной зоны добьшающих скважин 3) генерации углекислоты в ходе биохимического окисления растворенных органических соединений (что [c.208]

В.И. Вернадский назвал газовым дыханием Земли . Понятие бактериальный фильтр по отношению к горючим углеводородным газам миграционного потока из подпочвенных осадочных пород было введено Г.А. Могилевским , в 1937-1939 гг. установившим окисление этих газов в почвенном слое. Впоследствии это явление было использовано им для поиска нефтегазовых месторождений, над которыми особенно активно развивались бактерии, способные использовать высшие гомологи метана. Окисление метана метанотрофами связано с циклом Зёнгена, идущим в местах разложения органического вещества, при котором высшие гомологи метана не образуются. В этом отношении окисление метана не является процессом, приуроченным к газовым аномалиям. Иное дело представляет окисление летучих высших гомологов метана углеводородоокисляющими микроорганизмами, которое оказалось приурочено к глубинным источникам этих газов. В газовых месторождениях с содержанием метана 80-90% углеводороды С2-С5 составляют 1—15%, причем их концентрация возрастает с глубиной. В попутном нефтяном газе сумма тяжелы углеводородов составляет 25 0%. Над газовыми и нефтяными месторождениями образуются аномалии в содержании углеводородов в газовой фазе пород и почвы. Аномалии приурочены к потокам газов из глубины. Массоперенос из глубин на дневную поверхность осуществляется по зонам трещиноватости пород за счет фильтрационного и диффузионного процессов. Необходимым условием развития окислительного бактериального фильтра служит доступ кислорода. В почве и рыхлых породах обеспечивается доступ атмосферного кислорода из почвенного воздуха или же переносимого подземными водами. В этой зоне смешения встречных газовых потоков и формируется микробное сообщество окислительного бактериального фильтра из микроорганизмов, использующих летучие углеводороды. Наиболее благоприятными для жизнедеятельности организмов, окисляющих неметановые летучие углеводороды, служат подпочвенные аэрируемые горизонты до уровня грунтовых вод и зоны неотектонической трещиноватости. Обычные пластовые температуры для нефтегазоносных бассейнов не превышают 100 °С, но область развития окисляющих углеводороды организмов бактериального фильтра находится у нас в стране в зоне температур менее 10 °С, а в подземных водах 4 °С. [c.143]

Пластовые воды силурийских отложений хлоридно-кальциевого типа, воды сульфатно-натриевого типа распространены только на западных склонах Украинского щита. Минерализация вод возрастает с глубиной от 70 г/л (площадь Локачи) до 190 г/л (площадь Нестеров). Воды обогащены сульфатами. Коэффициент сульфатности уменьшается от одиночных рифовых построек (1—4,27) в сторону барьерного рифа (не более 0,5). Подобное изменение коэффициента сульфатности объясняется неравномерным воздействием УВ на процессы десульфирования — незначительным в районе одиночной рифовой постройки и весьма большим в зоне барьерного рифа. В первом случае выявлены включения окисленной нефти в породе, во втором — различной толщины пленки нефти на воде или выделение газа на устье скважины. [c.204]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология