Cтраница 3
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта БС16 - 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 и 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [31]
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта BCi6 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 к 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [32]
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта БС16 - 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 и 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [33]