Определение количества остаточной воды в породе проводят на извлеченном керновом материале. Керн помещают в растворитель (толуол), далее при кипении растворителя отделяется вода. Определяется водо-нефте- газонасыщенность породы.
Быстрый метод определения остаточной воды в керне – центрифугирование. С увеличением скорости оборотов центрифуги жидкость вытесняется с пор все меньшего диаметра. С некоторой скорости вращения увеличение скорости практически не влияет на оставшуюся в порах воду, её и считают остаточной. Изменяя скорость ценрифугирования, и определяя количество выделившейся воды, можно построить зависимость «капиллярное давление – водонасыщенность» и по ней определить среднюю остаточную водонасыщенность пород исследуемого пласта. Применяют также и метод полупроницаемых мембран (перегородок) вытеснения воды из керна азотом, воздухом или нефтью, метод вакуумирования и др.
Переходные зоны нефть-вода (ВНК), нефть-газ (ГНК), вода-газ (ВГК). Водонефтяная зона имеет различную мощность в зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств воды и нефти. В песчаниках высокой проницаемости мощность переходной зоны исчисляется сантиметрами, в мелкозернистых – метрами (6-8) м.
Для оценки величины переходной зоны используют геофизические методы и экспериментальные. В переходной зоне распределение нефти и воды очень сложное. Для анализа используют зависимость «капиллярное давление-водонасыщенность».
При вытеснении нефти водой во время эксплуатации месторождения на строение водонасыщенного контакта влияет прирост давлений и фазовые проницаемости системы, проницаемость, капиллярный подъем, физико-химические свойства жидкости.
Радиоактивность пластовых вод обусловлена содержанием в них урана, радия и радона. Практически все подземные воды в различной степени радиоактивны. При заводнении залежи поверхностными водами, вокруг залежи образуется оторочка радиоактивных вод, обусловленная как радиоактивностью остаточных подземных вод, так и выщелачиванием из горных пород радиоактивных элементов. Такая радиоактивная оторочка вод является надежным критерием прохождения водо-нефтяного контакта.
Минерализация пластовых вод нефтяных месторождений колеблется от единиц г/м3 до сотен кг/м3. Минеральные вещества представлены солями натрия, кальция, магния и др. Основными солями являются хлориды и карбонаты, сульфаты. Помимо этого в водах может содержаться йод, бром, редкоземельные элементы, органические вещества.
Нефтяные залежи в большинстве случаев находятся в зоне затрудненного водообмена, но иногда присутствуют и пресные воды.
Плотность пластовых вод возрастает с увеличением минерализации и может достигать 1500 кг/м3 при концентрации солей 642,8кг/м3
Сжимаемость пластовых вод изменяется в пределах (3,7 – 5,0)10-10м2/Н, а при наличии растворенного газа может значительно увеличиваться
bвг = bв (1+0,05 Vг),
где: bвг – коэффициент сжимаемости воды с растворенным газом, bв– коэффициент сжимаемости чистой воды, Vг количество газа, растворенного в воде, м3/м3.
Термическое расширения воды Е = DV / (V DT)колеблется от 18∙10-5 до 90∙10-5 1/град, возрастает с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.
Вязкость пластовых вод зависит от температуры и концентрации растворенных солей, влияние давления незначительно.
С увеличением температуры вязкость воды уменьшается, а с увеличением минерализации - повышается. На величину вязкости воды влияет не только минерализация, но и состав солей. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды в 1,5 – 2 раза больше, чем чистая вода (рисунок 3.6). Газы в воде растворены в небольших количествах и мало влияют на вязкость.
 |
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.