Геологическая деятельность болот — страница 8

  • Просмотров 5457
  • Скачиваний 79
  • Размер файла 38
    Кб

окислительных процессов. Поэтому для платформенных залежей обычно плотность нефти, ее вязкость, содержа­ние асфальто-смолистых веществ и др. концентрично увеличиваются по пло­щади от центральных участков к периферийным, достигая максимальных зна­чений в «лобовых» (по отношению к направлению давления пластовых вод) частях залежей.2 Некоторые платформенные залежи нефти характеризуются однонаправ­ленным линейным

изменением свойств нефти по площади, которое не свя­зано явным образом с положением внутреннего контура и водонефтяной зоны. Одновременно с увеличением плотности нефти, как правило, растут ее вязкость содержание асфальто-смолистых веществ и парафина, а также уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенных газов. Для газовых залежей во многих случаях наблюдается относительная стабильность состава газов по

объему залежей, особенно залежей сухого газа, где преобладающий компонент — метан. Тем не менее, несмотря на вы­сокую диффузионную активность газов, изменчивость их состава в пределах единой залежи — далеко не редкое явление. Наиболее резко она проявля­ется в содержании кислых компонентов — углекислоты СО2 и особенно сероводорода Н2S. В распределении сероводорода обычно наблюдается зо­нальность, выражающаяся в

закономерном изменении концентраций серово­дорода по площади. Явных закономерных изменении концентрации по вы­соте залежи обычно нет. Газоконденсатные залежи без нефтяной оторочки с невысоким этажом газоносности и невысоким конденсатогазовым фактором, как правило, имеют довольно стабильный состав газа, состав и выход конденсата. Однако при высоте газоконденсатной залежи более 300 м начинают заметно проявляться

процессы гравитационного расслоения, приводя к увеличению содержания конденсата вниз по падению пласта, особенно резко — для залежи с высоким этажом газоносности и нефтяной оторочкой. В этом случае содержание кон­денсата в пониженных участках залежи может быть в несколько раз выше, чем в своде залежи. Известны, в частности, примеры, когда конденсатогазовый фактор в скважинах присводной части залежи составлял 180 см3/м3, а

вблизи газонефтяного контакта — 780 см3/м3, т. е. в пределах одной за­лежи содержание конденсата изменялось в 4 раза. Колебания в 1,5—2 раза обычны для многих месторождений с высокими этажами газоносности при выходе конденсата более 100 см3/м3. Физико-химическое взаимодействие нефтей и газов с поступающими в пласт водами. Продвижение воды в нефтяной пласт при разработке в условиях во­донапорного режима приводит к изменению