Остаточная нефтенасы-щенность

Cтраница 2

Результаты электрометрии по скважинам, пробуренным в заводненных зонах, дают ценную информацию о состоянии выработки запасов и позволяют при благоприятных условиях определять текущую или остаточную нефтенасы-щенность на момент выхода скважины из бурения. Эта информация обладает существенным недостатком - она является однократной, строго локализованной во времени и пространстве. Однократные электрические измерения по вновь пробуренным скважинам, выполненные до спуска стальной колонны, не позволяют изучать динамику процессор вытеснения нефти во времени, оценивать последующую доотмывку коллектора, а коэффициенты вытеснения, рассчитанные через начальный коэффициент нефтенасыщенности по соседним скважинам и текущий коэффициент нефтенасыщенности в данной скважине, содержат дополнительные погрешности за счет изменения коллекторских свойств по площади. Эти ошибки могут оказаться одного порядка с величиной ожидаемого эффекта нефтеотдачи в результате применения вторичных и третичных методов добычи. [16]

Одновременно были проведены исследования полноты вытеснения нефти в заводненном объеме по специальной программе, предусматривавшей отбор керна и определение остаточной водонасыщенности коллектора в нефтяной зоне выше текущего ВНК и остаточной нефтенасы-щенности заводненной части. В ноябре 1964 г. при углублении двух скважин ( № 67 и 91) был отобран керн с использованием керноприемни-ка, обеспечивающего сохранение пластового давления. [17]

Чем больше размер пор ( а значит, и капель нефти в них) отличается от размера послепоровых сужений при любой смачиваемости породы, тем больше отношение капиллярных и гидродинамических сил, тем более высокая остаточная нефтенасы-щенность будет в данной породе, тем больше увеличивается перепад давления или степень снижения межфазного натяжения, необходимых для уменьшения остаточной нефтенасыщенности. [18]

Сравнение текущей нефтеотдачи для полимерного и мИцеллярно - полимерного заводнения.| Характерные зоны фильтрации при МПЗ для случаев, когда сорбция полимера не подавлена присутствием ПАВ. [19]

Зона / представляет собой область течения раствора полимера. Предполагается, что остаточная нефтенасы-щенность 52м в этой зоне близка к нулю вследствие движения мицеллярной оторочки. Пластовая вода вытеснена полностью. Правой, границей зоны является фронт полимера. Далее расположена зона 2-область мицеллярного раствора с внедренной в него чистой водой из области полимерного буфера. [20]

Сравнение текущей нефтеотдачи для полимерного и мицеллярно-полимерного заводнения.| Характерные зоны фильтрации при МПЗ для случаев, когда сорбция полимера не подавлена присутствием ПАВ. [21]

Зона / представляет собой область течения раствора полимера. Предполагается, что остаточная нефтенасы-щенность 52м в этой зоне близка к нулю вследствие движения мицеллярной оторочки. Пластовая вода вытеснена полностью. Правой границей зоны является фронт полимера. Далее расположена зона 2 - область мицеллярного раствора с внедренной в него чистой водой из области полимерного буфера. [22]

При отсутствии кернов необходимой длины опыты проводят с короткими образцами, удлиняя лабораторный пласт специальными насадками, устанавливаемыми на концах образца. В результате опыта определяют минимально возможную остаточную нефтенасы-щенность Ящщ, которая может быть достигнута в опыте при прокачке через образец объема воды, значительно превышающего объем пор. [23]

В параграфе рассмотрен ряд задач фильтрации, учитывающих неоднородность смачивающих свойств пластовых пород. Оценено влияние переменной смачиваемости пласта на остаточную нефтенасы-щенность при установившемся режиме вытеснения. Предложен алгоритм численного расчета задач вытеснения в пористых средах, состоящих из различающихся по смачиваемости блоков. Проведено сравнение результатов расчета и экспериментальных данных. [24]

Схематическая карта нижнепермской нефтяной залежи Ульяновского месторождения. [25]

В позднедевонских органогенных массивах Пермского Приуралья коллектор МПТ межблоково-емкостного подтипа распространен локально, но практически повсеместно. Последняя в образцах каменного материала не несет даже слабых следов остаточной нефтенасы-щенности. [26]

Экспериментальная оценка влияния мехпримесей и нефтяных эмульсий на проницаемость была осуществлена в эксперименте на пористой среде, представленной керном с проницаемостью 0 094 мкм по жидкости. Через пористую среду, моделирующую призабой-ную зону пласта нагнетательной скважины с остаточной нефтенасы-щенностью, было профильтровано поочередно с водой 5 оторочек водонефтяной эмульсии суммарным объемом 0 1 Vnnp. Первые две оторочки существенно снизили проницаемость модели при общем ее снижении в 4 7 раза. [27]

Из приведенных расчетных данных следует, что наклон пласта может оказать значительное влияние на величину остаточной нефте-насыщенности. Если угол наклона пласта положительный, то независимо от соотношения плотностей жидкостей остаточная нефтенасы-щенность будет больше в горизонтальном пласте. При этом использование более плотной вытесняющей жидкости дает несколько мень -, шее значение остаточной насыщенности по сравнению с вытеснением менее плотной фазой. Если угол наклона пласта отрицательный, то в этом случае остаточная нефтенасыщенность будет выше, чем при горизонтальном пласте, и это превышение весьма значительно. Кроме того, более плотная вытесняющая жидкость повышает величину остаточной нефтенасыщенности существенней, чем менее плотная. [28]

Схема распределения зон и температур при внутрипластовом горении. [29]

В условиях высоких температур из нефти за счет испарения легких фракций образуется коксообразный остаток. Если процесс протекает нормально, у кровли и подошвы выжженной зоны пласта остаются небольшой толщины участки 2 остаточной нефтенасы-щенности, так как горение в этих частях пласта невозможно в связи с уменьшением температуры ниже температуры воспламенения топлива. Из прикровельной и приподошвенной частей нефть вытесняется только горячими газообразными продуктами горения. Непосредственно перед фронтом горения 3 в условиях высокой температуры из нефти образуется топливо в виде коксоподобного остатка. В зоне коксообразования и впереди нее расположена зона 4 испарения легких фракций нефти и воды при более низкой температуре. Далее формируется сравнительно широкая зона конденсации 5, в которой вода и часть нефти, не вытесненной горячей водой, находятся в состоянии кипения при парциальном давлении этих жидкостей в системе. Вода в зоне 6 может находиться как в жидком, так и в парообразном состоянии. Обладая более высоким давлением, пар воды и углеводородов проталкивает в сторону добывающих скважин оторочку горячей воды и нефти, в результате нефть вытесняется. Таким образом, высокая нефтеотдача пласта при внутри-пластовом горении обусловлена совместным действием на пласт горячей воды, пара и растворителей. [30]

Страницы: 1 2 3 4