Cтраница 2
Неучет добавок ОП-10 при определении & но по геофизическим данным в пластах, вскрываемых на растворах с добавками ПАВ, может привести к завышению коэффициента остаточной нефтенасыщенности. [16]
Исходя из этих данных можно сделать вывод, что керны, поднятые из скважин, пробуренных с использованием растворов на водной основе ( глинистые, полимерные), не могут применяться для оценки начальной нефтенасыщенности, но по ним можно оценить коэффициент остаточной нефтенасыщенности и, следовательно, коэффициент вытеснения. [17]
Для этой цели в зависимости от коллекторской характеристики и характера продвижения внешнего КН с возможной равномерностью расположения их по площади было намечено бурение скважин, для того, чтобы по отдельным участкам как минимум по одной скважине уже можно было получить данные о насыщенности всего участка. В результате бурения этих скважин в пределах зон частичного заводнения коллектора определялся коэффициент остаточной нефтенасыщенности. [18]
При оценке остаточной нефтенасыщенности & но геофизическими методами предполагается, что процесс вытеснения нефти в зоне проникновения при ее формировании аналогичен процессу вытеснения нефти водой на водонеф чном контакте при активном водонапорном режиме разработки залежи. Преимущество геофизических методов оценки kHO заключается в том, что они позволяют определять коэффициент остаточной нефтенасыщенности, а следовательно, и коэффициент вытеснения в различных коллекторах как до начала, так и в процессе ее разработки. [19]
Заметим, что при определении коэффициентов начальной газонасыщенности необходимо иметь в виду возможность присутствия в пласте остаточной нефти. Так, по данным А. Г. Дурмишьяна, в зависимости от условий формирования газоконденсатных залежей значения коэффициента остаточной нефтенасыщенности могут достигать десятков процентов. [20]
Интерес представляют зависимости, приводимые на рис. 11.3. Здесь приводятся данные о коэффициенте извлечения конденсата в функции снижающегося пластового давления при разных начальных содержаниях остаточной нефти в пласте. Следует отметить, что коэффициенты извлечения конденсата, достигаемые к моменту снижения пластового давления до давления забрасывания, изменяются в широком диапазоне в зависимости от начальной нефтенасыщенности. Этот факт наглядно отражается на рис. 11.4, где приведены значения коэффициента извлечения конденсата при давлении 0 1 МПа в функции коэффициента остаточной нефтенасыщенности. Здесь обращает внимание наличие неочевидного минимума. [21]
На непрерывное уменьшение удельного сопротивления коллектора в направлении от кровли к подошве указывают кривые потенциал-зондов. Наличие градиента сопротивления на кривой малого потенциал-зонда является не вполне обычным. Объясняется это, по-видимому, присутствием в пласте переходной зоны или уменьшением по вертикали коэффициента нефтенасыщенности коллектора, чему соответствует уменьшение коэффициента остаточной нефтенасыщенности в зоне проникновения и удельного сопротивления зоны по разрезу вниз. [22]