Остаточная нефтенасы-щенность

Cтраница 3

Таким образом, запасы остаточной нефти, сосредоточенной в целиках или недренируемых низкопроницаемых интервалах пласта, обусловлены проницаемостной неоднородностью. Поэтому важнейшим условием правильности выбора тех или иных мероприятий для доизвлечения остаточной нефти первого типа является объективное построение карт остаточной нефтенасы-щенности месторождений с выявлением целиков и недренируемых пропластков. [31]

Как показали исследования [1, 8], остаточные нефти месторождений Республики Башкортостан характеризуются повышенным содержанием асфальтенов, смол, а также металлопорфиринов, образующих с реакционноспособными соединениями нефтей устойчивые ассоциаты и надмолекулярные структуры. Наличие жесткоструктурных ассоциа-тов предопределяет повышенную вязкость, низкую фазовую проницаемость при гетерофазной фильтрации, высокую адгезию на поверхности поровых каналов и, как следствие, высокую остаточную нефтенасы-щенность обводненных коллекторов. [32]

Вопросы, связанные с повышением продуктивности скважин, требуют, прежде всего, изучения фильтрационных особенностей разрабатываемых пластов. Исследование фильтрационно-емкостных параметров продуктивных толщ, их распределение в пределах месторождения проводится не только на стадии вскрытия, но и на стадии разработки и эксплуатации месторождения. Остаточная нефтенасы-щенность, являясь физико-технологической характеристикой пласта, определяется его фильтрационной способностью. [33]

В поровом пространстве зоны проникновения нефтеносного пласта остается некоторое количество нефти ( остаточная нефтенасыщенность), за счет чего происходит повышение сопротивления этой зоны. Количество остаточной нефти Кон в зоне проникновения обычно принимается, согласно [2], равным от 0 1 до 0 5 от объема пор в зависимости от соотношения вязкости фильтрата и нефти. Коэффициент остаточной нефтенасы-щенности в прискважинной зоне пласта может быть определен экспериментальным путем, соблюдая требования приближенного моделирования пластовых условий и имитируя вытеснение нефти из исследуемых водо-нефтенасы-щенных пород пресной водой. В качестве примера в табл. 34 приведены результаты таких исследований на породах Колодезной площади. [34]

Насыщение связанной водой определяется из анализа кернов, взятых при бурении нефтью, или же на основании капиллярного метода. Уравнение ( 1) дает только среднюю остаточную нефтенасы-щенность, но в то же самое время является мерилом общего содержания запаса нефти, оставшегося в пласте. [35]

А - продуктивная площадь; h - чистая мощность продуктивного горизонта; / - пористость. Насыщение связанной водой определяется из анализа кернов, взятых при бурении нефтью, или же на основании капиллярного метода. Уравнение ( 1) дает только среднюю остаточную нефтенасы-щенность, но в то же самое время является мерилом общего содержания запаса нефти, оставшегося в пласте. [36]

Эта методика может быть использована также для оценки Kow нефтеносных пластов. Для этого необходимо, чтобы в разрезе той же скважины вблизи от нефтеносного был вскрыт водоносный пласт, коллекторские свойства которого одинаковы с коллекторскими свойствами изучаемого нефтеносного пласта. По данным микрозондов была произведена оценка остаточной нефтенасы-щенности продуктивных песчаников угленосной толщи Манчаровской группы месторождений Башкирии. [37]

Схематическая карта нижнепермской нефтяной залежи Ульяновского месторождения. [38]

В позднедевонских органогенных массивах Пермского Приуралья коллектор МПТ межблоково-емкостного подтипа распространен локально, но практически повсеместно. Его развитие, за редкими исключениями, приурочено к участкам залегания интенсивно перекристаллизованных или окремнелых известняков со вполне монолитной ( ОД. Последняя в образцах каменного материала не несет даже слабых следов остаточной нефтенасы-щенности. [39]

Изменение гидропровод-ности пласта в процессе вытеснения нефти. [40]

В этом опыте были отмечены две характерные особенности трехфазных систем. Во-первых, благодаря присутствию свободного газа при прокачке воды удалось снизить остаточную нефтенасы-щенность полностью обводненного пласта, так что 13 % из остаточных запасов нефти были извлечены. [41]

Для этого требуются применение качественных мицеллярных растворов, буфера подвижности и достаточно высокая нефтенасыщенность пласта. При плохом качестве мицеллярных и полимерных растворов, при плохих свойствах пластовой воды и низкой остаточной нефтенасы-щенности пласта дополнительное извлечение нефти может быть меньше 15 - 20 % от остаточной, что следует рассматривать как неудачное применение метода. [42]

Наибольший технологический эффект получен от применения биополимера, ОЭЦ, СНПХ-9010, СНПХ-9630, резиновой крошки, низкомодульного жидкого стекла и от термоимплозии ( ТИМ), а наибольший экономический эффект - от СНПХ-9630, биополимера, ОЭЦ, СНПХ-9010, ТИМ и разглинизации. За счет третичных методов ежегодно на объектах добывается свыше 220 тыс. т нефти. Сдерживает применение МУН отсутствие информации по работе пластов в механизированном фонде, а также полное отсутствие информации по остаточной нефтенасы-щенности перфорированных пластов поинтервально. Единственный способ оценки выработки запасов - по суммарным отборам из скважин. Здесь нужны серьезные геофизические исследования. [43]

В этом случае происходит замена углеводородных газов, растворенных в нефти, на двуокись углерода. Кроме того, в систему необходимо подать такое количество двуокиси углерода, которое будет достаточным для насыщения нефти. Значение насыщения нефти GO2 должно сохраняться до тех пор, пока в данной зоне не будет достигнут намеченный уровень остаточной нефтенасы-щенности. [44]

Как видно из таблицы, прокачка жидкого или газообразного СО2 после воды приводит к дополнительному вытеснению нефти и, следовательно, к значительному снижению остаточной перенасыщенности. В опытах с закачкой газообразного СО2 дополнительно вытеснено 45 - 50 % от количества нефти, оставшейся в пористой среде после вытеснения водой, а остаточная нефтенасы-щенность снизилась до 9 - 14 % от объема пор. [45]

Страницы: 1 2 3 4