Коэффициент - нефтенасыщение
Cтраница 1
Коэффициент нефтенасыщения находится по данным лабораторных исследований образцов и результатам промыслово-геофизических исследований. Значение этого коэффициента зависит от литолого-физи-ческих свойств продуктивного пласта, свойств нефти, режима пласта, системы разработки и метода эксплуатации. Он определяется, как правило, эмпирическим путем по данным о разработке сходных истощенных месторождений. [1]
Коэффициент нефтенасыщения получают по данным лабораторных исследо ваний образцов и промыслово-геофизических исследований; он зависит от ли толого-физических свойств пласта, свойств нефти, а также режима работы пласт; и системы разработки залежи. [2]
Коэффициент нефтенасыщения р находят по данным лабораторных исследований образцов и результатам промыслово-геофи-зических исследований. [3]
Кя - коэффициент нефтенасыщения; т ] - коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные. [4]
Зона предельного нефтенасыщения характеризуется критическим значением коэффициента нефтенасыщения / с кр, величина которого не зависит от положения, например, зеркала свободной воды. Из этого участка залежи получают практически безводную нефть. Зона недонасыщения имеет коэффициент нефтенасыщения kH меньше критического, зависящий от высоты зоны над выбранным уровнем. Из этого участка залежи также получают безводную нефть. Переходная зона разделяет в пласте участки, из которых получают чистую нефть и чистую воду. В этой зоне присутствуют нефть и свободная вода. [5]
Определение в одной или нескольких скважинах ( в зависимости от размера залежи) коэффициента нефтенасыщения по данным исследования кернов, отобранных путем вскрытия пласта с применением безводных растворов после перекрытия обсадной колонной всех пластов, расположенных над изучаемым объектом. [6]
Объемно-статистический вариант основан на использовании по истощенному ( выработанному) пласту произведения коэффициента нефтеотдачи на коэффициент нефтенасыщения. [7]
Отсутствие достаточных данных о количестве связанной воды по кернам, отобранным из скважин VI горизонта, не позволяет уточнить численную величину коэффициента нефтенасыщения. [8]
Для гидрофобных пластов значения ОНИ пропорциональны объему прокачанной жидкости и уменьшаются при каждой последующей закачке при наличии целиков остаточной нефти с коэффициентом нефтенасыщения, близким к начальному. При реализации технологии КЗК образуется ОНИ, соответствующее режиму вытеснения в около-скважинной зоне. Значения этого ОНИ не характерны для пласта и могут быть использованы лишь для прогноза эффективности вытеснения ( см. разд. [9]
Ья - объемные коэффициенты нефти соответственно при начальном и текущем пластовых давлениях; рнт - коэффициент объемной деформации нефтенасыщенного объема залежи; тат - коэффициент нефтенасыщения залежи, который равен отношению объема нефти в пластовых условиях к общему объему залежи; 2QH - количество добытой нефти, м3 в поверхностных условиях. [10]
Применение косвенных методов определения коэффициента нефтенасыщенности связано с тем, что в настоящее время еще нет разработанной методики и аппаратуры для отбора керна с сохранением пластовых условий, что позволило бы непосредственно определять коэффициент нефтенасыщения. В связи с этим в ряде нефтяных районов США коэффициент нефтенасыщения определяют не только по данным о содержании связанной воды, полученным в результате анализа специально отобранных кернов, но и путем непосредственного изучения нефтенасыщенности кернов, взятых колонковыми долотами. Сравнивая полученные данные, устанавливают для месторождения средний коэффициент потери нефти при обычном подъеме керна колонковым долотом. Пользуясь этим коэффициентом, определяют нефтенасыщенность в различных интервалах разреза и участках пласта путем непосредственного анализа кернов, взятых из скважин обычным способом. По отдельным месторождениям было установлено, что керны, отобранные колонковыми долотами, при подъеме из скважин теряли в среднем около 30 % первоначально содержащейся в них нефти. [11]
Последний вывод вполне закономерен, так как при определении коэффициента упругоемкости пласта [ см. уравнение (V.24) ] необходимо знать объем V залежи, а при определении коэффициента аг [ см. уравнение (V.23) ] - коэффициент пористости kn и коэффициент нефтенасыщения kn пласта. [12]
 |
Сравнение остаточного нефтенасыщения в кернах, взятых при бурении с глинистым раствором ( обычным способом и без глинистого раствора и воды. [13] |
Средняя величина нефтенасыщения, вычисленная по 20 месторождениям Советского Союза, составляет 80 - 86 % ( для мелко - и среднезернистых песчаников); на некоторых нефтеносных площадях нефтенасыщение варьирует в пределах 67 3 - 93 1 %; для известковистого доломита месторождения Ново-Степа - новка коэффициент нефтенасыщения ( по С. [14]
 |
Осредненные зависимости Рн / [ (. [15] |
Страницы: 1 2