Остаточное нефтенасыщение

Cтраница 1

Остаточное нефтенасыщение в пласте с энергией газа равно, очевидно, единице минус сумма насыщения водой и свободным газом. [1]

Указанное остаточное нефтенасыщение должно иметь тот же порядок цифр, что и соответствующая величина, ограничивающая вытеснение нефти при заводнении пластов. [2]

Количественно капиллярно-защемленное остаточное нефтенасыщение определяется капиллярно-напорным равновесием в промытой области зоны проникновения. [3]

Рассмотрим остаточное нефтенасыщение промытой части зоны проникновения. В этом режиме при вытеснении нефти из прискважинной области гидрофильного пласта - коллектора, начиная с некоторого критического нефтенасыщения, сплошная нефтяная фаза разрывается на отдельные капли - глобулы, которые прочно удерживаются в промытой зоне. При обычных скоростях вытеснения эта нефть является неподвижной ( остаточной) и в течение длительного периода ее количество по аналогии с адсорбированной нефтью считали свойством пористой среды. [4]

Величина остаточного нефтенасыщения определяется деталькой микроскопической поровой структурой коллектора и капиллярными свойствами, но не равновесием относительной проницаемости обоих подвижных компонентов двухфазной системы. Но на практике наблюдается почти универсальный постепенный рост водосодержания вслед за первым прорывом воды в дебите нефти из эксплуатационных скважин, что является полным противоречием вышеприведенной картине. [5]

Величина остаточного нефтенасыщения определяется детальной микроскопической поровой структурой коллектора и капиллярными свойствами, но не равновесием относительной проницаемости обоих подвижных компонентов двухфазной системы. [6]

При изучении остаточного нефтенасыщения методом бокового электрического зондирования по специальным оценочным скважинам рассматриваемый пласт в зависимости от коллекторских свойств и характера продвижения внешнего контура нефтеносности должен быть разбит на отдельные участки. На каждом участке должно быть пробурено хотя бы по одной скважине, данные которой будут характеризовать остаточное нефтенасыщение рассматриваемого участка. Величина последнего в зависимости от интенсивности и характера продвижения водонефтяного контакта, а также коллекторских свойств пласта на участке может оказаться весьма различной. [7]

Для прогноза остаточного нефтенасыщения используется приведенная динамическая модель, в соответствии с которой необходимо знать параметры /, Кво, Пкр, П, б, которые можно определить по промыслово-геофизическим данным при следующих условиях. [8]

Сопоставление коэффициента остаточного нефтенасыщения по промыслово-геофизическим методам для пластов flj и Дц Туймазинского месторождения с проницаемостью показало практическое отсутствие связи между этими параметрами. Аналогичный результат получается при сопоставлении Кно с пористостью, глинистостью, остаточным водонасыщением. [9]

Для оценки остаточного нефтенасыщения использовался широкий комплекс геофизических исследований: двойное индукционное и боковое зондирование; микробоковое зондирование; акустическое, нейтронное и гамма-гамма зондирование; были проведены измерения по системе КЗК и исследование керна, отобранного без сохранения давления. [10]

Прогноз распределения водонасыщения промытой зоны по комплексу геофизических исследований ( а и фактическое ( б. [11]

Определяют коэффициент остаточного нефтенасыщения пласта. [12]

Динамические модели остаточного нефтенасыщения промытой зоны требуют соответствия параметров всех четырех групп условиям, имеющимся при проведении геофизических исследований скважин. [13]

Детальное определение остаточного нефтенасыщения продуктивной части пласта Cyi на Ашитском участке Арланского месторождения было проведено при сплошном отборе керна из скважин, пробуренных с использованием нефильтрующейся промывочной жидкости, обработанной специальными химическими реагентами. [14]

У Галиной определяется остаточное нефтенасыщение в модели дуплета, одна из пор которого расширяется. [15]

Страницы: 1 2 3 4