Законтурные воды

Максимальное обогащение органическим веществом происходит в приконтурных водах нефтяных и газоконденсатных месторождений — Сорг. общ. соответственно равно 370 и 826 мг/л. Несколько меньше его содержат законтурные воды нефтяных месторождений (110 мг/л) и еще меньше — воды газовых месторождений (35 мг/л). Но несмотря на резкую разницу в содержании Сорг. в разных водах нефтегазовых месторождений, природа органического вещества этих вод, очевидно, одинакова. Об этом свидетельствуют практически одинаковые соотношения трех групп органических веществ Сорг. 7—22% Сорг. лет. 20—32% и Сорг. кислот 58—67%. Таким образом, воды нефтегазовых месторождений существенно отличает от других вод преобладание в их составе органических кислот. В этой связи еще раз уместно вспомнить высказывание В. И. Вернадского, который писал, что специфический химический состав подземных вод нефтяных месторождений связан с наличием в них растворенных органических кислот и, в частности, жирных кислот. [c.145]

Особое место в системе природных вод В. И. Вернадский отводил водам нефтяных месторождений, имеющим специфический химический состав, в том числе содержащим органические вещества и газы. 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. 453]. 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. [c.99]

Поставим задачу следующим образом. Газовая или нефтяная залежь площадью S рассматривается как укрупненная скважина радиусом Лз = у/з/п. Законтурная вода, окружающая залежь, простирается до бесконечности. До начала отбора давление во всем водоносном пласте равно в момент, принимаемый за начальный, I = О, давление на забое снижается до значения и поддерживается постоянным в течение всего периода эксплуатации. Требуется определить объем воды, поступившей в укрупненную скважину за время /. Считая, что водоносный пласт имеет постоянную толщину Л, коэффициент проницаемости к и обозначая через т , вязкость воды и через р упругоемкость водоносного пласта, можем написать дифференциальное уравнение упругого режима для плоскорадиального течения воды к укрупненной скважине (5.49) [c.172]

Бензол в поверхностных водах, в водах пустых структур и непродуктивных горизонтов почти полностью отсутствует. В водах нефтегазоносных горизонтов он содержится в количестве 0,01—1,58 мг/л, а в законтурных водах —от 0,01 до 0,35 мг/л. На- [c.14]

В законтурных водах различных нефтегазоносных бассейнов, по данным 86 анализов, содержится от 0,57 до 126,8 мг/л Сорг. нелетучих органических веществ (в среднем 15,4 мг/л). Углерод летучих веществ определен лишь в 15 пробах, где его содержание изменяется в меньших пределах (от 4,5 до 62 мг/л), но при большем средневзвешенном значении (25 мг/л) по сравнению с Сорг,. В сумме углерод летучих и нелетучих веществ в среднем составляет 40 мг/л, однако с учетом летучих кислот (в среднем 196 мг/л) общее среднее содержание Сорг. в законтурных водах можно оце- [c.104]

Ог ок. Сорг. в законтурных водах нефтегазовых месторождений [c.105]

Среди нелетучих веществ небольшую долю составляют и фенолы, количество которых изменяется от 0,1 до 1,0 мг/л (встречаемость 62%). Гистограммы распределения органических веществ в законтурных водах показаны на рис. 15. [c.107]

Таким образом, законтурные воды нефтегазовых месторождений содержат значительные количества органических низкомолекулярных летучих и нелетучих кислот, составляющих большую часть суммы растворенных органических веществ. Высокомолекулярные кислоты, фенолы, смолы, гумус и другие нелетучие соединения составляют небольшую долю. [c.107]

Законтурные воды нефтяных месторождений. ........... 15,4 25,0 70,0 110 [c.120]

Из проанализированных 46 проб воды бензол и его гомологи обнаружены в 20 пробах из 21, отобранных в зоне контакта с нефтяными залежами в количестве нескольких миллиграммов на литр. В законтурных водах определены лишь сотые и десятые доли (редко единицы) миллиграмма на литр углеводородов, а в водах вне месторождений в 9 случаях из 11 они не обнаружены. [c.129]

Рис. 21. Относительное содержание и распространенность водорастворенных углеводородов в приконтурных и законтурных водах нефтяных месторождений

I — приконтурные воды 2 — законтурные воды. I — относительное содержание углеводородов (в % от суммы люминесцирующих веществ) [c.130]

Из табл. 57 следует, что приконтурные и законтурные воды нефтяных месторождений содержат максимальное количество нафтеновых кислот. В то же время высокие их содержания не характерны для газовых месторождений, хотя и при высокой величине встречаемости. Низкие (фоновые) содержания и распространенность характерны для грунтовых и межпластовых вод вне нефтегазовых месторождений. [c.133]

I — законтурные воды Туркмении 2 — воды непродуктивных горизонтов Азово-Кубанского бассейна 3 —воды непродуктивных горизонтов Бухаро-Хивинской области [c.155]

Весьма существенное влияние на обогащенность подземных вод органическим вещество.м оказывает их динамичность. При интенсивном водообмене породы более промыты, в них содержится меньше органического вещества, время контакта воды и породы меньше, чем при замедленном (затрудненном) водообмене. В связи с этим в водах, заключенных в более водообильных и водопроницаемых пластах и двигающихся с большей скоростью, содержится меньше органического вещества по сравнению с водами слабопроницаемых водоносных пород, имеющих низкие коэффициенты фильтрации. К сожалению, в генетической гидрогеологии еще не решен вопрос возраста глубокозалегающих подземных вод артезианских бассейнов, а расчеты скоростей их движения ненадежны и противоречивы. Поэтому условно о динамичности и скорости вод можно судить по дебитам водоисточников. Например, в Грозненско-Дагестанской области в законтурных водах нефтяных месторождений, отобранных из скважин с дебитом более 300 м сутки, количество Сорг. равно 1,9 мг/л, а в водах, отобранных из скважин с дебитом менее 300 м /сутки,—4,9 мг/л. Подобная зависимость Сорг. от дебитов наблюдалась и в других районах [211]. [c.156]

Воды области разгрузки Грунтовые воды. . . . Законтурные воды нефтяных месторождений. ........ [c.163]

О влиянии нефтегазовых залежей на величину содержания и состав органических веществ в подземных водах нефтегазовых месторождений (особенно приконтурных) говорилось в гл. V. Следует лишь подчеркнуть, что это влияние во многом зависит от состава нефтей, физико-химических и термодинамических условий. Легкие нефти, повышенные температуры и давления, щелочной тип воды, замедленный водообмен способствуют растворению и диффузии компонентов нефти в контактирующую с ней воду. Вероятно, диффузионными процессами частично можно объяснить высокие содержания органических веществ в законтурных водах [c.171]

Среднее содержание Сорг. общ. в грунтовых водах равно 27,4 мг/л, в межпластовых артезианских водах вне нефтегазовых залежей 48,5 мг/л и в водах областей разгрузки 52,5 мг/л. Наиболее обогащены органическим веществом приконтурные воды нефтяных и газоконденсатных месторождений, в которых Сорг. общ. соответственно составляет 370 и 826 мг/л. Значительно меньше органического вещества содержат законтурные воды (ПО мг/л), воды непродуктивных горизонтов нефтяных месторождений (60 мг/л) и воды газовых месторождений (35 мг/л). [c.175]

Во всех расчетах данного параграфа будем пока пренебрегать разностью в вязкостях нефти и краевой воды. Мы неоднократно замечали, что пренебрежение подобным фактором особенно сильно отражается на результатах подсчетов интервалов времени и количество воды, добываемой с нефтью из скважин после начала их обводнения. В 53 мы приближенно учтем разность в вязкостях законтурной воды и нефти и тогда увидим, как резко сократятся подсчитанные здесь интервалы времени. [c.204]

Поставим перед собой такую задачу определить плоЩаДь целиков и количество добытой чистой нефти к моменту появления в скважинах законтурной воды. [c.211]

Глядя на рис. 67, мы, конечно, не можем утверждать, что величина (5 — 5л) будет равна количеству воды, отобранному скважинами за время ( с—Т) после их обводнения из этого рисунка видно, что контур нефтеносности А1, отвечающий концу интервала времени с, несколько заходит в застойную область. Поэтому ясно, что количество 5в отобранной скважинами законтурной воды будет меньше (5 — 5л), но 5в не будет сильно отличаться от (5 —5л). [c.214]

Условимся, ради краткости, в такой терминологии (см. также 25) постановку какой-либо задачи, в которой не учитывалась разница в вязкостях нефти и краевой воды, будем называть идеальной постановку той же задачи, но с учетом различия в вязкостях нефти и законтурной воды, будем называть реальной постановкой. При реальной постановке задачи будем употреблять те же буквенные выражения, что и при идеальной, но только со скобочками над буквами, если только между соответствующими величинами есть какое-либо различие. [c.215]

В главе I, исследуя проблему проталкивания нефти краевой (законтурной) водой, мы считали, что нефть и вода имеют разные, но постоянные вязкости, что проницаемость пласта так же постоянна и она не меняется даже в той области, которая была первоначально занята нефтью, а затем обводнилась. [c.223]

Настоящее время разработка сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири (Медвежье, Уренгойское, гамбургское) вступила в завершающую стадию, которая характеризуется высокими темпами продвижения подошвенных и законтурных вод, нарастающим обводнением добывающих скважин и интенсивным разрушением их призабойных зон, что Осложняет эксплуатацию и может привести к сокращению сроков подачи газа на дальний транспорт и снижению промышленного коэффициента газоотдачи. [c.53]

На Леляковском месторождении в Днепровско-Донецкой впадине основной объем добываемой нефти приходится на карбонатный пласт П1 2 пермского возраста, который по последним представлениям является рифогенным. Мощность его колеблется от 11 до 32 м. В процессе разработки фиксировалось довольно большое снижение пластового давления. Законтурные воды оказались неактивными, что не позволило использовать законтурное заводнение при разработке месторождения (Клочко, Демиденко, 1968). Все это свидетельствует об изолированности залежи, заключенной в рифогенном коллекторе. [c.41]

Преимуществом обладают купольные участки и чисто нефтяные зоны, не испытывающие в процессе разработки влияния законтурных и подошвенных вод. Опыт показывает, что применение потокоотклоняющих МУН в водонефтяных зонах малоэффективно, так как отрицательно сказывается влияние материковой пластовой воды. Гидродинамическая связь подошвенных и законтурных вод с эксплуатационными скважинами обусловливает определяющее влияние законтурной зоны на характер обводнения, слабую выработку пласта - с одной стороны, и невозможность искусственного регулирования этих процессов - с другой. [c.155]

Средние величины концентрации элементов в газоконденсатах (ГК), конденсационных водах (КВ), нефтн кайнозойских (НК2) и мезозойских (НМ2) месторождений и законтурных водах (ЗВ) (пХ 0 %). По В. И. Петренко, С. С. Заводнову [c.343]

Однако значительное изменение нефтей может также происходить в пластовых условиях, в зоне водонефтяного контакта. В этом отношении привлекает внимание нефть месторождения Бозоба. По геологическим данным, по-видимому, она (скв, Г-1) попала на далекую периферию залежи и находится вблизи контакта с законтурными водами. Поэтому можно предположить, что Кенкиякская и Бозобинская структуры представляют единое крупное поднятие, что существенно повышает масштабнос ь Кенкиякского месторождения. [c.400]

Содержание Nopr. в законтурных водах изменяется от 0,07 до 4,37 мг/л (среднее по 36 анализам 0,6 мг/л). Отношение Сорг. к Nopr. колеблется в широких пределах — от 0,5 до 145 (среднее 23). Этот диапазон свидетельствует о чрезвычайно большом различии в содержании азотсодержащих органических соединений в некоторых водах их количество такое же, как и в белковых сое- [c.105]

Рис. 15. Гистограммы распределения органически.х веществ в законтурных водах нефтегазовых 1место-рождений (условные обозначения с.м. на рис. 12)

I — грунтовые воды областей питания II — межпластовые артезианские воды вне нефтегазовых месторождений Illa —воды непродуктивных горизонтов нефтяных месторождений III6 — законтурные воды нефтяных месторождений 1Пв — приконтурные воды нефтяных месторождений 1Иг —воды газоконденсатных месторождений 1Пд —воды газовых месторождений IV — воды областей разгрузки [c.139]

Как известно, на динамичность подземных вод влияют структурные особенности района. Например, на участках нефтегазовых месторождений по сравнению с остальными областями глубокого залегания вод скорость движения подземных вод значительно уменьшается (приконтурные воды часто существенно отличаются даже от законтурных вод более высокой величиной минерализации). То же самое относится к поднадвиговым частям структур, где движение вод часто замедленно по сравнению с надвиговыми их частями. В связи с этим в водах нефтяных месторождений (особенно контактирующих с нефтяными и газоконденсатными зале-жа.ми) содержание органических веществ является максимальным. [c.156]

Проанализировано 46 проб. В 20 из 21 пробы, отобранных в зоне контакта подземных вод с нефтяными залежами, бензол и его гомологи С —Се обнаружены в количествах, составляющих в основном несколько миллиграммов на 1 л максимальные содержания достигали 14 мг/л (Краснодарский край). В 14 пробах, отобранных в законтурных водах нефтяных месторождений, эта же группа углеводородов определена в количестве, изменяющемся от сотых долей до единиц миллиграммов на 1 л. В пробах, отобранных с разведочных или ненефтеносных площадей, в 9 случаях из И бензол и его гомологи не обнаружены. [c.160]

Pii . 39. Изменение характера газоносности в законтурных водах в южной части Урало- [c.95]

Большинство минералов, слагающих коллекторы, слабомагнитны, а нефть является диамагнетиком. Магнитные аномалии от залежей, связываемые с различием углеводородов и законтурных вод, а также пород-коллекторов в области залежи и вне ее составляют первые единицы нанотесл. На месторождениях нефти и газа, как правило, наблюдаются отрицательные локальные аномалии магнитного поля от единиц до сотен нанотесл, что является косвенным признаком наличия возможной залежи. [c.40]

Мы пока изучаем такую систему эксплуатации купольной залежи нефти пласт сначала эксплуатировался п скважинами кольцевой батареи до момента появления в них краевой (законтурной) воды. После этого эксплуатация скважин кольцевой батареи прекращается и начинается эксплуатация одной центральной скважиной вторая стадия эксплуатации, в продолжение которой также добывается только чистая нефть, без воды, длится до момента появления воды в центральной скважине. С этого момента начинается третья стадия эксплуатации — центральная скважина дает нефть и воду третью стадию будем считать -законченной, когда центральная скважи 1а совсем прекратит давать нефть, т. е. когда она и весь пласт окажутся полностью обводненными Ч Полная продолжительность t первой и второй стадий эксплуатации, т. е. то время 1, в течение которого из пласта добывалась чистая нефть, найдется так [c.107]

В течение времени ( к — Т) эта заостренность языка обводнения будет сглаживаться — язык обводнения будет расширяться и в скважину будет поступать нефть с водой. Напомним, что линии тока иЛх и УАи вдоль которых подсчитывается время tк, касаются прямой линии ММ. Поэтому можно утверждать, что к концу промежутка времени к контур нефтеносности примет положение кривой линии РАхРи касающейся прямой линии ММх в точке Ах (в центре скважины). Таким образом, к концу промежутка времени tк ни одна частица законтурной воды еще не проникнет в застойную область МО О х МхАх. Наоборот, к концу промежутка времени точки и 7 1 контура нефтеносности, двигавшиеся вдоль сброса и нейтральной линии тока, достигнут точек М я Мх к концу интервала времени контур нефтеносности обя-вательно проникнет в застойную область и примет положение сривой МаАхйМх, у которой острие уже направлено в сторону, противоположную предыдущему. [c.210]

В гидрогеологической практике часто используют названия законтурные воды (водоносная часть горизонта за контуром продуктивности) и внутриконтурные воды (то же, что и подощвенные) [c.16]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология