Нефтенасыщение

Cтраница 2

Сравнение остаточного нефтенасыщения в кернах, взятых при бурении с глинистым раствором ( обычным способом и без глинистого раствора и воды. [16]

Средняя величина нефтенасыщения, вычисленная по 20 месторождениям Советского Союза, составляет 80 - 86 % ( для мелко - и среднезернистых песчаников); на некоторых нефтеносных площадях нефтенасыщение варьирует в пределах 67 3 - 93 1 %; для известковистого доломита месторождения Ново-Степа - новка коэффициент нефтенасыщения ( по С. [17]

По особенностям нефтенасыщения в верхнем отделе выделяются две площади: собственно Карачухурская, охватывающая прикупольную часть и прилегающее поле восточного крыла, и Зыхская, расположенная в районе грязевого вулкана. [18]

Методика оценки нефтенасыщения пластов по данным исследования добывающих скважин испытателями пластов ( ИП) при вытеснении нефти водным раствором ПАВ была опробована на Николо-Березовской площади Арланского месторождения. [19]

Отмеченные особенности нефтенасыщения разрабатываемых пластов не характерны для коллекторов, обладающих неоднородной смачиваемостью с изменениями предпочтительности смачивания на различных участках внутрипоровой поверхности. Дополнительное влияние смачиваемости на нефтенасыщение разрабатываемых пластов имеется, когда коллектор обладает избирательной или смешанной смачиваемостью, где часть внутрипоровой поверхности - гидрофильная, а часть - гидрофобная. [20]

В результате снижения нефтенасыщения возникающие конечные значения СГ / СП i уменьшаются с уменьшением плотности сырой нефти. Оказывается, что коэффициент продуктивности должен упасть в 5 - 15 раз в результате истощения пласта и связанных с этим изменений факторов, определяющих эксплуатационную производительность скважин. [21]

Кя - коэффициент нефтенасыщения; т ] - коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные. [22]

В основной области нефтенасыщения капиллярные явления ограничены главным образом содержанием связанной воды. Однако и здесь известная доля нефти удерживается капиллярными силами в более мелких порах. В переходных зонах капиллярные силы имеют более существенное значение. По мере удаления от водо-нефтяного контакта вверх по восстанию пласта водой насыщены все более и более мелкие поры, а более крупные насыщены нефтью. В переходной зоне вследствие капиллярных сил вода проникает в нефтяную область. Чем выше от водо-нефтяного контакта, тем большую величину должны иметь капиллярные давления, чтобы уравновесить силу тяжести. У контура нефти вода удерживается лишь в наиболее мелких порах. Аналогичная картина наблюдается и на газо-нефтяном контакте. Суммарная мощность переходных зон пропорциональна поверхностному натяжению на разделе двух фаз ( нефть - вода и нефть - газ) и обратно пропорциональна разнице их плотностей. Поэтому мощность переходной зоны нефть - вода обычно в несколько раз больше мощности переходной зоны нефть-газ. [23]

Контроль за изменением нефтенасыщения коллектора при закачке в пласт пара при помощи электрокаротажа затруднителен в связи со снижением минерализации ( опреснением) вытесняющей воды в результате конденсации и перемешивания пара с пластовой водой. [24]

Существующая технология оценки нефтенасыщения пластов-коллекторов терригенного типа основана на определении их истинного удельного сопротивления. Проникновение фильтрата бурового раствора в водоплавающую нефтяную залежь изменяет электрические параметры по всей ее мощности. Как правило, в нижней части коллектора за счет высокого содержания воды формируются глубокие зоны проникновения, а в верхней части проникновение минимально. Присутствие подвижной пластовой воды и нефти в переходной зоне приводит к образованию окаймляющей зоны вследствие вытеснения пластовой воды фильтратом с образованием своеобразного вала соленой воды. В переходной зоне контакт нефть-вода нечеткий. Пластовый флюид по мощности пласта ( выше уровня гравитационного разделения) неравномерно распределен из-за действия капиллярных сил в порах различного сечения и проницаемости. [25]

Основные существующие представления о нефтенасыщении разрабатываемых пластов сформировались на базе лабораторных исследований: насыщение при прорыве, практическое ( как экономическое) остаточное и действительное остаточное насыщение. Заметим, что все эти насыщения - средние в пределах всего керна ( пласта), так как обычно в исследованиях заводнения насыщение изучается как функция поровых объемов нагнетаемой воды. Насыщения могут серьезно различаться, однако, в системах с промежуточной смачиваемостью и в гидрофобных или в гидрофильных пластах с большим отношением вязкости нефти к вязкости воды. Прорыв происходит, когда вода извлекается на выходном конце системы. Перед прорывом объем нефти добывается для каждого объема нагнетаемой воды, обеспечивая возможность наиболее эффективного вытеснения. [26]

Если известны пластовое давление и нефтенасыщение как функции конечной нефтеотдачи, можно оценить уравнение ( 1) также функцией конечной нефтеотдачи. [27]

Характерной особенностью рассматриваемого разреза является интенсивное нефтенасыщение всех тонких песчаных про-пластков, находящихся между основными, наиболее мощными песчаными горизонтами. [28]

Структурные модели природного нефтенасыщения. [29]

По мере роста степени гидрофобизации нефтенасыщение блоков уменьшается. В гидрофобном коллекторе нефтенасыщенными оказываются каверны и трещины, а в блоках сосредоточена остаточная вода. [30]

Страницы: 1 2 3 4