Коэффициент - нефтенасыщение
Cтраница 2
Туймазинского месторождения ( по В. Н. Кобрановой); 3 - пески и песчаники девона Туймазинского месторождения ( по Г. С. Морозову); i - песчаники угленосной свиты и песчаники девона ( 5) месторождений Куйбышевского Поволжья ( по Н. Я. Качуриной); 6 - песчаники девона Ромашкинского месторождения ( по Л. П. Долиной и Г. И. Скобликовой); 7 - песчаники третичных отложений месторождений Грозного ( по Л. П. Долиной); 8 - песчаники девона Туймазинского месторождения ( по А. В. Золо-тову); 9 - песчаники разного возраста ( по Ф. И. Котяхову); ю и 11 - осредненные кривые для песчаных и карбонатных коллекторов, рекомендованные В. Н. Дахновым для определения коэффициентов нефтенасыщения. [16]
Разность объемов, занимаемых открытыми порами и остаточной водой, характеризует нефтенасыщенную емкость коллектора. Коэффициент нефтенасыщения характеризует отношение нефтенасыщенной емкости к объему открытого перового пространства коллектора. Помимо коэффициента нефтенасыщения существенное влияние на ОНИ разрабатываемых пластов оказывает характер распределения остаточной воды и нефти в природных пластах. [17]
 |
Добыча жидкости дж и нефти дп и U обводненность продукции тг по скв. 726. [18] |
При определении коэффициента использования запасов нефти по горизонту HKHi мы стремились получить численные показатели, наиболее близкие геологическим условиям недр. При расчете важны величины коэффициента нефтенасыщения и эффективной мощности пласта. Последняя была принята равной истинной мощности, так как в литологическом отношении горизонт НКПг состоит почти из одних песков и алевритов. [19]
Для определения нефтенасыщенности пород используют, кроме того, данные геофизики, так как между удельным сопротивлением и нефтенасыщен-ностью породы существует связь, выражающаяся в том, что для одного и того же коллектора при прочих равных условиях с увеличением нефтенасыщенности пласта повышается его удельное сопротивление. Однако для более точного определения коэффициента нефтенасыщения следует производить его комплексные определения, сопоставляя результаты определения по данным геофизики с данными, полученными в контрольных скважинах. [20]
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. [21]
Чем более глинистые породы слагают коллекторы, тем больше связанной воды содержится в пласте, тем ниже коэффициент нефтенасыщения. [22]
В большинстве случаев с ростом заглинизированности коллектора значения остаточной водонасыщенности возрастают, так как глина является гидрофильной мелкопористой составляющей коллектора. Исключение составляют некоторые типы глин, например, шамозитовая глина, которая по данным [18] гидрофобизует поверхность пор, так как ионы железа, входящие в ее состав - сильные активаторы. Коэффициент начального нефтенасыщения характеризует общую нефтесо-держащую емкость коллектора, но не отражает структуру начальной нефтенасыщенности. [23]
Разность объемов, занимаемых открытыми порами и остаточной водой, характеризует нефтенасыщенную емкость коллектора. Коэффициент нефтенасыщения характеризует отношение нефтенасыщенной емкости к объему открытого перового пространства коллектора. Помимо коэффициента нефтенасыщения существенное влияние на ОНИ разрабатываемых пластов оказывает характер распределения остаточной воды и нефти в природных пластах. [24]
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. [25]
В трещиноватом коллекторе в связи с небольшой площадью поверхности трещин и незначительным проявлением капиллярных сил количество остаточной воды невелико. Исследования ВНИИГРИ показали, что толщина пленки воды в щели, обусловленная действием молекулярных сил, не превышает 0 016 мкм. Это указывает на то, что в природном коллекторе нефтенасыщенность трещин приближается к 100 %, а коэффициент нефтенасыщения - к единице. [26]
Страницы: 1 2