Нефтенасы-щенность

Cтраница 1

Нефтенасы-щенность должна составлять не менее 60 % от объема пор пласта. Процесс сульфирования ароматических углеводородов серной кислотой практически не происходит в присутствии воды. Это не позволяет эффективно применять данный метод на месторождениях с низким содержанием ароматических углеводородов в нефти и в обводненных пластах. [1]

Такая нефтенасы-щенность характерна для выработанных глубокими скважинами песков. [2]

По керну начальная нефтенасы-щенность и насыщенность связанной водой могут быть определены путем взвешивания насыщенного и экстрагированного образца при известной пористости и плотностях флюидов. Но основным лабораторным методом является измерение капиллярного давления на образцах, отобранных при вскрытии раствором на нефтяной основе с тем, чтобы минимизировать ошибки, связанные с изменением смачиваемости. Данные капиллярного давления увязываются с результатами электрометрии скважин, когда по замерам электрического сопротивления определяется характер насыщения пласта. [3]

Сигнал ЯМК от воды и нефти ( а. [4]

Хигдоном был предложен способ оценки нефтенасы-щенности пород-коллекторов по ЯМК, основанный на разделении сигналов от воды и нефти. [5]

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасы-щенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне - и низкопроницаемых прослоев. [6]

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасы-щенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтью пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне - и низкопроницаемых прослоев. [7]

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасы-щенности продуктивных коллекторов нефти происходит опережающее обводнение высокопроницаемых пластов и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное отключение из процесса выработки средне - и низкопроницаемых прослоев, что ведет к обводнению добываемой продукции при значительных остаточных запасах нефти. [8]

Зависимость коэффициентов С и а от соотношения вязкостей U0. [9]

По мере перемещения оторочки происходит изменение нефтенасы-щенности и вязкости жидкостей. [10]

На рис. 106 приведено изменение поля текущей нефтенасы-щенности еще одного участка пласта До Березовской площади. Запасы нефти, не вырабатываемые в пределах данного участка, сосредоточены вдоль западной границы. Текущая нефтенасыщен-ность во времени по данной зоне изменяется слабо. Это положение подтверждается данными промысловых исследований, так как в дальнейшем добывающие скважины, расположенные в этой зоне, были переведены под нагнетание. [11]

В опытах установлено, что при начальной нефтенасы-щенности пласта водные растворы ОП-10 в исследуемом диапазоне концентраций обладают лучшими нефтевытес-няющими свойствами, чем сточная вода промысла. НПАВ из полностью нефтенасыщенной пористой среды прирост коэффициента вытеснения самый заметный. С ростом обводненности пористой среды эффективность снижается. При текущей нефтенасыщенности, равной 45 % от начальной, прирост коэффициента вытеснения еще превышает величину ошибки лабораторного эксперимента, а при меньшей нефтенасыщенности прирост коэффициента вытеснения ( 1 5 - 2 %) становится равным величине ошибки лабораторного эксперимента. [12]

При наличии достаточно достоверных данных об общей нефтенасы-щенности пласта и составляющих его емкостей можно прогнозировать долю вторичной ( трещинно-каверновой) емкости. Такое прогнозирование представляет практический интерес, так как известно, что на поверхность преимущественно выносятся поровые образцы, а образцов с трещинно-каверновой емкостью крайне мало. [13]

Для их устранения необходимо сопоставлять результаты определения нефтенасы-щенности по указанным методам с данными, полученными по кернам, отобранным из скважин, пробуренных на нефтяном или нефильтрующемся растворе. [14]

Из диаграммы / / видно, что при нефтенасы-щенности породы - 45 % и при водонасыщенно-сти - 55 % водонефтя-ной фактор равен 1: 1; вода и нефть в потоке жидкости присутствуют в одинаковых количествах. Применение метода заводнения залежи в условиях, когда в потоке будет больше воды, чем нефти, не может дать положительных результатов, так как при этом отсутствует стадия вытеснения нефти водой в связи со значительной эффективной проницаемостью породы для воды. Поэтому максимальная водонасыщен-ность породыдля успешного применения метода заводнения должна быть ниже приведенных цифр. [15]

Страницы: 1 2 3 4