Коэффициент - нефтенасыщенность
Cтраница 2
Для подобных залежей коэффициент нефтенасыщенности необходимо обосновывать по методу сопротивления, определение к по асп возможно только с учетом выявления закономерности изменения кн от превышения залегания пласта над уровнем ВНК. [16]
Однако в действительности коэффициент нефтенасыщенности остается прежним, каким он был до начала эксплуатации залежи, так как фиктивное увеличение & н произошло только за счет объема капельной остаточной неэлектропроводной воды. [18]
В процессе снижения коэффициента нефтенасыщенности трещинно-каверновой емкости от начального равновесного значения ( 0 920) до конечного ( 0 322), т.е. при преимущественном продвижении воды по трещинно-каверновой емкости, происходит противоточная капиллярная пропитка пористых блоков. [19]
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. [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. [21]
Произведение коэффициента открытой пустотности на коэффициент нефтенасыщенности или газонасыщенности коллектора ( близк. [22]
В ряде нефтяных районов США коэффициент нефтенасыщенности 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 данные, полученные тем и другим путем, устанавливают для месторождения средний коэффициент потери нефти при обычном подъеме керна колонковым долотом. Пользуясь этих коэффициентом, определяют нефтенасыщенность в различных интервалах разреза и участках пласта путем непосредственного анализа кернов, взятых из скважин обычным способом. [23]
Геофизические методы дают возможность непосредственного определения коэффициента нефтенасыщенности по удельному сопротивлению поро - коллекторов в условиях их естественного залегания. [24]
При подсчете запасов целесообразно осуществлять дифференциацию коэффициентов нефтенасыщенности и соответственно запасов по зонам нефтяной и водо-нефтяной. [25]
Метод основан на количественном использовании данных о коэффициентах нефтенасыщенности ku и извлечения нефти ц, полученных на выработанных залежах. [26]
Общими факторами для всех уравнений являются обводненность, коэффициент нефтенасыщенности, расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами. [27]
 |
График зависимости коэффициента нефтенасыщенности Кн от относи -. тельной глинистости С г. [28] |
Порядок расчетов по определению средневзвешенного по значению глинистости коэффициента нефтенасыщенности следующий. [29]
Наличие остаточной воды, естественно, приводит к снижению коэффициента нефтенасыщенности. Однако остаточная вода существенно влияет на процесс разработки нефтяных месторождений и особенно на процесс вытеснения нефти из коллектора нагнетаемой водой. Опыты показывают, что нефтеотдача пласта при наличии в нем остаточной воды выше, чем при отсутствии ее. Между нефтью и нагнетаемой водой образуется промежуточная зона - оторочка, остаточная вода которой способствует вытеснению нефти. [30]
Страницы: 1 2 3 4